海上轻质油藏薄油层单井避射方案研究与实践1

张博，马栋，李扬，何芬，王龙

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 300459)

我国海上油田多为边底水广泛发育的轻质油藏，多年开发实践证明：采油井常因未合理避射而引起投产后边底水快速推进，导致含水率快速上升，进而降低单井产油量[1,2]。针对上述问题，本文选取海上实际油田参数，以数值模拟为主要手段，研究了采油井与水平方向含油边界、垂直方向油水界面的距离以及产层厚度、储层原油黏度、储层渗透率非均质性等因素对制定避射方案的影响[3,4]，并形成了一套海上薄油层单井避射图版，为制定该类储层避射方案提供了依据。

D油田位于渤海海域南部，油田开发范围内平均水深21.2 m，油藏埋藏深度1600 m，其储层具有纵向层数多，单层薄，边底水能量发育的特点。储层平均孔隙度29.8%，平均渗透率520.2 mD，为高渗透率高孔隙度储层；
储层内原油黏度1.26～4.82 mPa·s，地面原油密度0.842～0.898 g/cm3，属于轻质油藏，如图1所示。

图1 D油田含油面积

应用油藏数值模拟手段，选取D油田动静态参数，采用法国斯伦贝谢公司的PETREL-RE软件构建该油田实际地质模型进行模拟计算，如图2所示。该区块在纵向上层数较多，为精细表征底水侵入的效果，纵向网格尺寸为1 m，平面网格尺寸为20 m，模拟网格总数为198×368×36=3029286个，油藏设置边底水，水体规模为5倍水体，流体相渗曲线、PVT曲线等均采用该油田实际资料，在油田不同部位布井，并设置不同的射孔方案，以模拟不同的生产条件，研究不同方案下的累积产油量和见水时间。

图2 D油田数值模拟模型

本次研究基于上述已建立的模型，开展考虑采油井与油藏水平方向含油边界距离、垂直方向油水界面距离以及产层厚度、储层原油黏度、储层渗透度非均质性等因素对油藏细分层系开发、合理避射方案制定的影响[5,6]。

3.1 采油井与油藏水平方向含油边界距离

海上油田开发实践表明，未经优化而全层段射开的采油井常因边水突破过快而产生“指进现象”，进而影响油田开发效果[7]。通过数值模拟计算得出在采油井与油藏水平方向含油边界的距离为40，70，100，130，160 m这5种参数下[8]，避射厚度与单井累产油量的关系，如图3所示。由研究结果可知：对于此类轻质薄油层，当采油井与油藏水平方向含油边界的距离大于等于130 m时，不避射情况下的累产油量最高，采油井无需避射。当采油井与油藏水平方向含油边界的距离小于130 m时，最佳避射厚度随采油井与油水边界距离的减少而增加。

图3 累产油与避射厚度关系(水平方向不同距离)

3.2 采油井与油藏垂直方向油水界面距离

在采油井与油藏水平方向含油边界距离小于130 m的情况下，先后对采油井与油藏垂直方向油水界面距离为0,1,2,3,4,5 m共6种参数情况下的不同避射厚度单井开发效果开展研究[7](见图4)。由研究结果可知：当采油井与油藏垂直方向油水界面距离大于等于3 m时，单井不避射情况下的累产油量最高，此类采油井无需避射。当采油井与油藏垂直方向油水界面距离小于3 m时，最佳避射厚度随着采油井与垂直方向油水界面距离的减少而增加。

图4 累产油与避射厚度关系(垂直方向不同距离)

3.3 产层厚度

由于海上边底水油藏多具有纵向产油层层数多、单层厚度薄且呈非韵律式分布的储层形态，因此此类油田开发中后期极易见底水。基于以上考虑，需开展针对产油层射孔下限研究。本研究设置D油田模型中2，3，4，5，6 m等5种厚度的底部储层[7]，数值模拟结果表明，当底部储层厚度小于等于3 m时，不论以任何厚度的避射方案开发，均会出现底水的快速推进(见图5)，单井投产开发3个月左右即进入高含水阶段(含水率达80%)，井控范围内的最终采收率不足4%，此开发效益低于当前海上油田经济极限值。且结合实际油田开发经验[8]，单层短时间内含水不仅具有低经济效益，同时还会影响同井不同层段的高产出层开采效果。因此，底水油藏内小于等于3 m的底部储层不建议射开，不具备开采价值。

