致密油藏水平井含水特征及影響因素

張?zhí)忑?，吳長輝，梁衛(wèi)衛(wèi)，王 崟，曹 尚，宋小剛

（1.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710075；2.延長油田股份有限公司富縣采油廠，陜西延安 727500）

鄂爾多斯盆地致密油藏由于其低孔、低滲、低壓的特點[1，2]，常規(guī)井開發(fā)效果較差，必須采用水平井大規(guī)模壓裂技術開發(fā)才能獲得工業(yè)油流[3]。由于儲層條件、壓裂參數(shù)與生產(chǎn)制度的影響，水平井高含水問題卻日益凸顯，更有部分水平井投產(chǎn)即高含水，嚴重影響了致密油藏水平井的開發(fā)效果[4]。吳曉慧等[5]通過數(shù)值模擬認為較強的儲層非均質(zhì)性是造成水平井含水躍升的主要因素；張東等[6]通過流管法優(yōu)化了油水兩相相滲曲線，從微觀角度解釋了水平井高含水的原因；龔寧等運用灰色關聯(lián)法對水平井出水原因總結(jié)為避水高度、水平段長度和采液強度；賀越[7]針對長慶低滲油藏水平井開展了含水特征研究，認為裂縫與井筒夾角小、人工裂縫與注水井過近和注水過多是造成水平井含水較高的主要原因。

鄂爾多斯盆地D 區(qū)塊長82油藏平均孔隙度10.45%，滲透率0.31 mD，原始地層壓力11.3 MPa，缺乏邊底水能量，屬于典型的致密性油藏。D 區(qū)塊長82油藏以水平井衰竭式開發(fā)模式為主，目前綜合含水率53.5%，且含水率＞60%的水平井日產(chǎn)油量全部不足1.6 t，嚴重拉低了區(qū)塊水平井整體開發(fā)水平；但是現(xiàn)今對于水平井的含水特征及主控因素卻認識不清，若不及時處理，將會對致密油藏水平井的長期開發(fā)造成極大威脅。本文以鄂爾多斯盆地D 區(qū)塊長82致密性油藏為例，采用單井采出程度-含水率曲線和灰色關聯(lián)度分析法，對水平井含水特征及影響因素開展研究，揭示水平井高含水原因，為致密油藏的有效開發(fā)提供理論依據(jù)。

1 水平井含水特征

1.1 建立單井累計采出程度-含水率曲線

單純分析含水率隨生產(chǎn)時間的變化特征，無法反映出不同采油階段含水變化情況。為消除采油速度差異性對曲線的影響，引入單井累計采出程度的概念:

式中:R-單井累計采出程度，%；Q（t ）-t時刻的油井產(chǎn)量，104t；N-單井控制地質(zhì)儲量，104t。

基于區(qū)塊近幾年的水平井開發(fā)實踐，以單井累計采出程度為橫坐標，含水率為縱坐標，建立單井含水變化曲線。按照含水率的高低和含水上升時的單井累計采出程度，將D 區(qū)塊水平井含水曲線歸納為3 種類型，分別是高含水型、中含水型和低含水型（見表1）。

1.2 含水類型及特征分析

（1）高含水型。文中將投產(chǎn)后含水率始終較高，且含水率上升至80%時單井累計采出程度＜0.5%的水平井劃分為高含水型（見圖1）。研究區(qū)有7 口水平井為此種類型，占總數(shù)的16.7%。該類水平井平面上主要分布在砂體邊緣地區(qū)，產(chǎn)量低，投產(chǎn)即為高含水，初期日產(chǎn)油不足2 t 且持續(xù)遞減，投產(chǎn)12 個月之后日產(chǎn)油不足0.5 t（見表1）。

（2）中含水型。文中將含水快速上升，且含水率上升至80%時單井累計采出程度不足2.4%的井劃分為中含水型水平井。研究區(qū)此類井數(shù)量最多，達到18 口，占水平井總數(shù)的42.9%，投產(chǎn)后先后經(jīng)歷含水下降期、穩(wěn)定期和上升期（見圖2）。此類井初月產(chǎn)油量較高，較低含水期一般只持續(xù)10～20 個月，含水快速上升時單井累計采出程度分布在0.5%～2.4%區(qū)間范圍內(nèi)（見表1），此類井在平面分布上無明顯規(guī)律性。

表1 研究區(qū)水平井含水類型及產(chǎn)能特征

（3）低含水型。文中將截至目前含水還未發(fā)生明顯上升的井劃分為低含水型水平井。研究區(qū)有17 口水平井含水類型為此種類型，占總數(shù)的40.4%（見表1）。該類水平井投產(chǎn)至今，仍處于低含水階段，采出程度均大于2%，開發(fā)效果整體較好（見圖3）。

圖1 研究區(qū)高含水型水平井含水曲線

圖2 研究區(qū)中含水型水平井含水曲線

圖3 研究區(qū)低含水型水平井含水曲線

對比分析水平井的3 種含水類型，低含水型水平井投產(chǎn)至今仍處于低含水階段，采出程度均大于2%；而中、高含水型水平井投產(chǎn)之后含水上升較快，如今含水率高達80%以上且相對采出程度較低，無法達到經(jīng)濟開發(fā)的目的，因此，亟需找出后兩種類型水平井高含水的原因，降低今后水平井鉆探開發(fā)的風險。

