水平井開發(fā)油藏水淹程度定量評價方法及其應(yīng)用

李立峰，周方喜，熊建華，陳 剛

(1.中石化江蘇油田 采油一廠，江蘇 揚州 225265；2.中石化 江蘇油田分公司，江蘇 揚州 225009)

水平井開發(fā)油藏水淹程度定量評價方法及其應(yīng)用

李立峰1，周方喜2，熊建華1，陳 剛1

(1.中石化江蘇油田 采油一廠，江蘇 揚州 225265；2.中石化 江蘇油田分公司，江蘇 揚州 225009)

為了利用動態(tài)資料定量評價水平井開發(fā)油藏水淹程度，運用兩相滲流理論推導(dǎo)了包含水淹程度的函數(shù)關(guān)系，確定了計算水淹程度的思路，結(jié)合圖解法提出了利用動態(tài)資料確定水淹程度的定量方法，并與數(shù)模結(jié)果、生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)對比，驗證了該評價方法的可行性。計算了江蘇油田100余口水平井的水淹程度，將其分為整體水淹、局部水淹與點狀水淹3種模式；針對低效水平井，依據(jù)水淹模式制定了不同的治理措施，其中整體水淹水平井以提液為主，其他水平井以調(diào)補層與卡堵水為主。通過分類治理單井增油超過500 t。

高含水油藏；水平井開發(fā)；水淹程度；定量評價方法；江蘇油田

部分水平井開發(fā)油藏進入高含水期后，受井筒條件、非均質(zhì)性等因素影響，油藏平面上局部區(qū)域未被水淹，形成剩余油富集區(qū)[1-2]。對于這一類水平井區(qū)，可以通過生產(chǎn)測井確定潛力位置，實施堵水改善開發(fā)效果。考慮到水平井生產(chǎn)測井、堵水等措施成本較高，因此在測試前分析油藏水淹狀況，優(yōu)選潛力井是十分必要的[3-4]。

針對這一問題，文獻[5-7]通過分析油田生產(chǎn)實例，將水平井分為整體水淹、局部水淹等模式，并作為挖潛剩余油的依據(jù)進行應(yīng)用研究；文獻[8-9]研究了非均質(zhì)性對水淹模式的影響；文獻[10]研究了利用含水率導(dǎo)數(shù)等識別水淹模式的方法。但這些方法均是定性的分析，較為粗略地劃分整體與局部水淹，沒有量化的依據(jù)。

本文以兩相滲流理論為基礎(chǔ)，運用水驅(qū)油藏動態(tài)分析方法[11-12]，研究了水平井開發(fā)油藏水淹程度定量評價方法，并應(yīng)用到江蘇油田水平井開發(fā)中。

1 定量評價方法

在石油開采過程中，地層水或注入水不斷進入油區(qū)，將儲層內(nèi)原油驅(qū)替出來，這個過程常被稱為水淹。對于整個油藏而言，水淹程度通常是指水淹范圍的油藏體積與油藏總體積的比值。因此水淹程度的表達式為

(1)

式中：Wf為油藏水淹程度；Vw為水淹的油藏體積，m3；V為油藏總體積，m3。

對于油藏水淹的過程，目前研究一般認(rèn)為其具有階段性，在第一階段內(nèi)，油藏水淹的范圍不斷擴大，而進入第二階段后，水淹范圍基本固定，該階段開采主要是提高水淹范圍的驅(qū)油效率。有研究認(rèn)為可以用含水率50%～80%為界限確定這2個階段[11,13]。

1.1 理論公式推導(dǎo)

對于非活塞式驅(qū)替，在忽略重力與毛管力的條件下油藏含水率

(2)

式中：fw為含水率；kr為相對滲透率，μ為流體黏度，mPa·s；w為水相下標(biāo)，o為油相下標(biāo)。

在油藏中含水率是含水飽和度的函數(shù)，因此對式(2)求含水飽和度的偏微分得

(3)

式中：Sw為含水飽和度。假設(shè)油水相滲關(guān)系符合kro/krw=Ce-BSw(式中，C、B為常數(shù))，則式(3)可變化為

(4)

將公式(2)代入公式(4)后得到含水率對含水飽和度的偏導(dǎo)數(shù)

(5)

根據(jù)Welge驅(qū)油理論[14]，一維驅(qū)替中出口處存在關(guān)系

(6)

式中，Qi為油藏注入孔隙體積倍數(shù)。

根據(jù)水淹程度與注入孔隙體積倍數(shù)的定義得到

(7)

式中，Qi′為以水淹油藏體積為基數(shù)的注入孔隙體積倍數(shù)。根據(jù)前述分析的水淹過程，假定在油藏水淹范圍內(nèi)仍然符合式(6)，因此在實際油藏驅(qū)替中存在關(guān)系

(8)

聯(lián)立式(6)與式(8)可以得到

(9)

式(9)左邊的參數(shù)為出口含水率，對應(yīng)油藏則為生產(chǎn)井的含水率，公式右端參數(shù)為注入孔隙體積倍數(shù)。常數(shù)B可由油水相滲關(guān)系得到。

