底水油藏水平井層內(nèi)干擾定量表征及挖潛策略

何逸凡，石洪福，張吉磊，謝麗沙

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

渤海油田底水油藏主要采用水平井開發(fā)，與定向井相比，水平井具有泄油面積大、含水上升慢、采油速度高等優(yōu)勢。生產(chǎn)實踐及研究證明，受儲層非均質(zhì)性、“跟趾”效應(yīng)、井眼軌跡變化等因素影響，水平井段內(nèi)的產(chǎn)液剖面不均衡，部分水平井段貢獻(xiàn)極低甚至無貢獻(xiàn)，造成一些水平井低效生產(chǎn)，部分儲量難以動用[1-4]。因此，提出水平井“層內(nèi)干擾”的概念，其與大段合采定向井層間干擾類似，本質(zhì)是沿水平井井段的干擾。但是，水平井測試數(shù)據(jù)少，如何定量表征這種層內(nèi)干擾和沿井段的儲量動用程度，從而為此類油藏后期調(diào)整和挖潛指明方向是業(yè)界的一個難點?；趯嶋H生產(chǎn)數(shù)據(jù)，采用水驅(qū)特征曲線類比法，半定量評估不同含水階段水平井層內(nèi)的干擾程度和有效井控儲量，進(jìn)一步提出采用儲量動用系數(shù)方法定量評價；同時，基于分流量方程和水驅(qū)油理論定量評估有效動用程度，并采用考慮井筒參數(shù)時變的數(shù)值模擬擬合方法來驗證方法的可靠性。基于水平段儲量動用程度評價制訂油藏后期的挖潛策略，在渤海Q油田實際應(yīng)用后，增油效果明顯。

1 水平井層內(nèi)干擾及影響因素分析

1.1 水平井層內(nèi)干擾系數(shù)的定義

在底水油藏內(nèi)有一水平井，將水平井沿井筒分為n段，取任意一微元段x研究(圖1)。根據(jù)鏡像反映、疊加等原理，可以得到微元段的產(chǎn)量表達(dá)式[5-6]：

(1)

式中：q(x)為水平井微元段產(chǎn)量，m3/d；pe為地層壓力，MPa；pw(x)為微元段井筒內(nèi)壓力，MPa；h為油層厚度，m；K為儲層滲透率，10-3μm2；Kro為油相相對滲透率；rw為水平井筒半徑，m；zw為水平井距油水界面距離，m；μo為原油黏度，mPa·s；Bo為原油體積系數(shù)。

參考定向井層間干擾系數(shù)[7-8]，定義水平井層內(nèi)干擾系數(shù)：

(2)

式中：ηo為水平井層內(nèi)干擾系數(shù)；Jho為水平井的采油指數(shù)，m3/(d·MPa)；Jdoi為第i個微元段單采時的采油指數(shù)，m3/(d·MPa)。

水平井采油指數(shù)可表示為：

(3)

式中：Q為水平井實際日產(chǎn)油量，m3/d。

根據(jù)采油指數(shù)的定義，聯(lián)合式(1)～(3)，可推導(dǎo)得到水平井層內(nèi)的動態(tài)干擾系數(shù)：

(4)

式中：fwi為第i個微元段的含水率。

1.2 水平井層內(nèi)干擾影響因素分析

(1) 儲層非均質(zhì)性的影響。隨著水平井段不同位置儲層滲透率級差的變化，各段滲流阻力不同，最終會影響各段的產(chǎn)液量，繼而影響各段含水率及產(chǎn)出程度的變化。部分學(xué)者也進(jìn)行過理論研究[9-10]。結(jié)果表明：當(dāng)水平井相鄰井段的滲透率級差大于4時，位于相對低滲透區(qū)域的水平段對于產(chǎn)能無貢獻(xiàn)。

(2) “跟趾”效應(yīng)的影響。目前，學(xué)者普遍認(rèn)識到流體在水平井筒內(nèi)的流動存在壓力損失，其主要包括摩擦壓降、加速度壓降、混合壓降以及附加壓降，使得水平井筒內(nèi)趾端壓差小于跟端壓差[3]?！案骸毙?yīng)的影響，本質(zhì)上是生產(chǎn)壓差的影響。在其作用下，水平井水脊成不對稱的“U”字型，靠近跟端部位先見水。水平井段內(nèi)壓差的差異性會持續(xù)造成“跟趾”端產(chǎn)液能力的差異，最終造成采出程度的差異。

