唐 韻

(中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚州 225009)

CB油田水平井出水特征及影響因素研究

唐 韻

(中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇 揚州 225009)

針對CB油田現(xiàn)階段水平井含水上升快、產(chǎn)量遞減迅速等日益突出的問題，通過對該油田30口水平井出水特征的深入分析，建立以水平井含水率與無因次累計產(chǎn)油量變化曲線形態(tài)來判別出水規(guī)律，歸納出4種曲線類型，并結(jié)合油藏類型、驅(qū)動方式分析其成因。在此基礎上明確了水平井出水特征及影響因素，影響因素包括油藏開采階段、水平段位置、儲層非均質(zhì)性、采液強度和出砂狀況，并提出針對性控水措施，為同類型油田水平井控水穩(wěn)油對策的制定與水平井優(yōu)選優(yōu)化提供依據(jù)。

復合斷塊油田 油藏類型 水平井 出水特征 影響因素 CB油田

CB油田為具有多種油藏類型的較為整裝的復雜斷塊油田，自2003年采用水平井和常規(guī)井組合開發(fā)模式以來，相繼在C2、C3斷塊實施水平井共30口，占CB油田總井數(shù)的21.7%，其中10口分布于阜一段(E1f1)、阜三段(E1f3)多油水系統(tǒng)層狀油藏，20口分布于K2t1-K2c塊狀邊底水油藏。目前水平井日產(chǎn)油水平219.7 t，占全油田日產(chǎn)油的38.5%。平均單井日產(chǎn)油7 t(為常規(guī)井的2.2倍),累產(chǎn)油2.64×104t，綜合含水65.8%。根據(jù)遞減模型預測，水平井開發(fā)新增可采儲量170.7×104t，提高采收率10.6%，為區(qū)塊產(chǎn)量穩(wěn)定提供了有力保障。隨著油田開發(fā)程度的深化，儲層水淹程度提高，水平井正逐步進入中高含水階段，含水上升加快、產(chǎn)量遞減迅速的問題日益突出。統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)CB油田單井產(chǎn)量平均年遞減率達15.3%，去年新實施的水平井目前較初期產(chǎn)量下降54.1%，55%的水平井處于中高含水期，其中含水率在80%以上的占比29%。因此，明確水平井出水特征及影響因素，是制定控水穩(wěn)油對策的關鍵，并可為下步水平井優(yōu)選優(yōu)化提供依據(jù)。

1 水平井出水特征分析

1.1分析方法

本次研究對象為單井，則主要采用含水率曲線法，即含水率與累計產(chǎn)油量關系曲線。該方法適用于依靠天然水水驅(qū)及人工注水采油的砂巖油藏油井含水上升規(guī)律研究[1]。因含水率曲線主要通過擬合實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)所得，該方法可真實直觀地反映單井的出水特征[2]。由于各水平井投產(chǎn)時間不同，需將累計產(chǎn)油量做歸一化處理，在此引入無因次累計產(chǎn)油量概念，即某一時刻的累計產(chǎn)油量和油井目前累計產(chǎn)油量的比值(式1)：

(1)

式中：T為油井正常生產(chǎn)期，月；λ為無因次累計產(chǎn)油；Qo(t)為t時刻的油井產(chǎn)油量，104t。

以無因次累計產(chǎn)油量為橫坐標，含水率為縱坐標繪制單井曲線。根據(jù)曲線類型描述各井的出水特征，包含見水特征、各含水階段累計產(chǎn)油量、含水上升規(guī)律等，根據(jù)出水特征歸類總結(jié)，分析成因。

1.2出水類型及特征

通過對CB油田30口水平井繪制含水率與無因次累計產(chǎn)油量關系曲線可以看出，不同油藏類型、不同開發(fā)階段投產(chǎn)的水平井有著不同的出水特點，主要歸納為4種類型：S型、凹型、凸型及直線型。

