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气顶底水油藏水平井开发水锥及投产优化研究 　　摘 要：气顶底水油藏由于边底水能量充足或气顶面积较大而在生产过程导致含水上升较快或发生气窜，而用水平井开发可以充分发挥水平井的优势，有效控制底水及气顶锥进，大幅度提高采收率。本文在理论研究的基础上，对水平井开发中水锥形成机理进行了研究。在此基础上，对水平井投产气顶底水油藏的时机和相关参数进行了优化研究。 　　关键词：气顶底水 水平井 投产时机 　　一、水平井气顶底水油藏机理研究 　　1.底水油藏水平井水锥形成机理 　　对于底水油藏，在水平井开采过程中，井筒周围产生压降及油藏中的物质平衡关系，使油藏中会出现油水界面呈锥形上升。通过实验证明，水平井油水界面以脊形上升，垂直于水平井方向的形状类似直井中形成的“锥面”，称为底水的锥进（见图1），主要是由于油井生产时产生的压降所致。在开采过程中，油层下部形成近似垂直向上的压力梯度，使得水带向上运动。但是由于水的密度比油的密度大，在水锥进过程中，静水压力增加，在一定产量范围内，水锥趋于稳定；当油井产量超过临界产量时，水就向井筒中锥进突破，直至达到另一种平衡。 　　图1水平井底水锥示意图 　　油水界面要达到重力平衡须满足关系式（1）： 　　（1） 　　由式（1）得 　　（2） 　　式中，ho—井底到锥顶的距离，m；ρo—原油密度，g/cm3；ρw—水的密度，g/cm3；hw—油水界面到锥顶的距离，m；pwoc—油水界面处压力，MPa；pwf—开采时的井底压力，MPa。 　　在开采过程中，pwf逐渐降低，而要保持平衡，就造成hw升高。这就是底水油藏水平井水锥（水脊）形成的机理。 　　2.水平井水锥 　　水平井的水平段长度为L，布置在含油厚度为h的油层顶部（图2），如果不考虑毛细管力和重力作用时，描述不互溶，根据前人推导，不可压缩的两相流体（油、水）二维渗流的水平井见水时间公式是： 　　（3） 　　上式表明：底部注水开发底水油藏时，水平井见水时间T与油层厚度h的平方成正比，与水平井段长度L也成正比，与水平井流量Q成反比；两相驱油见水时间比活塞式驱油见水时间快fw’（Swf）倍。 　　根据上述公式，计算出油水前缘的形状及变化形态（图2）。可以看出，利用水平井开发底水油藏时，随着水平井段长度的增加，流体的渗流速度降低，从而能有效抑制水锥，延缓水淹，改善开发效果。计算结果表明，目前产量没有稳定的水锥，初始时刻水平的油水界面将不断向上推进，而且越靠近主流线的流线上的渗流速度越高，从而逐渐形成锥形。水锥的形状是不稳定的，会越来越突出。 　　图2油水前缘的形状及变化趋势示意图 　　二、气顶底水油藏投产优化 　　1.气顶投产时间优化 　　气顶油藏的开发，一般都是采取采油在先、采气在后的保护气顶能量的开采策略。一般来说，气顶气动用越早，原油损失越大，原油采收率减小得越多（见表1），如在采气速度保持3.0%的情况，投产初期就采气比开发5年后采气降低采收率1.0%，气顶晚于油藏投产时间越长，采气速度对原油采收率的影响越小，但气顶气动用太晚，地层中油气水关系可能会因气顶的膨胀，气顶气往油区扩散或窜流，变得更加复杂，使开发后期的调整困难。数值模拟优化结果表明：气顶油、气顶气投产时间晚于油藏4年左右，采气速度保持3.0%左右相对较好。 　　表1气顶气投产时间对原油采收率Ro影响对比表 　　注：采油速度4.5%，注采比1.0，模拟期20年，油区单采Ro=34.0% 　　2.采油速度优化 　　在气顶区相同的采气速度和油区相同的注采比条件下，随着油区采油速度提高，注水量提高，进入气顶的原油量变化不大，采收率有所增加。从表3看出，在气顶、油区同时开采方式下，当油区增注、并保持注采平衡时，采油速度的提高，使采收率达到或超过油区单采水平。同时动用气顶气时，需采取提高采油速度和油区增注，以保证势梯度方向由气顶区指向油区，或保持油区压力po略高于气顶压力pg，以防止气窜的发生，说明气顶油藏开发越协调，原油采收率越高。 　　表2油气同时开采方式下开采速度对采收率影响对比表 　　注：注采比1.0，模拟期20a，层间连通：表示气层与油层间连通 　　3.油气接触面附近油井配产优化 　　油气接触面附近油区油品性质一般较好，经济开采价值较高。从表4看出，在实行注水油气同时开采方式时，当油气接触面附近的油井配产为30.0m3/d时，原油采出程度为32.54%，当配产降为20.0m3/d时，原油采出程度提高了1.02%，接近与气层相连的油层不射孔的情形（仅相差0.16%）。若只对比有气顶的油层的采出程度，降低油气接触面附近油井配产的效果对改善油藏开发效果更为明显。 　　表3油气接触面附近油井配产对采收率影响对比表 　　注：注采比1.0，采