邊水油藏水平井見水規(guī)律研究

王 雨，陳存良，楊 明，吳曉慧，江 聰

(中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

水平井因為能擴大油藏滲流面積，降低井筒周圍壓降，延長無水采油期，增大無水采油量而廣泛應用于邊底水油藏［1-3］，但在開發(fā)后期水平井見水后含水快速上升［4-6］，見水規(guī)律難以把握。 前人對底水油藏水平井見水規(guī)律進行了詳細研究，喻高明［7］等利用數(shù)值模擬研究了影響底水油藏開發(fā)效果的因素，姜漢橋［8］等針對底水油藏水平井水淹動態(tài)及影響因素提出了相應的水淹模式，但對邊水油藏水淹規(guī)律的研究卻很少。 為了有效控制邊水油藏水平井出水， 有必要對其油藏水平井見水規(guī)律進行分析，以提出相應的穩(wěn)油控水對策。

1 油田地質(zhì)及開發(fā)特征

油田為復雜斷塊油藏，主力含油層系為明化鎮(zhèn)組下段Ⅱ、Ⅲ油組。 油田范圍內(nèi)明化鎮(zhèn)組下段屬淺水三角洲沉積，儲層物性好，具有高孔、高滲儲集物性特征。 油藏類型為具有邊水的巖性-構(gòu)造和巖性油氣藏。 油田天然能量較弱，主要驅(qū)動類型為邊水驅(qū)動復合人工水驅(qū)。

油田以水平井開發(fā)為主， 生產(chǎn)初期產(chǎn)油量較高，含水較低，生產(chǎn)一段時間后含水呈階梯式上升（見圖1）， 可能原因為邊水中的水沿著高滲通道到達油井，使得含水急劇上升，甚至水淹。 為了保證油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，控制油井含水，減緩油井遞減，需要對水平井的水竄類型進行總結(jié)，從而尋找治理油井出水的方法。

圖1 油田含水率曲線

本文利用油藏數(shù)值模擬方法建立邊水油藏模型，得到水平井不同水竄類型的水油比和水油比增量與生產(chǎn)時間的雙對數(shù)曲線，利用雙對數(shù)曲線的不同形態(tài)特征迅速識別水平井水竄類型。水油比WOR和水油比增量WOR'可由實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)點，根據(jù)以下公式計算得到：

2 邊水驅(qū)油藏水平井水淹規(guī)律

基于油田特征，建立30×20×10的邊水油藏機理模型，xy方向網(wǎng)格步長平均50 m，z方向網(wǎng)格步長平均1 m，模型基本參數(shù)和相滲曲線見表1和圖2。

表1 模型參數(shù)

圖2 模型相滲曲線

模型設(shè)置一注一采進行研究， 生產(chǎn)井為水平井，位于油藏上部第4層，注水井為定向井，位于油藏邊水區(qū)域（見圖3）。

邊水驅(qū)油藏水平井水淹規(guī)律研究主要從3個方面進行：1）點狀局部見水水淹規(guī)律，考慮高滲條帶位于跟部和中部所有小層的影響；2）多點見水水淹規(guī)律，考慮水平井井段中存在多條高滲帶；3）線狀見水水淹規(guī)律，考慮水平井全井段在所有小層均位于高滲條帶（見圖3）。

2.1 點狀局部見水水淹規(guī)律（跟部、中部見水）

邊水油藏水平井點狀見水規(guī)律主要研究跟部見水和中部見水兩種情況，水油比及水油比導數(shù)如圖4所示。 從圖4a可以看出，對于跟部單點見水，隨著生產(chǎn)時間增加，水平井水油比逐漸上升，表現(xiàn)出一個明顯的臺階， 從水油比增量曲線可以看到2個峰值，第1個峰值代表水平井根部見水，第2個峰值代表全井段見水。 因為高滲條帶位于跟部，所以跟部的水率先突進。 對于中部單點見水，隨著生產(chǎn)時間增加，水油比表現(xiàn)出一個穩(wěn)定的臺階，從水油比增量曲線可以看到2個峰值（見圖4b），第1個峰值代表水平井中部高滲條帶見水， 第2個峰值代表全井段見水，第2個峰值高于第1個峰值。

本節(jié)研究為高滲條帶處于不同位置時， 其水油比和水油比導數(shù)所表現(xiàn)出的規(guī)律。 由于水平段存在流動壓降，水平井跟端壓力變化較大，越靠近趾端，水平井壓力變化越小［9］，所以水油比增量峰值從跟端到趾端逐漸減小。 單點見水水油比曲線一般表現(xiàn)出階梯式上漲趨勢，中部單點見水的坡度小于跟部單點見水，可見跟部見水比中部見水更容易使油井水淹，當高滲條帶從趾端向跟端移動時，水平井見水時間不斷縮短，水油比曲線坡度也不斷變小。

