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底水砂岩油藏水平井开发机理研究王建巍

发表时间：2020/5/15 来源：《基层建设》2020年第3期作者：王建巍

[导读] 摘要：水平井是油气田开发提高采油率的一项重要技术，具有泄油面积大、生产压差小、无水采油期长、产能高的特点而被油田广泛应用。

        大港油田第二采油厂地质研究所天津 300280
        摘要：水平井是油气田开发提高采油率的一项重要技术，具有泄油面积大、生产压差小、无水采油期长、产能高的特点而被油田广泛应用。而对于底水油藏，在分析和预测水平井产量及出水动态时，重点考虑的影响因素包括：储层的非均质性、隔夹层发育程度及位置、储层渗透率、油水粘度、油井井眼轨迹、水平段位置及长度、单井配产、井网井距等因素对其影响，对于存在应力敏感的储层，还应当考虑应力敏感对产量及出水动态的影响。
        关键词：底水砂岩；水平井；开发机理
        1、水平井出水类型
        1.1底水脊进
        根据出水区域在水平段上的分布，底水脊进又分为点状、线状和曲面状。由于同一层位的垂向渗透率，或者水平段轨迹高低起伏，底水脊进的油藏早期底水首先从高垂向渗透率的区域，或者接近油水界面的拐点进入油井，所以初期以点状见水为主，在水平井生产上表现为含水率上升相对缓慢；如果油层纵向是均质的，井身轨迹呈直线，底水均匀脊进，就形成线状出水。油井一旦见水，含水率上升很快，产油量明显下降；如果底水能量充足，油层渗透性较高，油井的产量较大，线状见水就会发展成曲面出水。此时，油井被“水淹”，油井就成了水井。根据水平井出水层段的不同，底水锥进又可以分为根部水淹、中部水淹、端部水淹三种。底水脊进类型的不同形成不同的水平井开发动态，是由井身设计、工作制度及储层与流体物性决定的，同时也决定了堵水方式的多样化。
        1.2裂缝突进
        地层水沿与水平井段连通的裂缝进入油井也是非均质裂缝性油藏常见的出水方式。在低渗致密储层、天然裂缝储层开发过程中，期望钻遇更多的裂缝，此时，相当于井底超完善，在开采初期具有高的产量。但有无限导流能力的裂缝开采初期是油流通道，随开发过程的进行，油层压力降低，裂缝开始变为水流通道，这种类型的水平井见水后，产水骤增，而产油量则迅速减少。因为水层的能量大于油层的能量，底水体积大于油藏体积，如中原油田1区油水厚度比为1：16，油水体积比达到1：592。充足的边底水体能量为水突进提供了物质基础，裂缝则进一步为水突进提供了便利的通道。因此，与底水锥进不同，该种类型的水平井见水后，开发过程即不可逆转，一个月甚至几天之内，产水剧增。桑塔木、解放渠东油田的大部分水平井开采不久甚至刚投产就见水，使水平井的采油效益受到影响。
        2、水平井水淹模式分类
        2.1点状见水逐步水淹模式
        对储层非均质较强、油水粘度比低、生产压差相对较小的底水油藏符合点状见水逐步水淹。对于油藏物性和流体物性相对较好，见水后底水波及范围逐步扩大，直到水平井完全水淹。该模式下此类水平井在动态曲线上表现为见水后含水率上升速度缓慢。中低含水期较长。低含水累产油很大，中低含水期开发效果也较好。当储层物性和流体性质较差时，在高含水后期仍具有较大的稳产能力。
        2.2点状见水部分水淹模式
        储层非均质性强、油水粘度比高、生产压差较大的水平井符合该模式。主要表现特征是底水过早突破，无水期开发效果较差；见水后由于非均质性和流体性质的影响，原油渗流阻力大，形成水淹通道，使得见水后底水不能有效地扩大波及范围，最终导致水平段出现部分水淹，开发效果较差。
        2.3线状见水整体水淹模式
        当储层物性好、油水粘度比低、生产压差相对较小时，水平井符合线状见水整体水淹模式，即油水界面向水平段均匀推进，底水波及范围大。与同一油藏内其它水淹模式下的水平井相比，线状见水整体水淹的水平井无水期较长，无水累积采油量大，无水期开发效果好。当水平段轨迹相对平滑时，水平井一旦见水就意味着整个水平段几乎同时见水，见水后含水上升快、中低含水期短、迅速进入高含水期等特点，表现出所谓的“暴性水淹”；当水平段轨迹起伏较大时，见水后含水上升相对缓慢、低含水期较长等特点。

