水平井出水機理研究進展

王嘉淮 劉延強 楊振杰 謝 斌 鄧偉兵

摘要:研究表明,水平井出水已成為影響水平井生產(chǎn)的突出問題,對水平井出水機理的研究是水平井高效開發(fā)的重要基礎(chǔ)工作,應(yīng)該給予必要的重視。在參考大量相關(guān)文獻的基礎(chǔ)上,對近年來水平井出水機理研究進展情況進行了綜述,對水平井出水類型、出水機理及研究方法進行了系統(tǒng)的歸納分析。在此基礎(chǔ)上總結(jié)了水平井出水的主要影響因素,以及各種類型油藏水平井針對不同出水機理所采取的控水措施。

關(guān)鍵詞:水平井;出水類型;出水機理;研究方法;控水措施;研究進展

中圖分類號:TE33;TE357.6文獻標識碼:A

引 言

隨著水平井技術(shù)的日益完善和中國經(jīng)濟的發(fā)展,對石油資源的需求劇增,水平井?dāng)?shù)量及水平井油氣產(chǎn)量的比重都將呈較快上升趨勢。水平井應(yīng)用的油藏類型主要有底水油藏、裂縫油藏、稠油油藏等。水平井完井方式主要有3種,即射孔完井、割縫襯管(篩管)完井和裸眼完井[1]。

水平井相對于垂直井來說,具有采油指數(shù)高、生產(chǎn)壓差小、無水采油期長等優(yōu)勢,但是隨著開發(fā)時間的延長,水平井生產(chǎn)也逐漸暴露出一些問題:水平井見水后含水率迅速上升,產(chǎn)油量急劇下降,一些水平井甚至剛投產(chǎn)就見水,嚴重影響了水平井的開發(fā)效果[2]。

水平井產(chǎn)水后降低了產(chǎn)油量,甚至損失儲量。塔里木油田水平井已有1/3處于中、高含水期,產(chǎn)水已成為影響和制約水平井原油生產(chǎn)的嚴重問題。在新疆、冀東、大港等油田,水平井采油均不可避免地出現(xiàn)不同程度的出水問題。為了有效地研究和實施水平井堵水技術(shù),對水平井出水機理的研究是一項首要的基礎(chǔ)工作,對提高水平井的開發(fā)效益至關(guān)重要。

1 水平井出水類型

水平井出水方式與直井不同,主要有底水脊進和裂縫突進2種類型[1]。

1.1 底水脊進型

根據(jù)出水區(qū)域在水平段上的分布,底水脊進又細分為點狀、線狀和曲面狀。

由于同一油層的垂向滲透率不同,或者是水平段軌跡高低起伏,早期底水首先從高垂向滲透率的區(qū)域,或者接近油水界面的拐點進入油井,此為點狀出水。在水平井生產(chǎn)上表現(xiàn)為含水率上升相對緩慢。

如果油層縱向是均質(zhì)的,井身軌跡呈直線,底水均勻脊進,形成線狀出水。油井一旦見水,含水率上升很快,產(chǎn)油量明顯下降。如果底水能量充足,油層滲透性較高,產(chǎn)量較大,線狀見水就會發(fā)展成曲面出水。導(dǎo)致油井嚴重水淹,油井成了水井。

在塔里木油田,塔中4油藏水平井出水屬于底水脊進類型,初期以點狀見水為主,由于底水能量充足,部分井很快水淹。輪南油田雖為邊水油藏,但發(fā)展到后期成為次生底水。

1.2 裂縫突進型

地層水沿與水平段連通的裂縫進入油井是裂縫油藏常見的出水形式。在開采初期裂縫是油的通道,隨著油層壓力降低,裂縫變成了水的通道。

與底水脊進不同的是,此類水平井見水后,一個月甚至幾天之內(nèi)產(chǎn)水急增,產(chǎn)油驟減。新疆裂縫油藏水平井見水后的生產(chǎn)狀況即如此。裂縫油藏水平井堵水的關(guān)鍵是找準出水裂縫,用大劑量高強度堵劑封堵。