圖1 S型水平井含水率與累計產(chǎn)油量變化曲線

1.2.1 S型

井數(shù)9口，占總井數(shù)的30%，具有較長的無水采油期，無水采油期在14～78個月，平均35.4個月。含水率5%以內(nèi)采出總產(chǎn)量的40%以上。見水后含水迅速上升，平均月含水上升速度1.94%。含水率60%為曲線拐點，此后含水上升速度變緩，平均月含水上升速度1.03%(圖1)。該類水平井多處于含油帶較寬的油藏構(gòu)造高部位，以底水驅(qū)動為主，底水均勻線狀推進，油水界面均勻抬升，水脊現(xiàn)象不明顯，水平段呈現(xiàn)出線狀水淹模式，水平段局部見水后全井迅速水淹。

1.2.2 凹型

井數(shù)9口，占總井數(shù)的30%，具有一定的無水采油期，無水采油期在3～17個月，平均8.6個月。含水率5%以內(nèi)采出總產(chǎn)量的20%。見水后含水上升速度較緩，平均月含水上升速度0.62%，當含水率超過20%時，含水上升速度加快，平均月含水上升速度0.89%。在中低含水期采出大部分原油，當含水率達到60%時，可采出油井總產(chǎn)量的80%。該類水平井目前日產(chǎn)油量普遍在10 t以上，平均含水率70%左右(圖2)。成因：所處層位的注采系統(tǒng)較完善，至少有一個以上見效方向，且不為層系中的主要出水層，平面受效相對均衡，未產(chǎn)生大的方向性驅(qū)替差異[3]。

存在無水采油期的水平井中，85%的井位于塊狀邊底水油藏，低含水期對采出程度貢獻最大，水平井一旦見水后含水上升快，高含水后期生產(chǎn)潛力較小。因此這類水平井管理和高效開發(fā)的關鍵是防止水平井過早見水、延長無水采油期和低含水期，盡可能發(fā)揮該階段的生產(chǎn)優(yōu)勢。

圖2 凹型水平井含水率與累計產(chǎn)油量變化曲線

1.2.3 凸型

井數(shù)7口，占總井數(shù)的23.3%，基本不存在無水產(chǎn)油期，油井投產(chǎn)即見水，且中低含水期含水上升較快，平均月含水上升速度一般都在3%以上。當含水率達到60%時，含水上升速度減緩，平均月含水上升速度0.94%，可采出油井總產(chǎn)量的40%左右，主要產(chǎn)油期為中含水階段(含水率40%～80%)，可采出近70%的產(chǎn)量(圖3)。成因：其所處層位注入水單層突進，平面受效極不均衡，或是采出井與注入井間存在高滲透帶，導致含水上升較快，或是投產(chǎn)層位上下溝通水淹層或油水同層，造成含水迅速上升。

圖3 凸型水平井含水率與累計產(chǎn)油量變化曲線

1.2.4 直線型

井數(shù)5口，占總井數(shù)的16.7%，投產(chǎn)即高含水且含水率基本在60%以上，平均月含水上升速度0.25%(圖4)。其出水特征表現(xiàn)為投產(chǎn)后無低含水期，多依靠提液、調(diào)層維持油井產(chǎn)量、控制含水上升速度，目前含水率在80%以上。該類水平井均位于含油帶較窄、距離油水邊界較近的層狀油藏中。

投產(chǎn)即見水(或高含水)水平井中，78%井位于層狀邊水油藏，大部分產(chǎn)量在中高含水期采出，中后期生產(chǎn)潛力較大，這類油藏投產(chǎn)后應保持合理工作制度，適時進行措施調(diào)整，提升水平井整體開發(fā)效果。