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        3、水平井开发机理研究
        利用数值模拟技术，分别模拟储层渗透率（平面、垂向、级差以及近井储层的污染或改善）、夹层（渗透性、产状、位置、大小、遮挡程度）、水平段轨迹（长度、避水高度）以及稳油控水措施（提液、控液、排水、堵水、侧钻）等对水平井产出特征的影响，主要通过含水率的变化规律研究底水油藏水平井的开发机理。
        3.1地层渗透率对水平井产出特征的影响
        3.1.1储层渗透率
        对于较低渗透率，大部分原油将在较高含水阶段采出，对于较高渗透率，大部分原油将在中高含水阶段产出。
        3.1.2垂向渗透率
        优选垂向渗透率较低的区域布井，对于垂向渗透率较高的情况下，要注意控液，降低由于生产井生产压差对底水锥进的影响。
        3.1.3近井渗流条件的改变：①近井污染：相对于自然裸眼完井，衬管完井和筛管完井都增加了井眼渗流条件的不完善性，可以视为近井污染；此外，与储层岩石不配伍的工作液漏失，也会导致近井污染；②完井方式：目前工区水平井的完井方式主要采用割缝衬管完井和尾管射孔完井。从渗流机理上，射孔完井相当于改善了水平段近井储层的渗透率。与近井增产措施改善局部渗透率的机理类似，只是对近井渗透率的改善幅度存在差异。
        3.2夹层对水平井产出特征的影响
        利用水平井开发底水油藏时，储层内的夹层对水平井的渗流会产生屏障作用，由于夹层的存在，储层中流体需要绕过夹层才能到达井筒，夹层的存在使其流线增加，减缓了油藏的开发进程，降低开发效果；但从抑制底水的角度，夹层的存在也延长了底水的锥进，其无水采油期和低含水开采期相应得到延长，夹层的存在将有利于提高底水油藏的开发效果。
        4、技术对策研究
        4.1 水平井产能影响因素敏感性分析
        通过研究发现，油层厚度对水平井开发效果影响最大，以6.06倍的正比例关系与产能变化相对应；其次是水平井段长度，它和产能成5.41倍的正比例关系；第三是原油粘度，与产能成4.98倍的负比例关系；第四为水平井纵向位置，与产能成2.318倍的正比例关系。
        4.2 水平段长度优化
        对于底水砂岩油藏而言，水平井开发相比直井开发具有明显的优势，然而，水平井开发效果并不是水平段越长越好，主要有两方面原因：一是由于流体在水平段内流动时压力差受到摩阻损失，矿场经验表明沿水平井井筒由摩阻导致的压降损失非常可观。均质油藏数值模拟研究表明，随着水平段长度提高，累产油增高，单位长度水平段累产油明显下降，水平井效率越低。二是由于实际油藏中，受到水平井轨迹波动与油层非均质性的影响，水平段越长，可控性越差。
        4.3 合理液量优化
        底水砂岩油藏水平井开发过程中，油层压力下降，油水界面处的压力平衡被打破，水层中的压力较高，会向油层推进，推进速度越快，油井越早见水。如何控制水平井底水向油层推进，是一大技术难题。此前研究学者给出临界产量的概念，并给出了各自的分析认识与计算公式。其中窦宏恩公式所计算临界产量对于本油组有很好的借鉴意义。
        结语
        夹层的垂向连通性越差，越能够延缓底水的锥进，降低见水时间和含水率的上升速度；阻隔作用最显著的是夹层渗透率低于储层平面渗透率5%的时候，也就是当储层渗透率大于夹层20倍，夹层才能明显阻隔底水的锥进。
        参考文献
        [1]张杰.缝网压裂技术在鄂尔多斯盆地S区块特低渗透砂岩油藏水平井开发中的应用[J].石油地质与工程,2018,32(05):99-102+129.
        [2]佚名.薄层大底水气顶油藏水平井开发研究与实践[J].中国石油和化工标准与质量,2018,38(22):112-113.
        [3]李丽.底水油藏水平井产能影响因素及经济界限研究[J].重庆科技学院学报:自然科学版,2019,21(01):38-41.