張順康 李立峰 金 勇 孫東升 張 毅

1. 中國石化江蘇油田分公司勘探開發(fā)研究院, 江蘇 揚州 225009; 2. 中國石化江蘇油田分公司采油二廠, 江蘇 淮安 211600; 3. 中國石化江蘇油田分公司開發(fā)管理部, 江蘇 揚州 225009

0 前言

江蘇油田自1996年開始試驗應(yīng)用水平井,經(jīng)過二十多年的不斷探索和實踐,水平井在江蘇油田得到了廣泛的推廣應(yīng)用。隨著開發(fā)的不斷深入,水平井含水上升快、水淹嚴重、部分水平井能量不足等矛盾越來越突出。水平井日產(chǎn)油水平占全油田的比例已由2011年高峰期的18.0%下降到2016年底的11.9%,含水率由77.7%上升到86.3%。

對于水平井進入高含水階段以后的治理,周代余等人[1-8]通過分析實際油田水平井生產(chǎn)動態(tài),將水平井分為不同水淹模式,進一步分析了剩余油分布規(guī)律。王敬等人[9-10]研究了儲層非均質(zhì)對水淹的影響規(guī)律。何逸凡等人[11]運用油藏應(yīng)用類比方法評價了水平井水平段動用不均的程度。崔文昊等人[12-14]針對水平井水淹嚴重的問題,研究了水平井找水堵水工藝。

總體來說,現(xiàn)有水平井水淹后治理方面的難點主要集中在水平井含水上升規(guī)律、水平井找水堵水工藝研究等方面。特別是對于水平井水淹后應(yīng)該采用什么樣的技術(shù)對策,目前開展的研究還比較少。本文針對江蘇油田水平井的水淹狀況,結(jié)合江蘇油田復(fù)雜斷塊油藏地質(zhì)條件,開展了水平井差異化治理的現(xiàn)場實踐,同時也可以為國內(nèi)其他油田的水平井治理提供決策依據(jù)和技術(shù)借鑒。

1 水平井水淹類型劃分

1.1 水平井水淹程度確定

關(guān)于水平井的水淹程度,李立峰等人[15]曾提出一種定量評價方法,該方法以兩相滲流理論為基礎(chǔ),通過推導得到了水平井含水率與水淹程度之間的定量表征方法,具體公式如下:

(1)

式中：fw為含水率;B為與相滲曲線有關(guān)的常數(shù);Wf為水淹程度;tD為油藏注入孔隙體積倍數(shù)。

根據(jù)式(1),可以繪制水淹動態(tài)曲線,見圖1。對于均質(zhì)油藏來說,水淹動態(tài)曲線是一條過原點的直線,直線的斜率就是油藏水淹程度。然而,由于受到儲層非均質(zhì)的影響,加上油井生產(chǎn)過程中會實施各種各樣的調(diào)整措施,這就使得水平井實際的水淹動態(tài)曲線往往并不是一條過原點的直線,見圖2。

圖1 水淹動態(tài)曲線示意圖Fig.1 Schematic diagram of flooding dynamic curve

圖2 實際水淹動態(tài)曲線圖Fig.2 Actual flooding dynamic curve

根據(jù)圖1水淹動態(tài)曲線,可以將水平井的水淹類型分成:直線型、上翹型和下?lián)感汀Ｖ本€型表示水平井目前已經(jīng)形成了固定的水淹范圍;上翹型表示水平井實施調(diào)整措施后,水淹范圍再度擴大,水驅(qū)波及增加而形成新的直線段,新直線特征段斜率即是水淹程度；下?lián)感捅硎舅骄壳坝捎谒?qū)導致竄流,波及變差。

1.2 水平井水淹類型

利用前文方法,結(jié)合江蘇油田復(fù)雜斷塊油藏已投入開發(fā)水平井的生產(chǎn)動態(tài),將水平井分成局部水淹型(84口)、整體水淹型(53口)和低液低效型(44口)三種類型。各種類型水平井呈現(xiàn)如下特征。

1)局部水淹型水平井:水淹動態(tài)曲線呈現(xiàn)下?lián)感吞卣?主要是由于這種類型水平井水平段非均質(zhì)性較強,由于水線非均勻推進,水平井部分井點或者井段率先出水,使得水平井投產(chǎn)后不久便進入中高含水階段。

2)整體水淹型水平井:水淹動態(tài)曲線呈現(xiàn)直線型特征,主要是由于這種類型水平井水平段相對較為均質(zhì),由于水線均勻推進,水平井水平段幾乎同時見水,使得水平井見水以后含水上升較慢,目前已經(jīng)進入高含水階段,累產(chǎn)較高。