2 含水影響因素關聯(lián)度分析

2.1 影響因素

結(jié)合調(diào)研和區(qū)塊資料情況[8-10]，優(yōu)選了油層厚度、滲透率變異系數(shù)、壓裂段數(shù)、壓入砂量、壓裂排量和泵距油層高度作為影響因素進行含水影響關聯(lián)。水平井含水變化影響因素復雜，適合采用灰色關聯(lián)度分析法分析其主控因素。

2.2 灰色關聯(lián)度計算模型及方法

根據(jù)水平井含水高低與各影響因素的關系，建立灰色關聯(lián)度計算模型:

（1）確定參考序列與比較序列。將水平井含水類型作為參考序列來表征含水好壞程度（高含水型=0，中含水型=1，低含水型=2），將油層厚度、泵距油層高度等一系列因素作為比較序列。

參考序列:

（2）對數(shù)據(jù)進行無量綱化處理。此處采取均值化方法處理。

（3）計算灰色關聯(lián)度系數(shù)。

（4）灰色關聯(lián)度計算。

（5）關聯(lián)度排序。

2.3 關聯(lián)度計算結(jié)果及分析

以研究區(qū)42 口致密油藏水平井含水類型為參考序列X0，油層厚度為比較序列X1，滲透率變異系數(shù)為X2，壓裂段數(shù)為X3，壓入砂量為X4，壓裂排量為X5，泵距油層高度為X6（見表2），按照上述建立的關聯(lián)度模型計算各個因素的關聯(lián)度。

計算結(jié)果表明，油層厚度、泵距油層高度對致密油藏水平井含水影響最大，其次是壓入砂量、壓裂排量，而壓裂段數(shù)和滲透率變異系數(shù)對其影響較?。ㄒ妶D4）。

表2 研究區(qū)水平井含水影響因素序列表

表2 研究區(qū)水平井含水影響因素序列表（續(xù)表）

圖4 水平井含水影響因素關聯(lián)度計算結(jié)果與排序

3 實例分析

3.1 油層厚度影響分析

研究區(qū)17 口低含水型水平井平均油層厚度12.2 m，而中含水型、高含水型水平井主要分布在砂體的邊部，平均油層厚度分別為8.2 m 和8.0 m。生產(chǎn)實例證明，即使同為中含水型水平井，隨著油層厚度的增大，含水上升時的單井累計采出程度也將不斷升高。

3.2 泵距油層高度影響分析

根據(jù)生產(chǎn)實踐，地層壓力保持在飽和壓力的80%以上，可有效緩解溶解氣逸出導致地層原油黏度增大的風險[11]。當泵距油層較近時，將會產(chǎn)生較大的生產(chǎn)壓差，使地層壓力快速降低，改變地層中油水相滲關系。

選取相似地質(zhì)條件及壓裂參數(shù)下的L79-P1 井和L101-P1 井，兩口井同期投產(chǎn)，前者泵距油層高度230 m，而后者為141 m；截至目前，泵距油層較高的L79-P1 井含水穩(wěn)定處于低含水階段，采出程度不斷升高；而泵距油層較近的L101-P1 井，含水已經(jīng)發(fā)生明顯的上升，采出程度也相較增加緩慢（見圖5）；根據(jù)區(qū)塊水平井泵掛高度統(tǒng)計，泵距油層高度220 m 以上可有效延長低含水采出期。

3.3 壓入砂量和排量影響分析

選取相似地質(zhì)條件和生產(chǎn)制度下的H231-P1 井和H231-P2 井，前者平均壓入砂量32.25 立方米/段、排量8 m3/min，后者平均壓入砂量23.18 立方米/段、排量2.2 m3/min；結(jié)果表明，高砂量、大排量的壓裂方式使儲層改造形成更為復雜的縫網(wǎng)系統(tǒng)，極大地提高了水平井低含水期持續(xù)時間和采出程度（見圖6）。

4 結(jié)論

文中通過引入單井累計采出程度的概念，建立了單井含水變化曲線，按照含水率的高低和含水上升時的單井累計采出程度，將D 區(qū)塊水平井含水曲線進行了歸納劃分，此方法消除了采油速度差異性對含水曲線的影響，能夠準確應用于油氣田生產(chǎn)動態(tài)分析過程中。另外從地質(zhì)、工程、生產(chǎn)等多個方面出發(fā)，運用灰色關聯(lián)法對水平井含水影響因素進行了關聯(lián)和排序，明確了水平井含水特征及主控因素，主要總結(jié)出以下結(jié)論:

圖5 不同泵距油層高度下的含水特征曲線

（1）D 區(qū)塊長82油藏水平井含水類型分為高含水型、中含水型和低含水型3 種。

（2）灰色關聯(lián)度分析法關聯(lián)排序結(jié)果顯示，水平井含水高低主要影響因素依次為油層厚度、泵距油層高度，其次為壓入砂量、壓裂排量、壓裂段數(shù)和滲透率變異系數(shù)。

（3）鉆井時，應多考慮油層厚度大于10 m 的區(qū)域；壓裂時，應在不壓竄前提下盡量加大壓入砂量和排量；生產(chǎn)制度上應將泵掛設置在高于油層220 m 以上的位置，可有效延緩水平井衰竭式開發(fā)模式下高含水問題的出現(xiàn)，提高采出程度。