水平井水竄類型識別方法及適應(yīng)性分析

張賢松，丁美愛，張 媛

(1.中海油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100027;2.中海油研究總院，北京 100027; 3.中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

水平井水竄類型識別方法及適應(yīng)性分析

張賢松1，2，丁美愛3，張 媛3

(1.中海油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100027;2.中海油研究總院，北京 100027; 3.中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

水平井技術(shù)在新區(qū)開發(fā)和老區(qū)挖潛中的利用率越來越高，水平井的調(diào)剖堵水問題也越來越受到關(guān)注，搞清楚水平井的非正常出水的原因和類型，將會對其進(jìn)行有針對性的調(diào)剖堵水提供重要依據(jù)。根據(jù)水平井生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)，采用水油比和水油比導(dǎo)數(shù)與生產(chǎn)時(shí)間的雙對數(shù)曲線特征來識別水平井水竄的類型，并且分析了不同因素對該曲線特征的影響。經(jīng)過實(shí)踐驗(yàn)證，此識別方法快速有效，可為水平井發(fā)生竄通時(shí)實(shí)施調(diào)剖堵水措施提供指導(dǎo)。

水平井;出水;水油比;水竄類型;適應(yīng)性

引言

水平井是開發(fā)油氣田、提高采收率的一項(xiàng)重要技術(shù)。水平井因其采油速度高、控制面積大、生產(chǎn)壓差小等優(yōu)勢，在一些開采難度較大的區(qū)塊和老區(qū)的后期挖潛中得到了廣泛應(yīng)用。綜合分析國內(nèi)外水平井的狀況可以看出［1－3］，水平井開采技術(shù)已成功應(yīng)用于邊底水油藏和裂縫油藏，開采稠油也取得了較好的經(jīng)濟(jì)效益。由于結(jié)構(gòu)上的原因，水平井在開采過程中更易出現(xiàn)過多產(chǎn)水現(xiàn)象［4－6］，如何準(zhǔn)確判斷水平井的非正常出水的類型及控制水平井的含水上升速度，就成為利用水平井開發(fā)油氣田保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵因素。

水平井的水竄原因不同，進(jìn)行堵水調(diào)剖的針對性和側(cè)重點(diǎn)就不同。除井筒原因外，水平井的水竄主要分為2類［7－8］。一是由于底水水體錐進(jìn)導(dǎo)致水平井水淹;二是由于注水井注入水沿高滲條帶的高速竄流導(dǎo)致水平井水淹。利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，建立起帶底水和具有高滲層的典型油藏模型。根據(jù)數(shù)值模擬的計(jì)算結(jié)果，得到水平井不同水竄類型的水油比和水油比導(dǎo)數(shù)與生產(chǎn)時(shí)間的雙對數(shù)曲線的不同形態(tài)特征，利用這種雙對數(shù)曲線的不同形態(tài)特征能夠迅速識別水平井水竄類型;分別針對不同的油藏條件，流體性質(zhì)和開發(fā)情況，分析其變化對水油比和水油比導(dǎo)數(shù)雙對數(shù)曲線特征的影響，來檢驗(yàn)上述判斷水平井水竄類型識別方法的可靠性。

1 水平井開發(fā)的水竄特征研究

根據(jù)某油藏地質(zhì)特征，建立水平井開發(fā)的典型油藏模型，其中滲透率為93.2×10－3μm2，孔隙度為0.14，厚度為1.2 m，原油黏度為4 mPa·s，初始含油飽和度為0.72;設(shè)水平井水平段長度為400 m，位于油藏中部，油藏底部設(shè)置有底水;根據(jù)竄流型油藏的油藏特征，建立了一注一采的典型油藏模型進(jìn)行研究，注采井間設(shè)置1個(gè)高滲透條帶，模型中的其他參數(shù)取值同上述油藏模型。

通過2類典型油藏模型的數(shù)值模擬計(jì)算，可獲得2種水竄類型下水平井的日產(chǎn)油量和日產(chǎn)水量，從而可以計(jì)算得到水平井的水油比WOR和水油比導(dǎo)數(shù)WOR'(相對于時(shí)間)數(shù)據(jù)。水油比WOR和水油比導(dǎo)數(shù)WOR'公式如下:

式中:Qo為水平井日產(chǎn)油量，m3/d;Qw為水平井日產(chǎn)水量，m3/d;t1，t2為不同生產(chǎn)時(shí)間，d。

將2種水竄類型下水平井油井的水油比WOR和水油比導(dǎo)數(shù)WOR'數(shù)據(jù)隨時(shí)間變化繪制在雙對數(shù)坐標(biāo)中，見圖1。從圖1可以看出，對于底水竄流水平井而言，隨著生產(chǎn)時(shí)間的增加，底水逐漸上升，水平井的含水率逐漸上升，水油比曲線持續(xù)上升，初期上升速度較大，后期上升速度較小;水油比導(dǎo)數(shù)曲線呈持續(xù)下降趨勢。而對于注入竄流水平井而言，見水后，水油比持續(xù)上升，初期上升較慢，中后期上升較快，水油比導(dǎo)數(shù)曲線整體呈現(xiàn)出上升的趨勢。

圖1 水平井水竄類型識別曲線

通過對底水油藏和注水竄流型油藏的水油比和水油比導(dǎo)數(shù)曲線對比分析，可以得到1種水平井水竄類型的識別方法:若水油比導(dǎo)數(shù)曲線整體呈現(xiàn)下降趨勢，則可判斷此水平井的水竄類型主要為底水型;若水油比導(dǎo)數(shù)曲線整體呈現(xiàn)上升的趨勢，則可判斷此水平井的水竄類型主要為注入水竄流型。

