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    邊水油藏水平井見水規(guī)律研究

    2020-08-31 03:03:00陳存良吳曉慧
    復雜油氣藏 2020年2期
    關(guān)鍵詞:邊水水油水淹

    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。

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