馬奎前，劉英憲，蘇彥春

（中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300452）

合理的產(chǎn)能評(píng)價(jià)對(duì)調(diào)整方案的編制至關(guān)重要，特別是海上油田，由于工程投資較大，過高或者過低的產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果將直接關(guān)系到調(diào)整方案的經(jīng)濟(jì)性［1-2］。從2009年開始，渤海S油田開始實(shí)施了我國(guó)海上油田首次整體加密調(diào)整，探索了一套海上油田加密調(diào)整方法和模式［3］，取得顯著效果；但是調(diào)整井投產(chǎn)后，實(shí)際產(chǎn)能全面超過了油田調(diào)整方案的設(shè)計(jì)值，需要從地質(zhì)油藏角度予以正確分析。正確認(rèn)識(shí)調(diào)整井產(chǎn)能高于設(shè)計(jì)的原因，對(duì)合理制定海上油田開發(fā)調(diào)整方案顯得尤為重要。

1 加密井產(chǎn)能與方案設(shè)計(jì)對(duì)比

按照綜合調(diào)整方案設(shè)計(jì)，渤海S油田加密調(diào)整井平均產(chǎn)能為52 m3/d，投產(chǎn)初期平均產(chǎn)能達(dá)到79 m3/d，投產(chǎn)初期平均單井增油量達(dá)到27 m3/d，但各平臺(tái)調(diào)整井產(chǎn)能全面超過了方案設(shè)計(jì)，如表1所示。

表1 初期投產(chǎn)產(chǎn)能及含水率與方案設(shè)計(jì)對(duì)比

油井產(chǎn)能q的計(jì)算公式為［4］

式中：J0為米采油指數(shù)，m3/（d·MPa）；h 為生產(chǎn)厚度，m；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa。

由式（1）可知，對(duì)比式中各參數(shù)，即可獲得初期實(shí)際產(chǎn)能偏高的原因，對(duì)比結(jié)果如表2所示。

表2 初期投產(chǎn)指標(biāo)與方案設(shè)計(jì)對(duì)比

由表2可以看出，從產(chǎn)能設(shè)計(jì)的3個(gè)要素來看，調(diào)整井鉆后射開的生產(chǎn)厚度比設(shè)計(jì)值要小，而生產(chǎn)壓差相比設(shè)計(jì)值僅高出0.1～0.2 MPa，對(duì)產(chǎn)能增加影響不大；因此，加密調(diào)整井產(chǎn)能上升主要是由米采油指數(shù)的增加造成的。

2 加密井產(chǎn)能提高原因

2.1 米采油指數(shù)的變化特征

投產(chǎn)的調(diào)整井中，將具有壓力測(cè)試資料的10口井的米采油指數(shù)與含水率的關(guān)系繪制于同一張圖內(nèi)，如圖1所示。兩者的對(duì)應(yīng)關(guān)系可以劃分為2部分：一部分是K20，K5，L3井所代表的米采油指數(shù)明顯偏高的數(shù)據(jù)點(diǎn)；其余7口井是米采油指數(shù)隨含水率均呈規(guī)律性下降趨勢(shì)的生產(chǎn)井?dāng)?shù)據(jù)點(diǎn)。通過分析2部分生產(chǎn)井所代表的規(guī)律，即可獲得加密井產(chǎn)能高于設(shè)計(jì)值的原因。

圖1 定向井米采油指數(shù)與含水率的關(guān)系

2.1.1 調(diào)整井選擇性打開油層

密閉取心資料證實(shí)，經(jīng)過多年的注水開發(fā)，S油田各層都出現(xiàn)了不同程度的水淹，且強(qiáng)水淹呈條帶狀分布在各層中［5-7］；因此，為了擴(kuò)大縱向水驅(qū)波及體積，在調(diào)整井實(shí)施射孔的過程中，對(duì)鉆遇的油層實(shí)施了選擇性打開，即在強(qiáng)水淹段不予射開的同時(shí)，需要在縱向上對(duì)強(qiáng)水淹層相鄰層進(jìn)行一定程度的避射。

以S油田典型韻律物性及流體參數(shù)為基礎(chǔ)，建立機(jī)理模型，當(dāng)模擬砂體底部出現(xiàn)強(qiáng)水淹條帶后新鉆調(diào)整井投產(chǎn)，從不同避射程度對(duì)含水率及產(chǎn)能的影響來看，在強(qiáng)水淹條帶不射開的前提下，當(dāng)避射程度為0.33時(shí)，單井所獲累計(jì)產(chǎn)量最高（見圖2）。

