羅 麟，石 彬，張熙研

(陜西延長石油(集團(tuán))有限公司研究院，西安 710065)

0 引言

吳起油田資源面積2 377 km2，動(dòng)用儲(chǔ)量5.9×108t，年產(chǎn)油250×104t，為了有效動(dòng)用低品位儲(chǔ)量，提高采出程度，在邊底水油藏、低滲透油藏、特低滲透油藏、超低滲透油藏和致密油藏開展大規(guī)模水平井技術(shù)應(yīng)用。如今水平井井?dāng)?shù)140口，年產(chǎn)油16.2×104t，占總產(chǎn)量的6.5%;自然遞減率除2016年降產(chǎn)之外，其余均大于10%，急需水平井能量補(bǔ)充方式礦場試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)。

目前，國內(nèi)外對(duì)水平井能量補(bǔ)充主要采用注水、注氣、氣液交替、吞吐等手段，其中注水能量補(bǔ)充方式最為常用。但是由于油藏類型、儲(chǔ)層物性和滲流特征均不同，水平井注水效果存在較大差異，需要系統(tǒng)綜合評(píng)價(jià)判斷是否適合注水補(bǔ)充，而國內(nèi)注水效果評(píng)價(jià)方法多采用單指標(biāo)及影響因素法[1-2，7]和多指標(biāo)綜合評(píng)價(jià)的數(shù)學(xué)方法[4-6，8-10]。單指標(biāo)評(píng)價(jià)方法能直觀表征指標(biāo)規(guī)律及影響因素，但評(píng)價(jià)覆蓋面過于單一;多指標(biāo)綜合評(píng)價(jià)信息豐富、全面，但評(píng)價(jià)指標(biāo)容易重復(fù)，方法難，計(jì)算量大，不能快速、靈活地判斷水平井單井注水效果，不能及時(shí)解決問題。該文結(jié)合吳起油田的水平井開采特征，運(yùn)用雷達(dá)圖版法和權(quán)重系數(shù)法對(duì)水平井單井注水效果開展多指標(biāo)定量評(píng)價(jià)，明確水平井注水開發(fā)生產(chǎn)中存在的問題，為指導(dǎo)其他同類型油藏水平井注水開發(fā)提供參考。

1 油藏地質(zhì)特征

吳起油田X區(qū)主力開發(fā)層系為長6油層組，其中長612和長622油層為水平井開發(fā)主要目的層。長6儲(chǔ)層主要巖性為淺灰色、灰綠色細(xì)粒巖屑長石砂巖;孔隙度為2.38%～16.32%，平均孔隙度10.8%;滲透率為0.03～1.09 mD，平均滲透0.755 mD。長6油藏原油密度為0.846 g/cm3，黏度為6.6 mPa·s，凝固點(diǎn)為18.7℃;原始地層壓力為15.5 MPa，壓力系數(shù)為0.79，原始?xì)庥捅?1 m3/t，屬于低溫低壓的巖性油藏。

2 開采特征

X區(qū)長6油藏常規(guī)井井排井距為500 m×130 m，井排方向?yàn)?0°，井網(wǎng)采用菱形反九點(diǎn)法，采用注水開發(fā)的方式;而X區(qū)共有16口水平井，水平段長580～1 000 m，平均段長687.4 m，平均A靶井深2 070 m，方位142°～344°，平均砂巖厚度22 m，平均油層段長509.2 m，平均油層有效厚度11 m，采用水平井采-直井注五點(diǎn)法聯(lián)合注水開發(fā)方式，注水時(shí)機(jī)為超前注水和滯后注水。

自2010年平1井投產(chǎn)至今，16口水平井累產(chǎn)油15.83×104t，其中平1井投產(chǎn)時(shí)間最長，為116個(gè)月，累產(chǎn)油1.97×104t;平18井投產(chǎn)時(shí)間最短，為40個(gè)月，累產(chǎn)油0.63×104t。16口水平井平均單井初期日產(chǎn)油10.5 t，穩(wěn)產(chǎn)期平均日產(chǎn)油7.5 t。