圖4 直線型水平井含水率與累計產(chǎn)油量變化曲線

總體來看，各含水階段持續(xù)時間決定了水平井的出水特征及產(chǎn)量狀況[4]。不同類型水平井含水率達到80%的時間依次為：S型水平井-凹型水平井-凸型水平井-直線型水平井。隨著含水率達到80%的時間逐漸縮短，平均單井日產(chǎn)油量由22 t減小至3t左右，低含水階段的采出程度逐漸減小，水平井的開發(fā)效果逐步變差。因此在接下來分析影響因素時，主要考慮各因素對水平井含水達到高含水期時間及生產(chǎn)效果的影響。

2 影響因素分析

(1)油藏所處的開發(fā)階段。通過測算統(tǒng)計各水平井投產(chǎn)時所處砂體的采出程度發(fā)現(xiàn)，水平井部署時目的層的采出程度在很大程度上影響了含水達到高含水期需要的時間，目的層開采程度越高，含水上升越快，達到高含水期的時間越短，生產(chǎn)效果越差(表1)。含水率曲線易出現(xiàn)凸型或直線型。

表1 油藏所處開發(fā)階段對出水特征影響

(2)水平段位置。水平井距油水界面平面、縱向距離在很大程度上影響了含水達到高含水期需要的時間，含油面積小，水平井因距邊底水較近，水上升速度較快。C2平1井與C2平4井同屬E1f32油藏④號小層，與油水界面平面距離差不多，C2平1井縱向上避水厚度僅為C2平4井的一半，C2平4井投產(chǎn)初期不含水而C2平1井投產(chǎn)后含水率在80%以上運行。通過對CB水平井的生產(chǎn)情況進行統(tǒng)計分析，水平井距油水界面平面、縱向距離越大，含水上升越慢，中、低含水期越長，生產(chǎn)效果越好(表2)。

表2 水平井距油水界面距離對出水特征影響

當水平井距油水界面平面距離小于等于100 m、縱向距離小于等于50 m時，平均單井累計產(chǎn)油量遠低于其他情況。但考慮到CB油田屬于復雜斷塊油藏，部分層系含油面積小，水平井距油水界面距離不能無限增大，在水平井井位優(yōu)選優(yōu)化中，盡量選擇距油水邊界平面距離大于100 m，縱向距離大于50 m處部署水平井。

(3)儲層非均值性[5]。水平段所處砂體平面非均質(zhì)性越重，見水后含水上升速度越快。CB油田K2t13油藏為扇三角洲平原亞相沉積，2014年初開展的注入示蹤劑研究顯示，基本等距的一線受效井見效時間差異較大，儲層平面非均質(zhì)性較強。2014年2月補開C3-92井K2t13的④號砂體獲得高產(chǎn)，與之相距僅80 m且構(gòu)造等高的C3-118井解釋為水層，這也說明平面上水體并非均勻推進。將孔滲等值線圖與含水等值線圖對照分析發(fā)現(xiàn)(圖5-7)，高孔滲區(qū)域首先出水，后期水淹程度較高。C3平1、C3平3同為K2t13⑧號砂體高部位水平井，C3平3井物性較好，比C3平1井早7個月見水，見水后平均含水上升速度快1.6%。

圖5 CB油田K2t13-8滲透率等值線圖

圖6 CB油田K2t13-8孔隙度等值線圖

圖7 CB油田K2t13-8含水等值線圖

(4)采液強度。開采技術政策不合理，高采液強度下易引起含水上升速度加快、水平段內(nèi)水線推進速度加快。分類統(tǒng)計單井的平均采液強度，分析發(fā)現(xiàn)水平井到達高含水期的時間與采液強度成反比關系。塊狀油藏中采液強度在(0.4～0.6)t/(m·d)、層狀油藏中采液強度在(0.3～0.4)t/(m·d)范圍內(nèi)，平均單井累計產(chǎn)油量最高(表3)。