不論是底水脊進還是裂縫突進,水平井見水后如不采取堵水措施,含水率將一直上升,因為水層的能量大于油層的能量,底水(水藏)的體積大于油藏的體積,且在同樣的地層中水的滲流能力大于油的滲流能力。

2 水平井出水機理的研究方法

2.1 數(shù)學(xué)模型方法

水平井是有廣闊發(fā)展前景的增產(chǎn)新技術(shù)。其基礎(chǔ)是油、水兩相垂直二維滲流,因此研究水平井兩相流體二維滲流具有重要的理論和實際意義。

直井兩相一維滲流的基本理論已由Buckley和Leverett建立,陳鐘祥等將其推廣到了雙重孔隙介質(zhì)的情形。對于水平進兩相二維滲流問題,劉慈群在不變流線的假定下進行研究,取得了一些結(jié)果[3-6]。

第1期王嘉淮等:水平井出水機理研究進展

郭大立[7]在此基礎(chǔ)上,研究底部注水時底水油藏中的水平井水錐問題,利用特征線方法,對描述兩相流體二維滲流的擬線性雙曲型編微分方程進行了全面的求解,通過實例計算,給出了水錐的形成和發(fā)展以及水平井水淹的全過程,得出了水平井見水時間公式。

在底水脊進機理研究方面,1986年Chaperon研究了各向異性地層的水脊變化規(guī)律,1989年Giger提出了描述水脊的二維數(shù)學(xué)模型,1989年Kapatzacos解決了底水脊進見水時間預(yù)測問題[1]。1997年souza等利用數(shù)學(xué)模型研究了水平井底水脊進突破時間和突破后流體的流動狀態(tài),用油田實例進行了計算,并與用ECIJPSE模擬的結(jié)果進行了對比[8],結(jié)果表明模擬數(shù)據(jù)與實際數(shù)據(jù)相關(guān)性好,模擬結(jié)果和程序可靠。

2.2 數(shù)值模擬方法

王青等人[9]利用數(shù)值模擬方法研究了用水平井開采底水油藏時采水對控錐的作用,初步研究了采水井型、采水時機和采水量對控錐的影響規(guī)律。

不同水平井的水淹動態(tài)特征存在顯著差異,而油藏類型、儲層物性、流體性質(zhì)、水平段長度、水平段位置和開發(fā)方式等因素都會對水平井水淹動態(tài)產(chǎn)生重要影響。周代余[10-11]等人以塔里木油田TZ402CⅢ油組水平井為例,根據(jù)其生產(chǎn)動態(tài)和歷史擬合數(shù)值模擬,分析了水平井水淹動態(tài)特征差異及其影響因素,提出了塔里木油田底水油藏水平井的3種水淹模式,即線狀見水整體水淹模式、點狀見水整體水淹模式和點狀見水局部水淹模式。水淹模式的建立可為水平井新井設(shè)計、完井方式選擇、后期措施工藝選井等提供參考依據(jù)。

喻高明等[12]對砂巖底水油藏的開采特征及其影響因素進行了系統(tǒng)的研究,研究選用中國塔里木油田三疊系油藏Ⅰ油組為原型油藏。其研究方法是,利用三維三相黑油模型分析了單井產(chǎn)油量、儲層沉積韻律、垂向水平滲透率比、夾層大小及位置、邊底水能量、油水粘度比、井距、油井射開程度以及油水毛管壓力等9種因素對砂巖底水油藏開采效果的影響。

鄭俊德等人[13]分析了水平井開發(fā)高含水油藏的風(fēng)險,開展了水平井水淹機理數(shù)值模擬研究,建立了基礎(chǔ)模型及排式注水采油剩余油分布模型。對影響水平井開發(fā)效果和生產(chǎn)動態(tài)的因素共設(shè)計出66個單因素模擬方案,對各個單因素進行了敏感性分析和評價,并對這些影響因素進行了綜合分析,給出了各個因素對水平井開發(fā)效果和生產(chǎn)動態(tài)的定量敏感性結(jié)果。