2.1 見水見效特征

油井生產(chǎn)一般經(jīng)歷上升、下降和穩(wěn)定3個(gè)階段，水平井同樣如此。開發(fā)初期，水平井的產(chǎn)量變化遵循遞減規(guī)律下降，如果注水見效，產(chǎn)量可能上升或者保持穩(wěn)定。但大部分井存在滯后見效現(xiàn)象，均在產(chǎn)量下降到一定程度后，注水波及時(shí)才保持穩(wěn)定或有所回升。

油井注水見效類型分為不見效、一般見效和明顯見效。X區(qū)長6油藏水平井主要為一般見效和明顯見效，其見水見效特征主要表現(xiàn)為4類，如表1、圖1所示。Ⅰ類水平井見效特征不明顯，初期遞減以后，單井產(chǎn)量無明顯變化，產(chǎn)能基本保持穩(wěn)定;Ⅱ類水平井見效后單井增產(chǎn)明顯，產(chǎn)能上升并保持穩(wěn)定，見效周期較長，最短時(shí)間2.5年;Ⅲ類水平井見效后單井產(chǎn)量增加，但隨即見水，產(chǎn)量快速下降，當(dāng)其余注水井波及時(shí)，再次見效，產(chǎn)量有所回升，平均2～3個(gè)見效周期，見效周期約6～22個(gè)月;Ⅳ類水平井見效后單井產(chǎn)量增加，隨即水淹，含水快速上升到95%以上。

表1 X區(qū)水平井見水見效情況表Tab.1 Water breakthrough effect of horizontal wells in X Area

圖1 X區(qū)水平井不同見效井生產(chǎn)曲線對(duì)比Fig.1 Comparison of production curves of different effective horizontal wells in X area

2.2 含水變化特征

X區(qū)水平井含水特征表現(xiàn)為初期平均含水37.0%，87.5%的水平井處于中、低含水階段;投產(chǎn)第3年，含水小于60%的井由初期的14口降至10口，含水大于80%的井由初期的0口增至2口，如圖2所示。

圖2 X區(qū)水平井含水占比Fig.2 Water cut ratio of horizontal wells in zone X area

含水變化規(guī)律主要表現(xiàn)為S型和凹型，如表2所示。含水規(guī)律為S型的水平井，初期含水上升率較小，隨著注水推進(jìn)，含水上升速度變快，采出程度降低，進(jìn)入高含水階段后，含水上升率變小;而含水規(guī)律為凹型的水平井，初期含水上升率較小，由于注水水淹，含水快速上升達(dá)到99%以上。其中7口S型水平井在開采過程中含水上升率超過10%，但及時(shí)調(diào)整注水量后，平均含水率下降30%，單井采出程度提高2%～7%。

表2 X區(qū)水平井含水上升規(guī)律表Tab.2 Water cut rising law of horizontal wells in X area

續(xù)表2

2.3 產(chǎn)量遞減特征

通過X區(qū)16口水平井月度生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，其產(chǎn)量變化表現(xiàn)為投產(chǎn)1年后，初期大于10 t/d的高產(chǎn)井由7口降至0口，初期小于5 t/d的低產(chǎn)井由1口上升至4口，而生產(chǎn)3年后低產(chǎn)井?dāng)?shù)上升到8口，大部分井產(chǎn)量遞減較快，低產(chǎn)井?dāng)?shù)增加，68%的水平井注水見效后，單井產(chǎn)量略有回升，如圖3所示。

圖3 X區(qū)水平井日產(chǎn)油占比Fig.3 Ratio of daily oil production of horizontal wells in X area

產(chǎn)量變化特征表現(xiàn)為初期遞減時(shí)間為3～30個(gè)月，平均為16.1個(gè)月，遞減幅度較大，期末產(chǎn)量為投產(chǎn)初期產(chǎn)量的60%;穩(wěn)產(chǎn)期時(shí)間長約16～96個(gè)月，平均41個(gè)月，注水見效后，產(chǎn)量大幅度上升，平均為初期遞減期末產(chǎn)量的54.7%。

從表3水平井遞減規(guī)律看，水平井遞減類型主要為雙曲遞減和調(diào)和遞減。符合雙曲遞減的水平井，遞減指數(shù)小于1，平均0.26，初始月遞減率較小，平均6.2%;符合調(diào)和遞減的水平井，遞減指數(shù)等于1，表明初期遞減較大，平均13.3%，隨后遞減減緩。