1.2 評價方法建立

根據(jù)式(9)，利用油藏動、靜態(tài)資料就可以計算油藏水淹程度。但實際生產(chǎn)過程中，產(chǎn)液量、含水率等動態(tài)數(shù)據(jù)會出現(xiàn)一定的波動，計算結(jié)果也會產(chǎn)生無規(guī)律的變化，不利于對油藏水淹狀況的判斷。因此本文根據(jù)式(9)，利用圖解法計算水淹程度，以消除數(shù)據(jù)波動導(dǎo)致的影響。

利用油藏動靜態(tài)資料，以fw(1-fw)B為橫坐標(biāo)，以“1/Qi”為縱坐標(biāo)繪制關(guān)系曲線。前述的“在第二階段內(nèi)水淹范圍基本固定”如果成立，由式(9)知，繪制的關(guān)系曲線能擬合得到過原點的直線，直線的斜率就是油藏水淹程度。

在一維Welge方程中，假設(shè)注入量等于采出量。因此在油藏尺度上，對于水驅(qū)油藏，本方法應(yīng)用的前提條件是注采平衡，對于天然水驅(qū)油藏，應(yīng)用的條件是天然能量充足，可以用采出孔隙體積倍數(shù)代替注入孔隙體積倍數(shù)?？紤]實際情況，設(shè)定該評價方法的應(yīng)用條件為：人工水驅(qū)油藏，注采比為0.8～1.2；天然水驅(qū)油藏，平均壓力水平為0.8以上。同時考慮到式(2)成立的基礎(chǔ)，本方法應(yīng)用時需忽略毛管力與重力。

應(yīng)用該方法的標(biāo)準(zhǔn)步驟為：①準(zhǔn)備油藏靜態(tài)資料，計算水平井控制儲量；②準(zhǔn)備水平井開采動態(tài)資料，計算fw(1-fw)B、1/Qi值，繪制相應(yīng)關(guān)系曲線；③分析曲線特征，確定水淹范圍的特征段，計算水淹程度。

圖1為江蘇油田FM區(qū)塊2口水平井水淹程度評價曲線，可以看出F43-P1井驅(qū)替至Qi=0.31，含水率為72%之后，fw(1-fw)B—1/Qi曲線呈現(xiàn)出較好的線性關(guān)系，可以擬合出一條過原點的直線。對于F43-P5井這個時間點是驅(qū)替至Qi=0.24，含水率為76%。

通過大量實例計算發(fā)現(xiàn)，多數(shù)水平井的fw(1-fw)B—1/Qi曲線，進入中高含水期后能擬合出一條過原點的直線。這表明：①開發(fā)一定時間后油藏內(nèi)會形成固定的水淹范圍，不再隨時間變化；②“油藏水淹范圍內(nèi)Welge方程仍然成立”的假設(shè)合理，以此為基礎(chǔ)建立評價方法是可行的。

圖1 江蘇油田典型水平井fw(1-fw)B與1/Qi關(guān)系

2 評價方法驗證

2.1 與數(shù)模結(jié)果對比

運用數(shù)值模擬建立了水平井開采的概念模型，圖2為模型平面示意圖。模型為矩形油藏(400 m×200 m)，油層厚度10 m，邊水自左向右驅(qū)替，水平井長200 m，平面上位于油藏右側(cè)，縱向上位于油層頂端。油藏內(nèi)設(shè)置一低滲條帶，其滲透率為1×10-3μm2，其他區(qū)域滲透率為1 μm2。地層原油黏度為5 mPa·s，地層水黏度為1 mPa·s，油水相滲關(guān)系如表1所示。原始地層壓力為20 MPa，投產(chǎn)后水平井定產(chǎn)量開采，日產(chǎn)量為50 m3，邊水處保持定壓。

圖2 概念模型平面圖

表1 數(shù)值模擬中油水相滲關(guān)系

Tab.1 Relative permeability of oil and water used in numerical simulation

含水飽和度0.20.30.40.50.60.70.8油相相對滲透率/10-3μm20.90.60.350.180.060.020水相相對滲透率/10-3μm200.030.080.180.370.520.6

低滲條帶的滲透率為其他區(qū)域的1/1 000，在這種級差條件下該低滲區(qū)顯然難以動用。數(shù)值模擬顯示開發(fā)末期低滲區(qū)未被水淹，并且模型整體水淹程度與低滲區(qū)體積占比呈負(fù)相關(guān)。應(yīng)用本文方法評價模型水淹程度并與數(shù)值模擬結(jié)果對比，結(jié)果如圖3所示。

圖3(a)為低滲區(qū)體積占比為0.2時的水淹程度評價曲線，得到的水淹程度為0.78，與數(shù)值模擬結(jié)果0.8差距很小，符合程度較好。圖3(b)為低滲區(qū)體積占比從0變化到0.9時2種方法得到的水淹程度。數(shù)模結(jié)果與利用本文方法評價出的水淹程度非常接近，平均誤差在5%以內(nèi)。