2.3 物理模型方法

Permadi等人[14]利用物理模型重點對不同油層厚度與原油粘度的水平井見水前后水脊形成與發(fā)展的規(guī)律進行了研究。2004年Wbowo等人用物理模型研究了底水驅(qū)油藏中重力、粘滯力和毛細管力對水平井產(chǎn)能的影響[15]。王家祿等人通過二維可視物理模擬裝置進行水平井開采底水油藏流體流動規(guī)律研究,觀察水平井開采時水脊脊進過程,研究不同水平段長度和不同生產(chǎn)壓差條件下底水上升規(guī)律、水脊形成與發(fā)展機理,分析水平段長度和生產(chǎn)壓差對見水時間和采收率的影響,剖析水平井開采底水油藏的滲流機理,尋求延緩底水脊進的方法[16]。

3 對水平井出水機理的認識

3.1 水平井出水原因與影響因素

戴彩麗等人[17]通過潿洲11-4油田C4井分析了薄層水平井的出水基本原因:①油層厚度薄,油井水平段最低處距油水界面僅3.19 m;②采油速度高,生產(chǎn)壓差大;③油層底部無致密層;④油層縱向不均質(zhì)。

Permadi等人[14]對底水脊進的過程進行了研究。研究結(jié)果表明:底水脊進最初發(fā)生在靠近水平井跟部的地方,并且脊頂逐漸向井筒中流體流向相反的方向移動;即使含水率達到99%,底水也未達到水平井段的高部位,因此在射孔完井的水平井中,靠近高部位的井段應(yīng)加密射孔;底水脊進油井后含水一直增加,但油層厚、水平段長的油井,含水率上升相對較慢,見水前的產(chǎn)油量較高。

2004年Wibowo等人通過物理模型對底水驅(qū)油藏進行了系統(tǒng)的研究,結(jié)論是底水驅(qū)油藏水平井產(chǎn)能隨重力與粘滯力的比值的增加而增加,隨粘滯力與毛細管力的比值的減小而增加,重力和毛細管力的作用對水脊界面有重要影響[15]。

郭大立等人[7]推導(dǎo)出了水平井見水時間公式,水平井見水時間與油層厚度的平方成正比,與水平井水平段長度成正比,與流量成反比。研究結(jié)果證明,利用水平井開發(fā)底水油藏時,沒有穩(wěn)定的水錐。初始時刻水平的油水界面將會不斷向上推進,逐漸形成錐形。水錐的形狀是不穩(wěn)定的,將會越來越突出。

特 種 油 氣 藏第17卷

王家祿等人[16]通過二維可視物理模擬裝置對水平井開采底水油藏過程中流體流動規(guī)律進行了研究。結(jié)果表明,水平段長度和生產(chǎn)壓差影響底水上升規(guī)律、水脊形成與發(fā)展機理、見水時間及采收率:①水平段長度較小時,在較短時間內(nèi)就形成了水脊,水脊的兩翼比較陡,油水邊界變形較大,在兩翼邊緣處出現(xiàn)較大的死油區(qū);②水平段長度較長時,水脊形成時間較長,水脊的兩翼逐漸變緩且對稱分布,兩翼邊緣處形成的死油區(qū)也較小。隨著水平段長度增加,在相同生產(chǎn)壓差下,水平井見水時間推遲,無水采收率和最終采收率增加;③水平段長度相同時,隨實驗壓差增大,底水形成水脊時間提前,水脊的發(fā)展速度加快,底水很快脊進到水平井筒,水脊兩翼界面變陡,見水時間提前,無水采收率和最終采收率減小。

喻高明等人[12]對砂巖底水油藏底水錐進的機理進行了研究。研究結(jié)果表明,影響底水錐進的主要因素是單井產(chǎn)油量、夾層大小及位置、垂向水平滲透率比、儲層沉積韻律和油水粘度比。

3.2水平井生產(chǎn)參數(shù)對水淹動態(tài)特征的影響規(guī)律

陳志海等人[18]以塔里木盆地某底水油藏為例,綜合前人的研究成果和油藏數(shù)值模擬方法首先開展了直井與水平井開發(fā)該油藏的對比研究,然后對厚底水薄油藏的開發(fā)問題開展了較為深入的探索和研究。研究結(jié)果表明,底水錐進到井底是由于井底附近的壓力降大于油水密度差異產(chǎn)生的重力差。降低井底附近的壓降是抑制底水錐進的必由之路。直井與油層之間的接觸方式為點接觸,井底附近的壓降漏斗呈對數(shù)分布;水平井水平段與油層之間的接觸方式為線接觸,水平段附近的壓降呈線性分布。對于直井,底水的油水界面會呈現(xiàn)“錐形”突進;對于水平井會形成“脊形”突進。

