耳 闖

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065)

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延長油田邊底水油藏水平井見水特征及避水措施

耳 闖

(西安石油大學地球科學與工程學院，陜西西安 710065)

針對延長油田水平井開發(fā)邊底水油藏時凸顯的含水上升速度較快的問題，以研究邊底水油藏見水特征及避水措施為目的，對水平定井見水特征、含水上升規(guī)律及水淹模式等進行研究，提出了延長油田邊底水油藏水平井避水措施。結(jié)果表明，邊底水油藏水平井投產(chǎn)3年后含水開始明顯上升，3.5年后高出周圍常規(guī)生產(chǎn)井；水平井見水以邊底水錐進為主，延長油田的邊底水油藏非均質(zhì)性較強，水淹模式以點狀見水整體水淹和點狀見水局部水淹為主。建議，在鉆井地質(zhì)設(shè)計時，控制縱向避水高度、合理優(yōu)化平面避水距離；在日常生產(chǎn)管理中，嚴格控制生產(chǎn)壓差以減緩底水錐進速度；中—高含水期的水平井控水可采取轉(zhuǎn)變注水方式，以緩解邊底水繼續(xù)錐進，同時在生產(chǎn)中通過提液措施達到穩(wěn)產(chǎn)的效果。

邊底水油藏；水平井；見水特征；含水上升規(guī)律；避水措施

延長油田2011年開始推廣水平井，截至目前共有各類水平井345口，開發(fā)油藏類型以邊底水油藏和巖性油藏為主。隨著時間推移邊底水油藏水平井開發(fā)的優(yōu)勢逐漸減弱，許多問題日漸凸顯。主要是含水上升，目前水淹井水平井井數(shù)的10.6%，含水率為80%～99%的井占23.0%，含水率為40%～80%的井占28.7%，含水率小于40%的井占37.7%，占總井數(shù)89.4%的水平井的穩(wěn)油控水是當前較為重要工作。本文從13口水淹井中總結(jié)出延長油田邊底水油藏水平井的水淹模式；選取具代表性邊底水油藏區(qū)塊進行含水上升規(guī)律研究；結(jié)合同類油田水平井開發(fā)成果總結(jié)出延長油田邊底水油藏水平井的見水特征；提出幾點避水措施，為該類水平井長期穩(wěn)產(chǎn)起到指導性作用。

1 邊底水油藏特征

延長油田邊底水油藏以延安組油藏為主，含油層位主要為延10、延9。儲層巖石類型為灰褐色細—中粒巖屑石英砂巖，孔隙度平均為15.77%；滲透率平均為44.4mD，屬中孔—低滲儲層。沉積微相以河道和邊灘為主，河道寬度為900～1500m，河道中部砂體厚度一般為10～15m，向邊部很快變薄至尖滅。

油層分布，受河道展布方向和構(gòu)造控制，近東西向以條帶狀分布。河道中心和邊灘油層厚度較大，一般為5.0～15.0m，河道邊部油層厚度一般小于5m。延安組油藏一般具有明顯的油水界面，油藏高度較小，在20m左右。其中延9油藏為常壓、中孔、低滲構(gòu)造油藏，邊底水能量較活躍。

2 邊底水油藏水平井見水規(guī)律

2.1 水平井見水特征

邊底水油藏水平井見水以邊底水錐進為主。引起邊底水錐進的原因有兩類：一是儲層非均質(zhì)性引起的高滲段錐進；二是投產(chǎn)方式不同引起的水平段局部水錐。不論何種方式，一旦見水，勢必造成全井段水淹。因此，在邊底水油藏水平井開發(fā)中找水工作是關(guān)鍵，其次是堵水工作。

2.2 水平井含水上升規(guī)律

水平井開發(fā)邊底水油藏具備一定優(yōu)勢，如初期高產(chǎn)、無水或低含水采油期較長、含水上升慢等；但是隨著開發(fā)時間的加長，水平井的優(yōu)勢逐漸減弱，最明顯的就是含水上升。

由圖1可知，投產(chǎn)后的前3年內(nèi)水平井一直保持較低的含水，之后含水快速上升；常規(guī)井前3.5年含水相對較高，之后含水緩慢上升。隨時間推移，水平井含水的上升速度明顯大于常規(guī)井。