3)低液低效型水平井:水淹動態(tài)曲線呈現(xiàn)上翹型特征,處于擴大水淹范圍,這種類型水平井水平段物性較差,注水受效不明顯,能量不足,處于中低含水階段,累產(chǎn)較低。

2 水平井差異化治理方法

2.1 局部水淹型水平井

局部水淹型水平井在治理過程中的重點是判斷出水位置[16-17],并需要結(jié)合水動力學以及水平井找水、卡堵水、解堵等工藝技術(shù)來調(diào)整水平井產(chǎn)液剖面,改善水平井開發(fā)效果。

2.1.1 水平井出水位置判斷

2.1.1.1 水平井出水主控因素分析

數(shù)模結(jié)果表明:水平井位置軌跡、水平井段非均質(zhì)性、注采井網(wǎng)配置,與油水界面的關(guān)系、生產(chǎn)壓差是影響水平井水淹程度的主要控制因素。

2.1.1.2 多參數(shù)同一平臺顯示

綜合構(gòu)造、軌跡、滲透率描述儲層、匹配關(guān)系,滲透率與軌跡、儲層狀況在同一平臺顯示。從而實現(xiàn)精細表征水平段物性非均質(zhì)、水平段與夾層關(guān)系的非均質(zhì)、水平段與構(gòu)造關(guān)系的非均質(zhì)、水平段距邊底水距離的非均質(zhì)等信息,C3P16井多參數(shù)統(tǒng)一平臺顯示見圖3。

圖3 C3P16井水平井段的非均質(zhì)性表征示意圖Fig.3 Heterogeneity characterization of horizontal well section for C3P16

2.1.1.3 井區(qū)描述

通過描述地質(zhì)特征、井網(wǎng)配置等信息來確定注采連通關(guān)系。以C3P16為例,該井區(qū)受構(gòu)型界面滲流屏障影響,水平井段分屬于兩個微相內(nèi),連通關(guān)系較差,跟端有注水井C3-94井對應(yīng);趾端受構(gòu)型界面影響,注水井C3-95井注水對應(yīng)關(guān)系差，見圖4～5。

圖4 C3P16井區(qū)地質(zhì)特征、井網(wǎng)示意圖Fig.4 Geological characteristics and well pattern for C3P16

圖5 C3P16井區(qū)儲層構(gòu)型及鄰井連接剖面圖

2.1.1.4 判別出水層段

C3P16井為局部水淹井,結(jié)合該井區(qū)非均質(zhì)的狀況以及注采井網(wǎng)對應(yīng)狀況,分析認為跟端物性較好,且有注水井對應(yīng),水淹強;而趾端物性較差,注水對應(yīng)差,為水淹較弱的井段,這與該井的飽和度測試成果一致。

2.1.2 水井注水量優(yōu)化

借助水動力學調(diào)整水平井開發(fā)效果時,需要通過調(diào)整水井注水量來優(yōu)化注采。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果,將水平井段離散化,根據(jù)油水井之間的滲流阻力系數(shù),求取井組配注量。

(2)

式中：Qi為第i口水井注水量,m3/d;QBI為油藏總注水量,m3/d;Ri為水井到油井(包括水平井)的滲流阻力系數(shù)。

考慮油藏靜態(tài)的儲層物性以及動態(tài)的含水飽和度的變化,根據(jù)達西定律,平面上網(wǎng)格(i,j,k)在x和y兩個方向的滲流阻力系數(shù)Rx、Ry可以表示為:

(3)

式中：μo、 μw分別為油水的黏度,mPa·s;kro、krw分別為油相、水相相對滲透率,無因次;K為網(wǎng)格滲透率,10-3μm2;L、b、h分別為網(wǎng)格在x、y、z方向上的大小,m。

平面上,網(wǎng)格與直井或水平段所在網(wǎng)格的連線形成真正的滲流阻力,見圖6,圖中夾角分別為α和β,由此形成該網(wǎng)格沿滲流方向的滲流阻力系數(shù)可以表示為:

(4)

圖6 井間滲流阻力系數(shù)表征示意圖(平面)Fig.6 Well flowing resistance coefficient(horizontal)

縱向上,網(wǎng)格(i,j,k)與z軸(向下)的夾角為γ,具體見圖7,考慮垂向的滲流阻力系數(shù)Rz,網(wǎng)格在三維空間沿滲流方向的滲流阻力系數(shù)可以表示為

Rxyz=Rxycos(1-γ)+Rzcos(γ)

(5)

圖7 井間滲流阻力系數(shù)表征示意圖(縱向)Fig.7 Well flowing resistance coefficient(vertical)