鄭俊德等人[13]開展了水平井水淹機理數(shù)值模擬研究,研究結(jié)果表明:

(1) 產(chǎn)液量與無水期累計產(chǎn)油量之間為負相關(guān),即產(chǎn)液量越大則無水期累計產(chǎn)油量越小;而產(chǎn)液量與計算期末累計產(chǎn)油量之間為正相關(guān),即產(chǎn)液量越大則計算期末累計產(chǎn)油量也越大。這一變化表明,水平井投產(chǎn)初期控制產(chǎn)液量有利于提高無水產(chǎn)油量,而高含水后期提高產(chǎn)液量則有利于提高最終采收率。

(2) 避水高度、水平段長度和油藏厚度與無水期累計產(chǎn)油量和計算期末累計產(chǎn)油量均為正相關(guān)。這表明在任何開發(fā)階段,這3個參數(shù)越大則水平井的開發(fā)效果也越好,但就影響效果而言,這3個參數(shù)對無水期開發(fā)效果的影響比中后期更大。

(3) 水體大小與無水期累計產(chǎn)油量和計算期末產(chǎn)油量均為負相關(guān),即在任何開發(fā)階段,這一參數(shù)越大則水平井的開發(fā)效果也越差,水體大小對計算期末累計產(chǎn)油量的影響更大。

(4) 油水黏度比與無水期累計產(chǎn)油量和計算期末累計產(chǎn)油量均為負相關(guān),即在任何開發(fā)階段,這一參數(shù)越大則水平井開發(fā)效果也越差,油水黏度比對無水期開發(fā)效果的影響大于對整個水平井開發(fā)歷史的影響。

不同水平井的水淹動態(tài)特征存在顯著差異,而油藏類型、儲層物性、流體性質(zhì)、水平段長度、水平段位置和開發(fā)方式等因素都會對水平井水淹動態(tài)產(chǎn)生重要影響。

3.3 底水油藏水平井的水淹模式

周代余等人以塔里木油田TZ402CⅢ油組水平井為例,根據(jù)其生產(chǎn)動態(tài)和歷史擬合數(shù)值模擬,分析了水平井水淹動態(tài)特征差異及其影響因素,提出了塔里木油田底水油藏水平井的3種水淹模式[11]。

(1) 線狀見水整體水淹模式。儲層物性較好、油水粘度比低、生產(chǎn)壓差小的底水油藏水平井符合線狀見水整體水淹模式,即底水均勻向水平段推進,沒有底水脊進,底水波及范圍大,無水期和無水期累計產(chǎn)油量大,開發(fā)效果好。隨著水平段軌跡變化,該水淹模式下水平井低含水期水淹動態(tài)表現(xiàn)出差異:①水平段軌跡相對平緩時,見水后含水率上升快,很快進入高含水期;②水平段軌跡起伏較大時,見水后含水率上升相對緩慢,存在低含水期,但低含水期相對較短,低含水期累計產(chǎn)油量較小。

(2) 點狀見水整體水淹模式。儲層非均質(zhì)較強、油水粘度比低、生產(chǎn)壓差小的底水油藏水平井符合點狀見水整體水淹模式,即受非均質(zhì)性影響,產(chǎn)生底水脊進,水平段局部位置底水突破,見水時間提前,無水期開發(fā)效果受到影響。該水淹模式下水平井見水后含水上升速度相對緩慢,低含水期長,低含水期累計產(chǎn)油量大。

(3) 點狀見水局部水淹模式。對于塔里木油田底水油藏水平井,其儲層非均質(zhì)性強、油水粘度比高、生產(chǎn)壓差較大,符合點狀見水局部水淹模式。水平井底水脊進嚴重,底水過早局部突破,波及范圍小,無水期開發(fā)效果差。由于儲層非均質(zhì)性嚴重和流體性質(zhì)差等影響,原油滲流阻力大,見水后底水不能有效擴大波及范圍,導(dǎo)致水平段局部水淹,剩余油分布潛力大,整體開發(fā)效果較差。