含水上升規(guī)律一般采用含水率隨采出程度的變化規(guī)律來表述。邊底水油藏含水上升的主要影響因素是儲層非均質(zhì)性，因此變異系數(shù)至關(guān)重要[1]。含水率(含水)計算公式為：

(1)

R*=R/Er

(2)

式中fw——含水率，%；

R——采出程度，%；

R*——可采儲量采出程度或歸一化采收率，可采儲量定義為極限含水率時的累計產(chǎn)油量，%；

fel——極限含水率，取98%；

Er——最終采收率，%，根據(jù)數(shù)據(jù)擬合取22%；

m、n——系數(shù)，變異系數(shù)取平均值0.5時，m=10、n=1.5。

針對不同類型油藏，變異系數(shù)不同時m、n的取值如圖2所示。

2.3 水平井水淹模式

周代余等[2]對塔里木油田水平井水淹動態(tài)差異影響因素進行了數(shù)值模擬分析，提出底水油藏水平井的3種見水模式，即線狀見水整體水淹、點狀見水整體水淹和點狀見水局部水淹。王敬等[1]通過數(shù)值模擬研究了不同非均質(zhì)程度底水油藏水平井開發(fā)水淹模式(圖3)，結(jié)果表明：變異系數(shù)VK<0.3時，油藏見水模式以線狀見水整體水淹為主； 0.30.7時，油藏見水模式以點狀見水局部水淹為主。

延長油田邊底水油藏儲層非均質(zhì)性較強，根據(jù)目前不同滲透率儲層的水平井動態(tài)數(shù)據(jù)，結(jié)合含水上升規(guī)律，總結(jié)延長油田邊底水油藏水平井水淹模式以點狀見水整體水淹(占66.7%)和點狀見水局部水淹為主(33.3%)。

3 避水措施

3.1 嚴格控制縱向避水高度，合理優(yōu)化平面避水距離

邊底水油藏具有一定的油藏高度，設(shè)計水平井時主要考慮油藏構(gòu)造形態(tài)、油層分布情況、邊底水分布情況及活躍程度，水平段的避水高度及平面位置優(yōu)化是重點。

根據(jù)水平井推廣應(yīng)用的經(jīng)驗，總結(jié)出最佳邊底水油藏水平井優(yōu)化方案[3-5]。水平段縱向位置優(yōu)化：根據(jù)油層厚度及邊底水分布情況，水平段位于油層中上部或頂部，避水厚度必須大于4.0m。平面位置優(yōu)化：水平段長度以350～450m最佳，與構(gòu)造線不相交或相交較少，最好平行于構(gòu)造線布井。

定平1井是延長油田最早的一口邊底水油藏水平井，根據(jù)油藏特征，設(shè)計時充分考慮了邊底水因素，避水高度為5.5m，井位部署在構(gòu)造線較少的位置，水平段設(shè)計為385m(圖4)。

實施對比發(fā)現(xiàn)，定平1井周圍常規(guī)井初期含水為19.1%， 3～6個月后含水逐漸上升，而定平1井無水采油期長達9個月，效果明顯。

3.2 優(yōu)化射開程度，避免底水過早錐進

根據(jù)邊底水油藏特征，針對不同物性的水平井采取不同的完井方式，通過控制水平井射開部位和射開程度，有效避免過早見水。經(jīng)過幾年試驗，物性好、滲透率高的水平井用篩管完井(占29.7%)效果較好，但后期治理難度較大。物性差、非均質(zhì)性強的水平井采用套管完井或套管+篩管完井(占9%)，主要在水平段含油性差異較大或鉆遇水層時采用，方便對高含水段進行封堵。剩余63.1%的井采用套管完井的方式。根據(jù)物性差異，合理優(yōu)化射開程度和油層改造規(guī)模，使油水界面均勻推進，避免因物性差異引起邊底水錐進。

以西平6井為例，該井生產(chǎn)層位為延10，部分水平段穿過高含水區(qū)，完井采用篩管+套管+管外封隔器方式，將高含水段有效隔離。該井初月含水率在40%左右，后期通過控制生產(chǎn)壓差，產(chǎn)油量基本保持穩(wěn)定，含水逐漸下降，目前含水仍低于周邊常規(guī)井(圖5)。

