劉美佳，王月杰，孫廣義，陳存良，高鵬宇

（中海油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

與定向井相比，水平井因其泄油面積大、產(chǎn)能高等優(yōu)勢在各類油藏開發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用[1-5]，但是由于邊底水的存在，水平井更容易見水[6-8]。目前，研究人員對底水油藏水平井見水規(guī)律研究較多[9-13]，邊水油藏水平井的見水位置多依賴產(chǎn)出剖面測試[14]，該測試難度大、成功率低且費用高。此外，利用油藏工程方法進行水平井見水研究也非常少，曹立迎[15-17]等通過數(shù)值模擬技術(shù)研究了不同因素影響下的水平井見水規(guī)律，但是并沒有涉及見水位置的確定。本文以渤海南部BZ油田為例，開展了水平井出水位置診斷研究。該油田為中輕質(zhì)復(fù)雜斷塊油田，主要油氣藏類型為巖性油氣藏、巖性-構(gòu)造油氣藏，縱向上和平面上存在多套流體系統(tǒng)，單砂體儲量規(guī)模小，水體倍數(shù)小，儲層非均質(zhì)性強，中高孔滲。該油田初期采用不規(guī)則井網(wǎng)分單砂體注水開發(fā)，水平井占開發(fā)井?dāng)?shù)的一半。

本文根據(jù)BZ油藏特征，建立了邊水油藏水平井見水規(guī)律研究的機理模型，分析了不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)下水平井不同位置見水時的含水變化率與時間的關(guān)系，提出了邊水油藏水平井位置診斷方法，該方法僅根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)特征即可識別出見水位置，簡單高效，為邊水油藏穩(wěn)油控水措施的實施和剩余油挖潛提供了技術(shù)支持。

1 機理模型建立

渤海BZ油田某砂體為邊水油藏，探明原油地質(zhì)儲量為70×104m3，油層埋深為1 657 m，油層壓力為16.6 MPa，水平方向滲透率為1 500×10-3μm2，孔隙度為30%，地層原油黏度為8 mPa·s，原油密度為0.88 g/cm3。水平井布于油藏中上部，初期為一注一采井網(wǎng)（A1H井、A2井），見圖1。根據(jù)該砂體地質(zhì)油藏參數(shù)建立了數(shù)值模擬模型，建立了42×30×12的網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格步長為50 m×50 m×1 m。通過在水平井水平段不同位置建立高滲條帶，模擬水平井根部、中部水淹。

圖1 BZ油田某砂體井位

2 水平井見水位置研究

為了表征儲層的非均質(zhì)性，引入滲透率非均質(zhì)系數(shù)（滲透率平均值除以滲透率最大值），該值越小，儲層非均質(zhì)性越強。在此基礎(chǔ)上，通過研究不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)下含水變化率的變化規(guī)律，分析邊水油藏水平井根部和中部見水規(guī)律。

2.1 水平井根部見水規(guī)律

在水平井跟部建立高滲條帶，模擬不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)條件下的含水變化率情況。從圖2可以看出，含水變化率曲線有2個峰值，第1個峰值為水平井跟部見水，第2個峰值為全井段見水，且儲層非均質(zhì)性越強，第一個峰值越高，跟部見水越快。當(dāng)滲透率非均質(zhì)系數(shù)小于 0.075時，含水變化率峰值跟部見水高于全井段見水；當(dāng)滲透率非均質(zhì)系數(shù)大于 0.075時，含水變化率峰值跟部見水低于全井段見水。其原理是，根部滲透率越高，水驅(qū)前緣越容易沿著高滲透條帶突進，在高滲透根部快速突破，含水變化率第一個峰值高。由于水驅(qū)波及體積小，即便最終全井水淹，含水上升速度也沒有第一次突破快；反之，非均質(zhì)系數(shù)越小，水驅(qū)前緣推進越均勻，全井水淹后含水上升加快。

2.2 水平井中部見水規(guī)律

在水平井中部建立高滲條帶，模擬不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)條件下的含水變化率情況。從圖3可以看出，滲透率非均質(zhì)系數(shù)小于0.075時，有兩個明顯的峰值，第1個峰值為水平井中部見水，第2個峰值為全井段見水，含水變化率峰值中部見水低于全井段見水。儲層非均質(zhì)性越強，第一個峰值越高，中部見水越快。滲透率非均質(zhì)系數(shù)大于0.075時，只有1個全井段見水峰值。其原理是：中部滲透率越高，非均質(zhì)性越強，水驅(qū)前緣越容易沿高滲透條帶突進，在中部形成第一個峰值。隨著水相不斷驅(qū)替，水平段水淹區(qū)域從中部向兩側(cè)擴大，最終全井段水淹后，水為連續(xù)相，含水上升更快。反之，非均質(zhì)系數(shù)越小，水驅(qū)前緣推進越均勻，中部見水含水上升不快，沒有明顯的峰值，全井水平段水淹后，含水上升快。

綜上所述，邊水油藏水平井點狀見水可分為四種情況，僅根據(jù)含水變化率隨時間的變化特征即可較為容易地判斷水平井出水位置（表1）。

圖2 不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)下的含水變化率曲線

圖3 不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)下的含水變化率曲線

表1 邊水油藏水平井見水類型

3 礦場應(yīng)用

以渤海BZ油田某砂體為例，A1H井于2009年12月投產(chǎn)，2015年3月含水率達到了90%，圖4為該井的含水變化率隨時間的變化曲線。利用本文方法判斷A1H井為根部I類見水，即該砂體北側(cè)水淹風(fēng)險大。2015年底在該砂體南部實施一口調(diào)整井A3井，該井于2016年2月投產(chǎn)，日產(chǎn)油90 m3，至今穩(wěn)定生產(chǎn)近6個月不含水，證明了方法的可靠性。

4 結(jié)論

（1）引入滲透率非均質(zhì)系數(shù)表征儲層的非均質(zhì)性差異，利用數(shù)值模擬技術(shù)研究了邊水油藏水平井不同位置出水的見水規(guī)律。

（2）滲透率非均質(zhì)系數(shù)小于0.075時，根部見水時的含水變化率峰值高于全井段見水，而中部見水時的含水變化率峰值低于全井段見水；滲透率非均質(zhì)系數(shù)大于 0.075時，根部見水時的含水變化率峰值低于全井段見水，而中部見水無明顯峰值，且含水變化率低于全井段見水。

（3）礦場應(yīng)用結(jié)果驗證了方法的可靠性，該方法僅根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)特征即可識別出見水位置，簡單高效，具有一定推廣價值。

圖4 A1H井含水變化率曲線

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