因此，對于單點見水油井，水沿著高滲條帶竄至油井，注采井間可能存在剩余油，水淹前期可優(yōu) 先考慮機械卡堵水的治理方式。

圖3 見水模式示意

圖4 點狀局部見水水油比及其導數(shù)曲線

2.2 多點見水水淹規(guī)律

對于多點見水， 水油比曲線會出現(xiàn)多個臺階，水油比增量曲線也會出現(xiàn)多個峰值（見圖5）。 主要是因為水平井段內(nèi)存在多個高滲條帶，而井筒內(nèi)存在壓降的影響，距離跟部最近的高滲條帶最先見水，然后隨距跟部的遠近依次見水，之后為跟部及全井見水，所以水油比曲線表現(xiàn)出多級臺階式上漲。 多點見水剩余油的分布類似單點見水，在油井高含水應考慮封堵多段。

圖5 多點見水水油比及其導數(shù)曲線

2.3 線狀見水水淹規(guī)律

線狀水侵初始線狀見水水油比上升較快（見圖6），呈現(xiàn)出明顯的臺階狀，之后逐漸保持穩(wěn)定，水油比增量也呈直線上升，出現(xiàn)峰值后逐漸下降。 油井生產(chǎn)一段時間后，因為注入水及邊水沿著高滲條帶快速推進，使得油井迅速水侵，水侵后油井與注水井在平面上形成優(yōu)勢通道，水油比增量增加幅度逐漸變緩。 線性見水剩余油一般分布在井間，可采用注水井調(diào)驅(qū)或考慮實施新井完善注采井網(wǎng)。

圖6 線性見水水油比及其導數(shù)曲線

3 實例分析

利用研究結(jié)果， 對B油田水平井見水特征進行分析，并根據(jù)見水特征制定具體的治理措施。

3.1 跟部見水井特征分析

A4H井生產(chǎn)B油田2-1507砂體， 由于該砂體邊水能量較弱，儲層較厚，A4H井無水采油期長，開采到某一階段含水突然上升，油井水油比及水油比增量散點圖出現(xiàn)峰值（見圖7），判斷油井跟部與注水井間存在高滲條帶，注入水沿高滲條帶突破至油井跟部， 之后水油比增量曲線又出現(xiàn)第二個峰值，說明跟部見水后水沿著水平段移動，點狀見水最終帶動全井段見水。 結(jié)合該井水平段測井解釋認為跟部物性較好（見圖8），所以判斷砂體西北側(cè)存在未波及區(qū)域，2016年7月對注水井A7井實施調(diào)驅(qū)，調(diào)驅(qū)后A4H井日增油150 m3，含水下降30%。

圖7 A4H井水油比及水油比增量曲線

圖8 A4H井水平段測井解釋曲線

3.2 中部見水井特征分析

A8H井投產(chǎn)初期未見水，開采到某一階段含水突然上升，同時產(chǎn)油量下降。 化驗氯根含量為522 mg/L，與地層水氯根接近，2018年再次化驗氯根含量為2 296 mg/L， 水類型為注入水與地層水的混合物。A8H井水油比及水油比增量散點圖出現(xiàn)第1個峰值并且小于第2個峰值（見圖9），判斷油井投產(chǎn)早期主要受油藏邊部的水體作用， 水油比增量出現(xiàn)峰值，之后隨著邊水能量的減弱水油比增量降低， 當A20井注入水波及到油井后， 水油比增量出現(xiàn)第2個峰值，說明該井全井段見水，該認識與氯根測試結(jié)果基本一致。 推測砂體邊部及靠近斷層附近還有剩余油，為了擴大注入水波及面積，對A13井實施上返注水，并且對生產(chǎn)井A8H井實施大泵提液，實施后A8H井日增油50 m3。

圖9 A8H井水油比及水油比增量曲線

4 結(jié)論

（1）點狀局部見水后水油比曲線會出現(xiàn)一個臺階，水油比增量曲線也會出現(xiàn)兩個明顯的峰值。 對于點狀跟部見水井，第1個峰值會明顯高于第2個峰值；對于中部見水水平井，第1個峰值會明顯低于第2個峰值。

（2）線狀見水后水油比曲線會出現(xiàn)一個明顯臺階，水油比增量也呈直線上升趨勢，出現(xiàn)峰值后逐漸下降。

（3）多點見水后水油比曲線會出現(xiàn)多個臺階，水油比增量曲線也會出現(xiàn)多個峰值。