3.3 控制生產(chǎn)壓差，減緩底水錐進速度

根據(jù)動態(tài)數(shù)據(jù)(表1)，延長油田邊底水油藏中66.4%的水平井綜合含水小于80%，大多數(shù)井在投產(chǎn)1年后含水上升幅度不是很大，說明含水上升不是水平段見水造成的，而是生產(chǎn)壓差較大引起的局部底水上升。因此控制生產(chǎn)壓差在此階段很重要，合理的生產(chǎn)壓差可以抑制底水錐進速度，增加邊底水的波及體積；另一方面，補充地層能量也可以降低邊底水的推進速度，注水方式以邊部連續(xù)注水最佳。

表1 邊底水油藏水平井含水統(tǒng)計表

3.4 開展中—高含水期控水技術(shù)研究

在中—高含水期，底水水線基本上推進至油田內(nèi)部，不宜進行連續(xù)注水，否則容易加快底水的錐進或脊進[6-8]，此時宜通過周期注水調(diào)整油藏地層壓力，使其保持在原始地層壓力80%左右，能達到較好的生產(chǎn)狀況。延長油田邊底水油藏中—高含水水平井目前已經(jīng)達到51.7%，加強控水技術(shù)研究已迫在眉睫。

一方面應(yīng)開展調(diào)整注水試驗，如邊部注水轉(zhuǎn)變?yōu)轫敳孔⑺?。油田投入開發(fā)后一般采取邊部環(huán)狀注水，這樣容易造成油藏頂部壓力低于邊部壓力，加快了底水的推進速度。為了控制底水推進，提高頂部壓力，可以在油藏頂部開展注水試驗。

另一方面應(yīng)開展水平井提液試驗。根據(jù)前人研究，底水砂巖油藏因儲層非均質(zhì)嚴重及水平井井段長，在實際開發(fā)中水平段利用率低，油井提液控水是油田進入中—高含水期的一項有效增產(chǎn)措施[9-10]。

4 結(jié) 論

(1)水平井開發(fā)邊底水油藏初期優(yōu)勢較為明顯，但中后期優(yōu)勢逐漸減弱，含水上升速度大于常規(guī)井。見水特征以邊底水錐進及儲層非均質(zhì)性引起的高滲段錐進為主。

(2)延長油田的邊底水油藏非均質(zhì)性較強，水淹模式以點狀見水整體水淹和點狀見水局部水淹為主。

(3)合理的鉆井地質(zhì)設(shè)計，嚴格控制縱向避水高度及平面避水距離能有效避免水平井較早見水；有效控制生產(chǎn)壓差，減緩低含水采油期底水錐進速度，可保持油井長期穩(wěn)產(chǎn)；開展中—高含水期控水技術(shù)研究，為中—高含水水平井治理提供有效措施。

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Characteristics of Formation Water in Horizontal Wells of Oil >Reservoir with Edge and Bottom Water and Methods to Avoid Water Breakthrough in Yanchang Oilfield

Er Chuang

(SchoolofEarthSciencesandEngineering，Xi’anShiyouUniversity，Xi’an,Shaanxi710065，China)

Water content of horizontal well rising quickly is the main problem in development of oil reservoir with edge and bottom. In this paper, characteristics of water breakthrough in horizontal well, water-cut growth regularity, and water flooding pattern are studied. Based on these researches, methods to avoid water cut are proposed. Water content rised obviously 3 years and is higher than surrounding conventional well 3.5 years after horizontal well production in reservoir with edge and bottom water. Because reservoirs with edge and bottom water in Yanchang oil field have strong heterogeneity, water cone is the main type of water breakthrough in horizontal well, and flooding patterns include punctiform breakthrough with flooding in the whole horizontal plane and punctiform breakthrough with flooding in the local horizontal plane. Methods to avoid water breakthrough include: controlling avoiding height and optimizing avoiding distance; controlling production pressure difference in order to slow down the velocity of water cone; changing water injection pattern for horizontal wells that are in medium to high water cut stage in order to retard bottom water cone, meanwhile, through lifting fluid measure to keep stable production

Reservoir with edge and bottom water；horizontal well； water breakthrough characteristics；water-cut growth regularity； methods to avoid water breakthrough

耳闖(1982年生)，男，講師，從事沉積儲層與非常規(guī)油氣地質(zhì)的教學與研究工作。郵箱：erchuang@xsyu.edu.cn。

TE343

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