4 水平井出水的控水措施與方法

根據(jù)水平井油藏的特性和水平井出水機理確定水平井的控水措施與方法,是做好水平井控水工作,提高水平井開發(fā)效益的基本原則。通過對相關(guān)文獻進行歸納分析,列舉4種較為典型的水平井控水措施與方法。

4.1 控制厚油層水平井出水的技術(shù)

劉波等人[2]對大慶油田老區(qū)水平井水淹問題進行了系統(tǒng)深入的研究,提出了控制厚油層水平井水淹的技術(shù)。

(1) 定量刻畫單井厚層韻律性質(zhì)、層內(nèi)夾層分布密度和頻率,尋找厚層內(nèi)部穩(wěn)定夾層。正韻律油層是水平井技術(shù)挖潛剩余油的理想層位,其內(nèi)部所發(fā)育的物性夾層,在縱向上對油層中下部的注入水起遮擋作用,避免或減緩水平井開采層位水的“脊進”現(xiàn)象。表征層內(nèi)非滲透性或低滲透夾層分布的2個定量指標是夾層分布頻率和夾層分布密度。在實際操作過程中,應(yīng)盡量在夾層分布頻率和密度較大的井區(qū)布水平井。

(2) 利用多種手段綜合分析剩余油。一方面,利用數(shù)值模擬方法研究層內(nèi)非均質(zhì)性的影響,將目的層細分到內(nèi)部夾層的級別,為確定水平井井位提供可靠依據(jù)。另一方面,通過研究注采關(guān)系、吸水剖面、測井解釋及檢查井等資料綜合分析剩余油分布狀況。

(3) 水平井與現(xiàn)井網(wǎng)結(jié)合布井,水平段避開注入水主流線位置。水平井方案的設(shè)計以獲得最大的經(jīng)濟效益和最佳的開發(fā)效果為原則,結(jié)合現(xiàn)井網(wǎng)的注采井別,優(yōu)選水平井水平段的空間位置。老區(qū)設(shè)計水平井的水平段時,應(yīng)盡量設(shè)計較長的水平段,避免水平井注入水快速脊進。

(4) 加強動態(tài)監(jiān)測,優(yōu)化水平井工作制度。影響水平井生產(chǎn)動態(tài)的主要因素是水平井投產(chǎn)后的工作制度與水平井的實際產(chǎn)能是否匹配。根據(jù)鉆井軌跡資料和測井資料,確定水平段在油藏剖面中的準確位置和有效長度,通過動態(tài)分析確定油井合理產(chǎn)能。當(dāng)水平井見水后,根據(jù)水平段在油藏剖面中的位置分析可能的水淹模式,制訂出相應(yīng)的穩(wěn)產(chǎn)對策,如提液、降低生產(chǎn)壓差、改變注水方向等。

通過系統(tǒng)研究認為,大慶老區(qū)厚油層鉆水平井的水淹問題,可以采用延長水平井水平段的長度、加強厚油層頂部注水、控制生產(chǎn)壓差等措施加以控制,但是在密井網(wǎng)、高含水、多層砂巖油田、單層厚度在6 m左右的油層鉆水驅(qū)開采的水平井并不可行[2]。

由此可見,厚油層水平井控水的技術(shù)關(guān)鍵是對儲層的細致分析,確定水平段的空間位置與長度,優(yōu)化合理的生產(chǎn)制度。

4.2 高含水油藏水平井控水措施

鄭俊德等人[13]通過水平井高含水油藏水淹機理的理論研究,提出了高含水油藏水平井控水的具體措施。

(1) 搞好剩余油分布的研究。水平井位置應(yīng)選擇在:①物性比較好、厚度比較大的區(qū)塊;②含水率比較低、斷層附近、微構(gòu)造高點及井網(wǎng)不完善的區(qū)塊;③動用程度差的非主力層。

(2) 合理設(shè)計油層中水平段的位置。對注水開發(fā)油田,必須搞清注水量和注水主流線;對邊、底水驅(qū)油田,要搞清邊、底水錐進特征,避開注水主流線和水錐區(qū),合理設(shè)計水平段的位置。