图5 在不避射方案下的不同底部储层厚度与采收率关系

3.4 储层原油黏度

结合海上D油田所在的我国渤海南部海域油藏流体物性特征，设置6组地层原油黏度进行数值模拟研究，分别为2，5，10，15，20，30，40 mPa·s[9](见图6)。研究结果表明，各黏度条件下均存在最优避射厚度，地层原油黏度越低，产层所需的避射厚度越小。综合各组研究结果，当原油黏度小于5 mPa·s时，最佳避射厚度为3 m；
当原油黏度在10～20 mPa·s范围内时，最佳避射厚度为4 m；
当原油黏度在30～40 mPa·s范围内时，最佳避射厚度为5 m。结合当前渤海南部已投产轻质油藏开发的规律与认识[10]，此套避射方案符合海上油田开发经验。

图6 不同原油黏度下储层累产油量与避射厚度关系

3.5 储层渗透率非均质性

由于海上油田储层常具有纵向韵律差异性强、不同产层之间渗透率极差大的特点，本文进行高渗透率单层开采与单井多层全射开合采方案下的采油指数对比(见图7)。研究结果显示，当储层内渗透率极差小于7.0时，各产层之间干扰现象明显降低。同时，开展海上不同储层极差下的多产层油藏采用合采与分采方案产生的不同开发效果研究，进而论证在不同渗透率非均质性储层条件下的最优射孔模式(见图8)。

图7 不同开采方式下渗透率极差对单井采油指数的影响

图8 渗透率极差对不同开采方式下单井采出程度的影响

图9 渤海D油田中轻质油藏射孔方案图版

对于相对低渗储层(渗透率小于100 mD)，分采方案开发效果好于合采方案；
而当渗透率高于150 mD时，合采方案的开发效果好于分采方案。因此，对于多薄层油藏的射孔方案制定，需结合储层特征，避射部分渗透率较低的油层，并保障同防砂段内的渗透率极差不宜过大，控制在7.0以内，从而降低层间干扰，最大程度释放油藏产能。

基于上述研究，选取储层原油黏度小于5 mPa·s的海上薄油层为研究对象[11]，通过系统研究形成一套海上薄油层单井避射图版(见图9)。由图版可知，当采油井与油藏水平方向含油边界距离大于等于130 m时，不需要进行避射；
当采油井与油藏垂直方向油水界面距离大于等于3 m时，也不需进行避射。

图10 油水过渡带油井开采

在采油井与油藏水平方向含油边界距离小于130 m时，且采油井与油藏垂直方向油水界面距离小于3 m的情况下，当油井最底部产层与油水界面距离为1 m时，合理避射厚度为2 m；
当油井最底部产层与油水界面距离为2 m时，合理避射厚度为1 m。同时，考虑海上油田经济极限值[8,12]，建议不射开油井最底部厚度小于3 m的储层，避免影响同井筒内其他产层的产油能力。

基于上述研究，将海上轻质油藏薄油层合理避射图版应用到渤海D油田底水储层K区块开发井射孔方案设计中，指导油田投产前对5口井合理细分开发层段界限，保障油田K区块顺利投产、高效开发。由投产后K区块生产曲线可见，该区块在相对较高采油速度下(4.2%)，5口采油井生产平稳，含水率、气油比、产油量都较为稳定，投产后保持无水采油期长达7个月(见图10)，特别是油水过渡带附近的油井，含水上升也较为平缓。由此可见，本研究所形成的图版在K区块得到了较好应用，图版对于同类油藏新井的射孔方案制定具有指导意义。

(1)对于海上轻质油藏，当采油井与油藏水平方向含油边界的距离小于130 m时，最佳避射厚度随采油井与油水边界的距离的减少而增加；
当采油井与油藏垂直方向油水界面距离小于3 m时，最佳避射厚度随着采油井与垂直方向油水界面距离的减少而增加；
小于等于3 m的底水油藏底部储层不建议射开。

(2)对于轻质油藏，当原油黏度小于5 mP·s时，最佳避射厚度为3 m；
当原油黏度在5～15 mPa·s范围内时，最佳避射厚度为4 m；
当原油黏度在20～30 mPa·s范围内时，最佳避射厚度为5 m。

(3)对于平均渗透率小于100 mD的储层，推荐采用合采方案；
对于渗透率大于150 mD的储层，推荐采用分采方案，避射相对低渗透的储层，并将各防砂段内渗透率极差控制在7.0以下。

(4)建立了海上轻质油藏薄油层合理避射图版，指导了渤海D油田K区块射孔方案实施，无水采油期长达7个月。该图版可用于指导类似油田的射孔方案。

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