(5)地層出砂。出砂較為嚴重的油層，因破壞了水平段近井地帶的儲層結(jié)構(gòu)，使油水界面上升加快，易引起全井含水快速上升。CB油田29%的水平井出砂較為嚴重，并且基本集中在K2t13油藏，C3平14井位于K2t13-1構(gòu)造高部位，自2010年投產(chǎn)以來，出砂嚴重，含水率迅速上升至80%以上，致使高部位井區(qū)水淹嚴重，生產(chǎn)效果逐漸變差，見水特征呈現(xiàn)出凸型。針對這類出砂嚴重的油層，考慮完井時采用懸掛濾砂篩管，降低出砂對生產(chǎn)的影響[6]。

4 結(jié)論

(1)CB油田水平井出水類型分為S型、凹型、凸型及直線型四種。不同出水特征水平井含水率達到80%的時間依次為：S型水平井—凹型水平井—凸型水平井—直線型水平井。

(2)S型、凹型水平井多分布于塊狀邊底水油藏，高效開發(fā)的關鍵是防止水平井過早見水、盡可能發(fā)揮低含水期的生產(chǎn)優(yōu)勢；凸型、直線型水平井多分布于層狀邊水油藏，中高含水期為主要開發(fā)階段，保持合理工作制度，適時進行措施調(diào)整，是提升水平井開發(fā)效果的重點。

(3)在水平井井位優(yōu)選優(yōu)化中，盡量選擇距油水邊界平面距離大于100m，縱向距離大于50m處部署水平井，水平井鉆進的過程中應控制好鉆井軌跡，水平段軌跡應控制在目的層頂部。

(4)制定合理開發(fā)技術政策，降低采液強度。塊狀邊底水油藏水平井的采液強度應控制在(0.4～0.6)t/(m·d)，層狀邊水油藏水平井的采液強度應控制在(0.3～0.4)t/(m·d)。

[1] 黃炳光，劉蜀知.實用油藏工程與動態(tài)分析方法[M].北京:石油工業(yè)出版社,1998：45-46.

[2] 劉陳，閆長輝，岑濤.塔河1區(qū)三疊系油藏水平井出水特征分析[J].科技資訊，2012，31：78-79.

[3] 袁子龍，黨琳琳.葡萄花油層水平井含水上升及控水分析研究[J].科學技術與工程，2011，36(11)：9053-9054.

[4] 畢永斌，張梅，馬桂芝，等.復雜斷塊油藏水平井見水特征及影響因素研究[J].斷塊油氣田，2011，18(1)：81-82.

[5] 李俊鍵，姜漢橋，李杰，等.水平井水淹規(guī)律影響因素的不確定性及關聯(lián)分析[J].油氣田地面工程，2008，27(12)：1-2.

[6] 孫振宇.遼河油田水平井防砂工藝技術研究[J].中外能源，2015，20(1)：43-44.

(編輯 王建年)

Characteristics of water breakthrough of horizontal wellsin CB Oilfield and its influence factors

Tang Yun

(ExplorationandDevelopmentResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany，SINOPEC，Yangzhou225009，China)

Aiming at the growing problems of rapid water-cut increasing and oil production declining in CB Oilfield，analyzing characteristics of water breakthrough of 30 horizontal wells，a method was established to describe water breakthrough rule by curve pattern of dimensionless cumulative oil production changing with water-cut.Thus，four types of curves were summarized.Combined with reservoir type and driving means，the causes were analyzed.On this basis，the major influence factors of water breakthrough characteristic for horizontal well，including reservoir exploitation phase，horizontal section location，reservoir heterogeneity，liquid producing intensity and sand production conditions were clearly defined，which can provide an important guidance for making countermeasures for stable oil production and water control and optimizing design of horizontal wells in similar reservoirs.

composite fault-block oilfield；reservoir type；horizontal well；characteristics of water breakthrough；influence factor；CB Oilfield

TE331

A

2015-06-4；改回日期2015-06-17。

唐韻(1988—)，女，助理工程師，主要從事油田開發(fā)研究與管理工作。電話：13616298754，E-mail:tangyun.jsyt@sinopec.com。

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.03.013