2.2 整體水淹型水平井

整體水淹型水平井靠近斷層附近的區(qū)域往往是剩余油富集的位置(即閣樓油),治理的技術(shù)對策是研究CO2氣頂驅(qū)來動用這部分剩余油。

通過物理模擬,認為CO2氣頂驅(qū)動用閣樓油的機理表現(xiàn)在以下三方面:重力分異作用，即油氣之間存在密度差,注入氣向上移動,地層油向下移動;氣頂膨脹作用，即人工注CO2形成的氣頂不斷膨脹,推動高部位剩余油向低部位移動;對原油抽提作用，即CO2抽提原油中的輕質(zhì)烴類,降低殘余油飽和度。

在明確驅(qū)替機理的基礎(chǔ)上,結(jié)合油藏數(shù)值模擬手段確定了CO2氣頂驅(qū)動用閣樓油篩選標準:斷層為封閉邊界，無因次含油飽和度大于0.5，儲層傾角大于10°，油水黏度比小于50，滲透率大于50×10-3μm-2，水體倍數(shù)小于80 PV。

在此基礎(chǔ)上,結(jié)合具體的目標區(qū)塊,進一步開展CO2氣頂驅(qū)注入?yún)?shù)及注入方案的優(yōu)化設(shè)計研究[18],從而為現(xiàn)場實施CO2氣頂動用閣樓油提供了技術(shù)支持。

2.3 低液低效型水平井

低液低效型水平井的主要問題在于地層能量不足,注水不見效,動用程度相對較低,為此開展了水平井CO2吞吐補充地層能量的適應(yīng)性研究,建立了低液低效型水平井CO2吞吐評價指標體系及評價標準,見表1；進一步結(jié)合模糊數(shù)學方法對該類型水平井注CO2吞吐適應(yīng)性進行評價,結(jié)果見表2。

表1 CO2吞吐評價指標體系表

表2 CO2吞吐適應(yīng)性評價指標體系權(quán)重匯總表

在開展適應(yīng)性評價的基礎(chǔ)上,通過對不同吞吐方式的關(guān)鍵參數(shù)進行優(yōu)化,可以確定最佳的注入速度、注入量等參數(shù)[19-20]。

3 水平井差異化治理效果

針對江蘇油田復(fù)雜斷塊油藏水平井水淹特點,開展了水平井差異化治理技術(shù)的現(xiàn)場應(yīng)用。先后在14個油田開展了水平井流場調(diào)整優(yōu)化、CO2氣驅(qū)及CO2吞吐的現(xiàn)場實踐。

對于局部水淹型水平井,主要采用強化趾端注水、轉(zhuǎn)變注水方向、注采耦合、井網(wǎng)優(yōu)化結(jié)合卡水堵水、調(diào)剖等技術(shù)手段開展了以水動力學為主的綜合治理,累積增油5.37×104t。如C3P2井通過強化趾端對應(yīng)水井注水,降低腰部對應(yīng)水井注水,實現(xiàn)控水增油,調(diào)整以后含水率從78.6%下降到68.3%,日增油5 t。

對于整體水淹型水平井,開展了CO2氣驅(qū)動用閣樓油現(xiàn)場試驗,累計增油5 860 t。如對因整體水淹而關(guān)停的Sha49P1井實施注CO2試驗,復(fù)產(chǎn)后含水率由100%降到82.3%,日增油2.1 t。

對于低液低效型水平井,開展了CO2吞吐試驗,累計增油2 068 t。如對Qiao7P1井通過實施CO2吞吐,含水由86.7%下降到47.5%,日增油達5.8 t。

截至2019年底,江蘇油田實施水平井差異化治理共計74井次,實現(xiàn)增油6.12×104t,取得了較好的治理效果。

4 結(jié)論

1)以江蘇油田復(fù)雜斷塊油藏水平井水淹動態(tài)曲線的形態(tài)為判斷依據(jù),將水平井劃分為局部水淹型、整體水淹型和低液低效型三種類型,進一步明確了各種類型水平井的水淹規(guī)律和開發(fā)特征。

2)研究形成了不同類型水平井水淹后的治理方法:局部水淹型水平井以判斷出水位置為治理重點,并需要結(jié)合水動力學以及工藝技術(shù)來調(diào)整水平井產(chǎn)液剖面;整體水淹型水平井治理的技術(shù)對策是通過實施CO2氣頂驅(qū)來動用水平井靠近斷層附近的剩余油;低液低效型水平井由于地層能量不足,需要開展CO2吞吐補充地層能量。

3)針對不同類型水平井剩余油分布特征,開展了不同類型水平井水淹后治理的現(xiàn)場實踐,取得了較好的治理效果。截至2019年底,江蘇油田實施水平井差異化治理共計74井次,實現(xiàn)增油6.12×104t。