表3 X區(qū)水平井產(chǎn)量遞減特征表Tab.3 Production decline characteristics of horizontal wells in X area table

3 注水效果評(píng)價(jià)

3.1 評(píng)價(jià)指標(biāo)選擇原則

注水效果評(píng)價(jià)是油藏注水開發(fā)不同階段的指標(biāo)定量分析的結(jié)果，國內(nèi)多采用多開發(fā)指標(biāo)定量綜合評(píng)價(jià)判定方法，全面反映油藏注水開發(fā)的特征。但是注水評(píng)價(jià)指標(biāo)涵蓋不同階段、不同油藏共計(jì)40余項(xiàng)，多用于整個(gè)油田或區(qū)塊的注水效果評(píng)價(jià)，如果全部用來對(duì)水平井單井注水效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，指標(biāo)計(jì)算重復(fù)率高，所以在眾多效果評(píng)價(jià)指標(biāo)中選擇適宜的指標(biāo)進(jìn)行評(píng)價(jià)尤為重要。多指標(biāo)的選擇必須遵循以下原則:

1)所有評(píng)價(jià)指標(biāo)必須遵照油田開發(fā)相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，如油田開發(fā)管理綱要中低滲透油藏水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度要達(dá)到70%。

2)評(píng)價(jià)指標(biāo)覆蓋的范圍應(yīng)如實(shí)反映現(xiàn)場真實(shí)注水情況，同時(shí)由于水平井注水開發(fā)尚處于礦場試驗(yàn)階段，注水時(shí)間較短，規(guī)模小，模式單一，評(píng)價(jià)指標(biāo)不宜過多。

3)評(píng)價(jià)指標(biāo)需具有代表性，數(shù)據(jù)容易采集，計(jì)算方法簡單等特點(diǎn)。

3.2 評(píng)價(jià)指標(biāo)的確定

通過對(duì)X區(qū)水平井注水開采特征的研究，從5個(gè)方面確定9項(xiàng)指標(biāo)反映水平井注水見效、產(chǎn)量變化、含水變化以及注采參數(shù)如何調(diào)整等，同時(shí)依據(jù)注水相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范，結(jié)合X區(qū)長6油藏物性特征、滲流特征、開發(fā)特征等確定指標(biāo)及界限，如表4所示。

表4 X區(qū)水平井注水效果綜合評(píng)價(jià)指標(biāo)及界限Tab.4 Comprehensive evaluation index and limit of horizontal well water injection effect in X Area

1)水驅(qū)狀況應(yīng)該反映注水的有效波及范圍和效果，因此選擇水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度和水驅(qū)采收率。水驅(qū)控制程度界限依據(jù)油田開發(fā)規(guī)范和標(biāo)準(zhǔn)，而水驅(qū)采收率界限結(jié)合X區(qū)采收率計(jì)算結(jié)果確定，即經(jīng)驗(yàn)公式采收率19.3%、水驅(qū)特征方法采收率21.7%、遞減規(guī)律法采收率21.6%、采收率標(biāo)定20.9%。

2)產(chǎn)量變化主要選擇遞減率來表征注水后的產(chǎn)量遞減情況，界限需要由X區(qū)水平井初期遞減率15%和穩(wěn)產(chǎn)期遞減率5%來確定。

3)含水變化主要體現(xiàn)地層中含油飽和度的變化及油井產(chǎn)水率的變化，因此含水上升率是判斷注水開發(fā)效果好壞最常用的指標(biāo)之一。應(yīng)用X區(qū)長6相對(duì)滲透率曲線取得含水上升率的理論曲線，建立含水上升率圖版確定含水上升率4%，8%，12%，13%為不同含水階段的界限，如圖4所示。

圖4 X區(qū)長6油藏含水上升率圖版Fig.4 Chart of water cut rise rate of Chang6 reservoir in X area

4)地層能量情況選擇累計(jì)注采比、階段注采比表征地層的注采平衡狀況，界限以行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)為準(zhǔn)。