(3) 不同井段含水的影響。油井生產(chǎn)初期見水前，雖然各層滲流阻力、產(chǎn)液量存在差異，但由于各段主要為單相流，在生產(chǎn)壓差的作用下，各層均會有一定程度的動用。當(dāng)局部水平段底水突破時，該區(qū)域變?yōu)橛退畠上酀B流，滲流阻力顯著降低，產(chǎn)水量增大，含水率升高，各水平段的含水率差異開始增大；隨著底水長期沖刷，較早見水的區(qū)域滲流阻力不斷降低，水平井各段的產(chǎn)水量和含水率差異持續(xù)增大，造成層內(nèi)干擾不斷加劇。

2 水平井層內(nèi)干擾的定量評價方法

水平井的層內(nèi)干擾影響水平段產(chǎn)能的釋放，最終影響的是實際動用儲量。水平井層內(nèi)干擾越嚴(yán)重，實際得到有效動用的井控儲量就越小。定義某一含水階段下實際控制儲量與初始儲量(可看作靜態(tài)認(rèn)識下的井控儲量)的比值為儲量動用系數(shù) 。

由于水平段測試資料少，求取各時刻下沿水平井段的產(chǎn)液剖面難度較大，因此，如何采用動態(tài)數(shù)據(jù)反求儲量動用系數(shù)，以描述水平井的層內(nèi)干擾程度，進(jìn)而提出挖潛策略，更具有現(xiàn)實意義。

2.1 基于“標(biāo)準(zhǔn)井”的儲量動用系數(shù)評價方法

有學(xué)者認(rèn)為，采用剖面壓力均等模型可以較好描述底水油藏水平井含水率與采出程度關(guān)系[11-13]。研究表明：對于同一個砂體，物性、流體、油柱高度、工作制度相近的情況下，水平井含水率與采出程度關(guān)系曲線大致相近(圖1a)。2組水平井位于同一個砂體，各項參數(shù)相近，水平段長度略有不同，其含水率與采出程度關(guān)系曲線重合性好，代表其動態(tài)規(guī)律一致。

圖1 含水率與采出程度關(guān)系曲線

對比同一個砂體上的另外一組水平井，A26H井含水率與采出程度關(guān)系曲線與其余2口井規(guī)律性不一致，重合性差(圖1b)。通過對3口井隨鉆實測數(shù)據(jù)分析，J34H井和J29H井水平段物性均勻，水平段長度均為300 m，而A26H井實鉆水平段長度達(dá)到900 m，沿水平段存在較明顯的非均質(zhì)性，基于靜態(tài)數(shù)據(jù)判斷，A26H井水平段動用不充分。

采用“分段擬合”的方法，修改長水平井不同含水階段計算采出程度所用的儲量動用系數(shù)，再進(jìn)行擬合(圖2，α為儲量動用系數(shù))。在其他井組使用同樣的方法處理，最終得到典型長水平井不同含水階段的儲量動用系數(shù)(圖3)。

由圖3可知，隨含水率的升高，儲量動用系數(shù)逐漸減小，說明層內(nèi)干擾逐漸嚴(yán)重，長水平井實際動用的儲量減小，在相同物性、流體條件下，水脊寬度大致不變，因此，儲量動用程度與水平段動用長度正相關(guān)，可以推斷隨含水上升，長水平井的部分井段貢獻(xiàn)少甚至無貢獻(xiàn)，與前文干擾理論分析結(jié)果一致。

圖2 A26H井分段擬合含水率與采出程度示意圖

圖3 典型井儲量動用系數(shù)隨含水率變化

2.2 基于動態(tài)數(shù)據(jù)的儲量動用系數(shù)定量評價

對于底水油藏水平井，主要有2個開發(fā)階段，第1個階段為水脊抬升、波及體積不斷擴大的過程；第2個階段為單井波及體積變化不大，依靠提高波及區(qū)域驅(qū)油效率開采的過程。研究認(rèn)為，含水率大于80%即到達(dá)第2個階段[14-15]。

對于油水相滲關(guān)系，礦場經(jīng)常采用如下關(guān)系式表達(dá)[16]：

(5)

式中：Krw為水相相對滲透率；Sw為含水飽和度；C、B為常數(shù)。

對于非活塞式驅(qū)替，忽略重力與毛管力，則油藏含水率為：

(6)

式中：fw為含水率；μw為地層水黏度，mPa·s。

將式(5)帶入式(6)，可得：

(7)

對式(7)含水飽和度求導(dǎo)，則有：

(8)

根據(jù)Welge驅(qū)油理論[17]，一維驅(qū)替中出口處存在如下關(guān)系：

(9)