2 水竄類型識別方法的適應(yīng)性分析

考慮到油藏地質(zhì)參數(shù)、流體性質(zhì)和開采速度的不同可能對水油比導(dǎo)數(shù)的曲線趨勢造成影響，從而影響本識別方法的準(zhǔn)確性。本文分別針對不同的油藏地質(zhì)參數(shù)，流體性質(zhì)和開采速度進(jìn)行了計(jì)算分析，得到了油水比和油水比導(dǎo)數(shù)曲線，來檢驗(yàn)上述判斷水平井水竄方式的識別方法的可靠性。

2.1 地層系數(shù)

油層厚度和滲透率直接影響到水平井的初始產(chǎn)能和注水開發(fā)規(guī)律，不同的地層系數(shù)(Kh)，其水油比導(dǎo)數(shù)是否還具有上文中所具有的特征，為此分別取地層系數(shù)等于100、200和400，計(jì)算后得到底水油藏和注水竄流型油藏的水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線(圖2、3)。

圖2 底水油藏的水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

圖3 竄流型油藏的水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

從圖中可以看出，在不同的地層系數(shù)下，水油比曲線和水油比導(dǎo)數(shù)曲線的曲線形狀有所不同，但還是符合本文所述基本規(guī)律:底水油藏的采油井的水油比導(dǎo)數(shù)均呈下降趨勢;竄流型油藏的水油比導(dǎo)數(shù)均呈上升趨勢。

2.2 原油黏度

分別取原油黏度等于3.8、10.0、100.0 mPa·s。計(jì)算底水油藏和竄流型油藏的水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線如圖4、5所示。

從圖中可以看出，隨著原油黏度增加，水平井的水油比增加，底水油藏的水油比導(dǎo)數(shù)曲線的整體下降趨勢仍較明顯，但當(dāng)黏度為100 mPa·s時(shí)，竄流型油藏的水油比導(dǎo)數(shù)曲線初期呈上升趨勢，中后期卻呈下降趨勢。原油黏度越大，注入水越易形成指進(jìn)，波及體積將有所減小，表明本文所述識別方法不適用于黏度大于100 mPa·s的稠油油藏。

圖4 底水油藏的水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

圖5 竄流型油藏的水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

2.3 采油速度

為驗(yàn)證不同采油速度下本文所述規(guī)律是否適用，分別設(shè)置采油速度為3%、5%和13%，計(jì)算得到底水油藏和竄流型油藏的水油比和水油比導(dǎo)數(shù)曲線，分別如圖6、7所示。

圖6 底水型油藏的水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

圖7 竄流型油藏的水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

隨著采油速度的增加，水油比和水油比上升速度都有所增加，在以上3種采油速度下，水油比導(dǎo)數(shù)曲線符合上文所述規(guī)律:底水油藏采油井的水油比導(dǎo)數(shù)均呈下降趨勢;竄流型油藏的水油比導(dǎo)數(shù)均呈上升趨勢。

3 應(yīng)用實(shí)例

圖8 H1井水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

某油田屬于裂縫型油藏，原油黏度為5.6 mPa·s，屬于常規(guī)稀油。應(yīng)用本文水油比和水油比導(dǎo)數(shù)曲線識別方法，對油田內(nèi)的3口水平井的水竄類型進(jìn)行研究。H1、H2及H3這3口水平井的水油比和水油比導(dǎo)數(shù)曲線如圖8、9和10所示。H1井和H2井的水油比導(dǎo)數(shù)呈上升趨勢;H3井的水油比導(dǎo)數(shù)呈下降趨勢。根據(jù)本文所得到的雙對數(shù)曲線的不同形態(tài)特征識別水平井水竄類型，判斷H1井和H2井的非正常出水原因?yàn)橛退g存在高滲條帶，注入水沿高滲條帶快速竄流，H3井的非正常出水原因?yàn)榈姿F進(jìn)。識別結(jié)果與現(xiàn)場的其他測試資料(示蹤劑解釋等)的結(jié)果相吻合，說明本文識別水平井水竄類型方法準(zhǔn)確可靠。

圖9 H2井水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

圖10 H3井水油比、水油比導(dǎo)數(shù)曲線

4 結(jié)論

(1)通過對底水油藏和注水竄流型油藏的水油比和水油比導(dǎo)數(shù)曲線特征對比，得到一種識別水平井水竄類型的方法:當(dāng)水油比導(dǎo)數(shù)曲線整體呈現(xiàn)下降趨勢，識別水竄類型為底水型;當(dāng)水油比導(dǎo)數(shù)曲線整體呈現(xiàn)上升的趨勢，識別水竄類型為注入水竄流型。

(2)不同的地層系數(shù)和開發(fā)速度對水油比導(dǎo)數(shù)曲線的識別特征未造成影響，說明識別水平井水竄類型的方法適用性比較強(qiáng)。

(3)當(dāng)原油黏度大于100 mPa·s后，導(dǎo)致注水水竄型油藏的水油比導(dǎo)數(shù)并未呈現(xiàn)出持續(xù)的上升趨勢，因此，水竄類型識別方法對油藏粘度較高的稠油油藏不適合。

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編輯 付 遙

TE33

A

1006－6535(2012)05－0078－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.05.019

20120213;改回日期:20120618

國家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”項(xiàng)目24“海上稠油高效開發(fā)新技術(shù)”(2011ZX05024)

張賢松(1965－)，男，高級工程師，1986年畢業(yè)于華東石油學(xué)院采油專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)和提高采收率技術(shù)研究工作。