5)注水利用情況指標(biāo)選取表征實(shí)際單井注水量的注配率、表征階段注入水利用率的階段存水率、水驅(qū)指數(shù)。由于存水率受含水率的影響，根據(jù)全油田長6油藏各個(gè)區(qū)存水率與含水率關(guān)系，結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)實(shí)際確定階段存水率-0.1，0.1，0.3，0.5，0.7，0.9為不同含水階段的界限，如圖5所示。水驅(qū)指數(shù)是存入地下水量與采出地下原油體積之比，是驅(qū)油效果的指標(biāo)，根據(jù)X區(qū)長6油藏水驅(qū)指數(shù)與理論水驅(qū)指數(shù)的圖版對(duì)比確定0.8和1.0為界限，如圖6所示。

圖5 延長油田長6油藏各個(gè)區(qū)實(shí)際存水率隨含水變化關(guān)系Fig.5 Relationship between actual water storage rate and water cut in Chang6 reservoir of Yanchang Oilfield

圖6 X區(qū)長6實(shí)際水驅(qū)指數(shù)與理論水驅(qū)指數(shù)圖版對(duì)比Fig.6 Comparison between actual water drive index and theoretical water drive index chart of Chang 6 in X Area

3.3 評(píng)價(jià)方法

水平井注水效果評(píng)價(jià)屬于多指標(biāo)參數(shù)綜合評(píng)價(jià)，通過各項(xiàng)指標(biāo)參數(shù)來定量表征水平井的開發(fā)效果。通常綜合評(píng)價(jià)多采用模糊綜合判斷法、灰色系統(tǒng)理論法、數(shù)值模擬評(píng)價(jià)法、系統(tǒng)參數(shù)指標(biāo)法等數(shù)學(xué)方法，但這種方法數(shù)據(jù)量大、計(jì)算難度有要求。針對(duì)需要對(duì)水平井單井逐一評(píng)價(jià)的要求，調(diào)研后確定采用雷達(dá)圖版法和指標(biāo)權(quán)重系數(shù)法對(duì)水平井進(jìn)行定量效果評(píng)價(jià)。

雷達(dá)圖版法能將多指標(biāo)在同一個(gè)二維平面中對(duì)比分析，然后定性評(píng)價(jià)各個(gè)方面的優(yōu)劣狀況。該綜合圖版繪制簡單，可快速靈活地進(jìn)行各指標(biāo)對(duì)照分析，確定水平井現(xiàn)階段的各指標(biāo)分級(jí)情況。統(tǒng)計(jì)之前評(píng)價(jià)指標(biāo)參數(shù)，統(tǒng)一對(duì)各指標(biāo)不同量綱的原始數(shù)據(jù)進(jìn)行歸一化處理，最后繪制出水平井注水效果綜合評(píng)價(jià)圖版，如圖7所示。水平井注水效果綜合評(píng)價(jià)圖版根據(jù)不同的含水階段主要分為4個(gè)，每個(gè)圖版由9項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)構(gòu)成，將各自的指標(biāo)界限數(shù)據(jù)對(duì)應(yīng)相連構(gòu)成評(píng)價(jià)區(qū)域，如表4所示。指標(biāo)界限最外側(cè)評(píng)價(jià)區(qū)域?yàn)閮?yōu)秀，中間為良好，最中心為一般。當(dāng)對(duì)應(yīng)指標(biāo)計(jì)算出結(jié)果時(shí)，對(duì)照相應(yīng)含水階段的圖版參數(shù)投影到評(píng)價(jià)區(qū)域，得出評(píng)價(jià)結(jié)果。

圖7 不同含水階段水平井注水效果綜合評(píng)價(jià)圖版Fig.7 Comprehensive evaluation chart of water injection effect of horizontal wells in different water cut stages