(3) 為避免注入水的底水脊進,高含水油藏水平段不宜過長。

(4) 合理控制水平井產(chǎn)能。注入水的邊、底水能量對水平井產(chǎn)能影響很大,應(yīng)科學(xué)控制生產(chǎn)壓差,確定合理產(chǎn)能,延長注入水的突破時間,爭取有較長穩(wěn)產(chǎn)期。

(5) 加強水平井找水、控水和堵水措施研究。目前國內(nèi)水平井生產(chǎn)測試技術(shù)較落后,還無法找到出水點。即使找到出水點,堵水工藝還不健全,因此無相應(yīng)的堵水措施。

高含水油藏水平井控水的技術(shù)關(guān)鍵是,充分認識剩余油的分布特征和注水參數(shù)與形態(tài)的動態(tài)變化,適時調(diào)整產(chǎn)能。

4.3 水平井底水向上錐進的控水方法

王青等人[9]對底水向上錐進和采水控錐機理進行了系統(tǒng)的研究。研究結(jié)果表明:對于垂向滲透率較低、油水界面之上存在夾層的儲集層,采水控錐效果顯著,水平井采水效果好于直井;采水越早,控錐效果越好;采水量越大,控錐作用越明顯。但采水時機和采水量存在最優(yōu)值。對于適合采水控錐的油藏,應(yīng)根據(jù)具體儲集層地質(zhì)構(gòu)造、物性、水體大小等地質(zhì)因素,并結(jié)合經(jīng)濟分析,綜合選擇合適的采水井型、采水時機和采水量。此外,并不是所有用水平井開采的底水油藏采水控錐都有效。如果垂向滲透率大,油水界面之上無夾層和隔層的有效阻擋,或水體巨大,水平井的含水率上升會很快,采水控錐一般難以見效。

4.4 厚底水薄油藏水平井開發(fā)的控水措施

陳志海等人[18]研究了塔里木油田厚底水薄油藏水平井開發(fā)中的底水錐進問題,提出了厚底水薄油藏水平井開發(fā)的控水措施。

(1) 評價和開發(fā)厚底水薄油藏,主要矛盾在于底水的錐進,重視垂向和水平滲透率的關(guān)系是非常必要的。開發(fā)井應(yīng)盡可能布在有低滲透性隔層的位置,以減緩底水錐進。

(2) 水平井開發(fā)底水油藏的臨界產(chǎn)量很低,數(shù)值模擬結(jié)果和實驗研究表明臨界產(chǎn)量在20～30 m³/d。研究表明,隨初配產(chǎn)的增加無水采出程度和最終采收率將會降低,但不同的初配產(chǎn)對無水采出程度和最終采收率的影響幅度不同。因此合理控制初配產(chǎn)對提高厚底水薄油藏水平井開發(fā)效益至關(guān)重要。

(3) 提高水平井水平段的避水高度有利于穩(wěn)油控水,提高無水采出程度,但并非避水高度越高越好,水平井水平段的相對高度應(yīng)在油層距油水界面的70%～90%之間。

厚底水薄油藏水平井開發(fā)的控水技術(shù)關(guān)鍵是,根據(jù)隔層控水的要求合理布井,控制臨界產(chǎn)量。

5 幾點認識

(1) 水平井出水受到水平井儲層的特性(厚度、各向異性、原油性質(zhì)和油水界面等)和儲層類型的直接影響。不同的水平井儲層有不同的出水機理。

(2) 影響水平井出水的主要因素有:水平井長度、油層厚度、采油速度、生產(chǎn)壓差、隔層性質(zhì)(夾層的大小和位置)、隔水高度以及流體的基本性質(zhì)(重力、黏滯力、毛細管力)。

(3) 對于不同性質(zhì)的儲層,應(yīng)根據(jù)不同的出水機理采取相應(yīng)的控水措施。

(4) 水平井出水機理的研究對于水平井控水、堵水技術(shù)的研究,以及提高水平井的開發(fā)效益、制訂準確的開發(fā)方案至關(guān)重要,應(yīng)加強這方面的工作。

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編輯 劉兆芝