式中：Qi為注入孔隙體積倍數(shù)；Swe為出口端含水飽和度。

對于剛性底水油藏，生產(chǎn)井的累計產(chǎn)液量等于底水沖刷注入量。前文已經(jīng)認(rèn)識到，高含水期水平井實際動用儲量小于靜態(tài)儲量，儲量動用系數(shù)與靜態(tài)認(rèn)識的孔隙體積乘積為實際控制范圍的孔隙體積。因此，可得含水飽和度與相關(guān)參數(shù)的線性關(guān)系式：

(10)

式中：No為基于靜態(tài)認(rèn)識的單井井控儲量，m3；NL為累計產(chǎn)液量，m3；Soi為原始含油飽和度。

圖4 A26H井?dāng)M合結(jié)果

由圖4可知，A26H井?dāng)M合出的儲量動用系數(shù)為0.96，說明水平段基本全部動用，前文采用其作為“標(biāo)準(zhǔn)井”進(jìn)行對比是合理的。A26H井?dāng)M合的高含水期儲量動用系數(shù)為0.55，與前文所用的“標(biāo)準(zhǔn)井”方法求得的儲量動用系數(shù)0.56較為接近。

2.3 基于井筒參數(shù)時變性的數(shù)值模擬驗證

該油田A25H井水平段為825 m，水平段趾端附近過路井I5井測井解釋結(jié)果表明，該井底部水淹程度僅為8%。在歷史擬合過程中，A25H全井段均參與生產(chǎn)狀況下，計算含水率曲線(圖5中計算曲線1)與實際數(shù)據(jù)點差距較大，且模型中I5井處水淹程度高達(dá)90%，擬合結(jié)果與實際數(shù)據(jù)差距較大。分析認(rèn)為，A25H井水平段趾端部分井段未動用，因此，后期基于數(shù)值模擬軟件重啟功能，在含水90%時設(shè)置僅58%的水平段參與生產(chǎn)，部分趾端水平段未打開生產(chǎn)，與實際數(shù)據(jù)點吻合程度較高，且模型中I5井處水淹程度為9%，與實測結(jié)果較為接近?？梢哉J(rèn)為，在高含水期A25H井實際動用儲量僅為原始儲量的0.58，該結(jié)果與前2種方法得到的0.55、0.56較為接近，可以相互印證。

圖5 考慮井筒參數(shù)時變性的數(shù)值模擬擬合效果

3 礦場應(yīng)用

3.1 制訂水平井挖潛策略

(1) 篩選提液井。評估Q油田的G1H井和G2H井，儲量動用系數(shù)分別為0.95和0.93，整體波及較好，進(jìn)一步提液不會造成水竄等負(fù)面效果。2口井于2017年3月?lián)Q大泵，提液后水平井含水率不變，日增油分別為70 m3/d和78 m3/d。

(2) 制訂堵水措施。該油田C井，通過綜合評估，儲量動用系數(shù)僅為0.52，通過進(jìn)一步診斷認(rèn)為，靠近跟部的水平段水淹，趾端附近動用較差。2012年實施中心管堵水，效果顯著，含水率由96%降至92%，累計增油1.2×103m3。

3.2 指導(dǎo)新井布井

通過Q油田A26H井評估認(rèn)為，其高含水期的儲量動用程度不超過0.60，結(jié)合水平段測井曲線等資料綜合認(rèn)為，該井趾端動用較差且后期難動用。因此，2014年10月，在該井尾段平行部署新井J1H1井，該井距A26H井最近處僅80 m，目前已經(jīng)累計產(chǎn)油6.8×103m3。

4 結(jié) 論

(1) 從層內(nèi)干擾的定義出發(fā)，給出水平井層內(nèi)干擾的定量表達(dá)式，并分析影響水平井層內(nèi)干擾的主要因素為儲層非均質(zhì)性、“跟趾”效應(yīng)以及含水率。

(2) 建立基于動態(tài)數(shù)據(jù)評估高含水期儲量動用程度的2種方法，并用數(shù)值模擬方法對實際井進(jìn)行驗證，定量評估水平井高含水期儲量動用程度。

(3) 根據(jù)儲量動用系數(shù)，將水平井劃分為2類：儲量動用系數(shù)高、整體動用較好的水平井，建議大泵提液，通過提高驅(qū)油效率進(jìn)一步提高采收率；儲量動用系數(shù)小、部分井段動用較差的水平井可以開展出水位置診斷，并采取相應(yīng)堵水措施，改善開發(fā)效果。

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