2.2 與生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)對比

篩選了一批實施過增產(chǎn)措施的水平井，將得到的水淹程度評價與措施前后實際生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)作對比，從側(cè)面驗證該評價方法。以其中一口實施過上返措施的水平井為例說明，如圖4所示。

圖3 本文方法水淹程度評價結(jié)果與數(shù)模結(jié)果對比

圖4 F43-P4井生產(chǎn)動態(tài)曲線

F43-P4井投產(chǎn)時射開了水平段趾端油層，跟端仍有23 m油水同層未射開。至2014年2月累積產(chǎn)油3 300 t，含水率97%。2014年3月通過措施上返至跟端23 m同層，上返后含水率接近100%，生產(chǎn)3個月后關(guān)停。綜合投產(chǎn)至2014年2月生產(chǎn)數(shù)據(jù)，評價得到水淹程度為1，分析該水平井開采層位已整體水淹，而上返措施之后未取得效果驗證了該井水淹評價是合理的。

這些對比結(jié)果表明，本文評價方法得到的水淹程度比較準(zhǔn)確，能夠較好地反映油藏實際水淹狀況，適用于實際油藏水淹程度的評價。

3 應(yīng)用與討論

截止2014年底江蘇油田共部署、實施了水平井140余口，累積生產(chǎn)原油200多萬噸。但隨著開發(fā)的進行，水平井含水率不斷上升，目前平均含水率達到80%，已進入高含水階段。確定水平段未水淹區(qū)，挖掘其剩余油成為現(xiàn)階段的重點工作。

文獻[5]提出水平井開發(fā)的3種水淹模式，但如何劃分水淹模式，沒有給出量化的依據(jù)。評價出的水淹程度客觀地反應(yīng)了油藏水淹狀況，本文將其作為水淹模式劃分的標(biāo)準(zhǔn)，具體為：將所采層位水淹程度0.8～1.0的水平井區(qū)劃分為整體水淹，水淹程度0.3～0.8的水平井區(qū)劃分為局部水淹，水淹程度0～0.3的水平井區(qū)劃分為點狀水淹。計算了江蘇油田100余口高含水期水平井的水淹程度，并劃分了水淹模式。統(tǒng)計顯示油田約有50%的水平井為局部或點狀水淹，具有進一步改善開發(fā)效果的潛力。

針對不同水淹模式的水平井，結(jié)合其開發(fā)階段與地質(zhì)條件等，提出了分類治理、挖潛的技術(shù)思路。對于整體水淹水平井，進入高含水期實施提液，以加快采油速度，達到極限含水率后生產(chǎn)其他層位或上返直井段，如果沒有層位可投產(chǎn)應(yīng)實施關(guān)停，以減輕輸油站庫與干線壓力；對于局部和點狀水淹，進入高含水期后，可以實施調(diào)補層、生產(chǎn)初期未射層位，如果初期投產(chǎn)層位較多，可考慮采取含水飽和度測試確定未水淹層位，實施卡堵水。

圖5為2口典型措施井生產(chǎn)動態(tài)曲線。C3-P14井至2014年初已投產(chǎn)4 a，含水率達到91%，計算得到其水淹程度0.63，評價為局部水淹，2014年3月實施了上返，投產(chǎn)未射層，措施后增油降水效果明顯；Y7-P3井至2014年初已投產(chǎn)6 a，含水率達到96%，計算得到其水淹程度0.72，評價為局部水淹，2014年3月通過含水飽和度測試確定了主要出水層位，然后卡堵了出水層位，措施后含水率降低20%，效果明顯。目前對江蘇油田30多口低效水平井，依據(jù)水淹程度實施了分類治理，平均單井增油超過500 t，取得良好效果。

圖5 典型措施井生產(chǎn)動態(tài)曲線

4 結(jié) 論

(1)與數(shù)值模擬、實際開發(fā)動態(tài)對比結(jié)果表明，本文提出的方法可用于水平井開發(fā)油藏水淹程度定量評價，得到的結(jié)果比較可靠。

(2)評價得到的水淹程度可以作為水平井水淹模式劃分的依據(jù)，并作為制定不同水淹井治理措施的基礎(chǔ)。

(3)本文方法推導(dǎo)過程并不依賴于水平井，因此該水淹程度評價方法也可應(yīng)用于其他井型開發(fā)的油藏，分析油藏水淹狀況、評價開發(fā)效果等。

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責(zé)任編輯：賀元旦

2015-03-10

江蘇省博士后科研資助計劃項目“不同類型油藏水平井開發(fā)水淹規(guī)律研究”(編號：1302180C)；江蘇油田局級科研項目“不同類型油藏水平井開發(fā)水淹規(guī)律研究”(編號：JD13001)

李立峰(1985-)，男，博士后，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究。E-mail:fffeng1985@163.com

1673-064X(2015)05-0059-05

TE357

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