圖2 累計(jì)產(chǎn)油量、含水率與避射程度的關(guān)系

按此避射原則實(shí)施射孔后，調(diào)整井較方案預(yù)測(cè)含水率大幅下降，而含水率下降必然引起米采油指數(shù)升高。3個(gè)平臺(tái)的調(diào)整井平均含水率由方案預(yù)測(cè)時(shí)的68%下降至39%，下降29%；同時(shí)由圖1可知，米采油指數(shù)提高了0.23 m3/（MPa·d），這是加密井產(chǎn)能提高的主要原因。

2.1.2 層間干擾程度降低

對(duì)海上油田而言，受工程及經(jīng)濟(jì)等因素限制，往往油田開發(fā)全過程均采用多層合采方式開發(fā)，這將不可避免地造成層間干擾，從而影響合采產(chǎn)量［8-11］，諸多文獻(xiàn)曾研究過合采油田的層間干擾現(xiàn)象，認(rèn)為適當(dāng)增大生產(chǎn)壓差能夠降低層間干擾的影響［12］。在此，為了描述生產(chǎn)壓差對(duì)層間干擾的影響，定義壓差系數(shù)Z為

由式（2）可知，Z越大，代表單位厚度下驅(qū)動(dòng)原油的能量也就越大，在各井宏觀物性分布差異不大的前提下，生產(chǎn)壓差越大，合采造成的層間干擾必然越小，通過對(duì)比生產(chǎn)井的壓差系數(shù)，K20，K5，L3井是所有生產(chǎn)井中壓差系數(shù)最高的。如圖3所示，正是由于壓差系數(shù)提高降低了合采條件下的層間干擾，進(jìn)而導(dǎo)致圖1中K20，K5，L3井的米采油指數(shù)明顯高于相同含水階段的其他井?dāng)?shù)據(jù)。

2.2 井斜對(duì)米采油指數(shù)的影響

對(duì)于海上油田而言，由于采用生產(chǎn)平臺(tái)進(jìn)行開發(fā)，大部分生產(chǎn)井必然是斜井，在方案設(shè)計(jì)過程中，在工程以及鉆完井設(shè)計(jì)尚未進(jìn)行條件下，對(duì)油井的斜度是無法獲得的；因此，在編制方案預(yù)測(cè)調(diào)整井產(chǎn)能過程中，采用直井產(chǎn)能預(yù)測(cè)方程進(jìn)行計(jì)算。

圖3 加密油井壓差系數(shù)對(duì)比

Besson在1990年提出了任意井斜角下的斜井產(chǎn)能qs計(jì)算方程：

式中：Kh，Kv分別為垂直、水平滲透率，10-3μm2；Bo為原油體積系數(shù)；rw為井底半徑，m；re為動(dòng)用半徑，m；μo為原油黏度，mPa·s；S 為機(jī)械表皮因子；Sθ為井斜帶來的擬表皮因子；θ為井斜角，°。

定義大斜度井與直井產(chǎn)能的比值為增產(chǎn)倍數(shù)J：

以式（5）為基礎(chǔ)，假設(shè)動(dòng)用半徑為350 m，井底半徑為 0.1 m，Kh取油田平均滲透率 2 250×10-3μm2，Kv為225×10-3μm2，地層厚度為 40 m，可以獲得井斜角與增產(chǎn)倍數(shù)之間的關(guān)系（見圖4）。

由圖4可以看出，對(duì)于大斜度井而言，隨井斜角增加，泄流面積增加，增產(chǎn)倍數(shù)也隨之增長(zhǎng)，S油田加密調(diào)整井平均井斜角達(dá)到了44°，試井解釋機(jī)械表皮因子在5以下，增產(chǎn)倍數(shù)達(dá)到1.25～1.51。由此可見，井斜角的增加也是其產(chǎn)能提高的因素之一。

圖4 增產(chǎn)倍數(shù)與井斜角關(guān)系曲線

3 結(jié)論

1）S油田加密調(diào)整井產(chǎn)能超過方案設(shè)計(jì)，主要原因是實(shí)際投產(chǎn)的米采油指數(shù)比方案預(yù)測(cè)值要高。

2）通過對(duì)加密調(diào)整井進(jìn)行選擇性射孔，避射強(qiáng)水淹層，使調(diào)整井含水率下降，進(jìn)而米采油指數(shù)得到提高。同時(shí)，部分井通過提高壓差系數(shù)，使多層合采條件下單位厚度的生產(chǎn)壓差提高，降低了層間干擾，進(jìn)而提高米采油指數(shù)。

3）大斜度井井斜角的增加有利于增加泄油面積，增產(chǎn)倍數(shù)提高，井斜角越大，增產(chǎn)倍數(shù)越大。因此，在方案設(shè)計(jì)時(shí)應(yīng)盡可能考慮井斜的影響，以正確評(píng)估產(chǎn)能。

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