權(quán)重系數(shù)法是確定多指標(biāo)定量綜合評(píng)價(jià)的重要方法，由于各指標(biāo)關(guān)系復(fù)雜及評(píng)價(jià)指標(biāo)的局限性[11]，因此不能采用數(shù)學(xué)法求取權(quán)重，應(yīng)當(dāng)以專家打分(Delphi法)為主[10，14-15]。專家打分原則首先根據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《油田開發(fā)水平分級(jí)標(biāo)準(zhǔn)》將5個(gè)主要評(píng)價(jià)方面權(quán)重平均分配，即一級(jí)權(quán)重每項(xiàng)權(quán)重0.2。其次考慮該地區(qū)物性和滲流特征，同時(shí)水平井生產(chǎn)受含水影響最大，而目前注水階段水驅(qū)狀況相對(duì)要求較低，因此從水驅(qū)狀況和含水變化情況2個(gè)方面邀請(qǐng)15位專家打分，根據(jù)專家打分結(jié)果計(jì)算出指標(biāo)的權(quán)數(shù)均值0.145和0.254以及標(biāo)準(zhǔn)差0.026;將專家再次集中，反復(fù)討論打分結(jié)果以便趨于一致，最終確定對(duì)應(yīng)的一級(jí)權(quán)重為0.15和0.25。最后依據(jù)行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)針對(duì)注水階段對(duì)各評(píng)價(jià)指標(biāo)的要求不同，對(duì)二級(jí)權(quán)重采取相同方法求得權(quán)重值。各權(quán)重系數(shù)如表5所示。

水平井注水效果綜合評(píng)價(jià)最終定量得分按照指標(biāo)分值計(jì)算相加，當(dāng)單指標(biāo)評(píng)價(jià)為“優(yōu)秀”時(shí)，該項(xiàng)權(quán)重分值為滿分100;當(dāng)評(píng)價(jià)為“良好”時(shí)，權(quán)重值為滿分值的60%;當(dāng)評(píng)價(jià)為“一般”時(shí)，權(quán)重值為滿分值的40%。最終將綜合評(píng)價(jià)指標(biāo)分值分為4個(gè)等級(jí)，大于85時(shí)分級(jí)為優(yōu)秀，在75～85時(shí)分級(jí)為良好，在65～75時(shí)分級(jí)為一般，小于65時(shí)分級(jí)為差。

3.4 評(píng)價(jià)結(jié)果

依據(jù)水平井注水效果綜合評(píng)價(jià)方法，對(duì)吳起X區(qū)長6油藏水平井多項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行計(jì)算，并統(tǒng)一歸一化處理，對(duì)照不同含水階段綜合評(píng)價(jià)圖版對(duì)比綜合評(píng)價(jià)，16口水平井注水開發(fā)效果綜合評(píng)價(jià)如表6所示。

表6 X區(qū)水平井注水效果綜合評(píng)價(jià)表Tab.6 Comprehensive evaluation table of water injection effect of horizontal wells in X Area

由表6可以看出，水平井注水開發(fā)效果分級(jí)為優(yōu)秀，表明平3、平8、平10、平13、平18井目前的注水參數(shù)適宜，可繼續(xù)沿用。開發(fā)效果分級(jí)為良好、一般，表明平1、平2、平5、平6、平7、平14井含水上升率較高，需控水穩(wěn)油，精細(xì)調(diào)整注水量2～3 m3;還有平4、平11、平15井累計(jì)注采比較低，地層能量存在虧空，可適當(dāng)提高注水量1～3 m3。注水開發(fā)效果分級(jí)為差，表明平9、平17井各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)均不理想且處于特高含水階段，需停止注水立即采取堵水等措施治理。

4 結(jié)論

1)長6油藏水平井注水平均單井減緩遞減率4.2%，同時(shí)將含水率控制在中低含水階段，能提高單井采出程度2%～7%。

2)水平井注水效果結(jié)合水平井的物性、滲流和開采特征，選取水驅(qū)控制程度、水驅(qū)采收率、遞減率、含水上升率、累計(jì)注采比、階段注采比、注配率、存水率、水驅(qū)指數(shù)等9項(xiàng)指標(biāo)綜合評(píng)價(jià)，該9項(xiàng)指標(biāo)能真實(shí)反映水平井注水現(xiàn)狀。

3)通過雷達(dá)圖版法和權(quán)重系數(shù)法對(duì)X區(qū)水平井進(jìn)行注水效果綜合評(píng)價(jià)，結(jié)果符合其實(shí)際開發(fā)現(xiàn)狀，同時(shí)提出對(duì)平1、平2、平5、平6、平7、平14井需降低注水量2～3 m3，對(duì)平4、平11、平15井可適當(dāng)增加注水量1～3 m3。