渤海油田水平井出水特征及控水效果評(píng)價(jià)方法

龔 寧，李 進(jìn)，陳 娜，張啟龍，徐 濤

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300459； 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459； 3.中國石油渤海鉆探工程公司，河北 任丘 062552)

0 引 言

水平井在渤海油田的應(yīng)用規(guī)模不斷擴(kuò)大，但含水率上升問題日益嚴(yán)重，部分油田含水率高達(dá)90%[1-5]。高含水問題已成為渤海油田低產(chǎn)低效井和長停井的首要成因，穩(wěn)油控水迫在眉睫[6-9]。隨著技術(shù)的發(fā)展，渤海油田先后采用了變密度篩管、中心管、流量控制閥(ICD)等控水技術(shù)，但整體呈現(xiàn)控水成本高、有效期短、成功率低的特點(diǎn)[10-12]。主要原因在于現(xiàn)有控水技術(shù)缺乏對(duì)水平井出水規(guī)律、特征和影響因素的認(rèn)識(shí)與研究，同時(shí)，缺乏對(duì)注水效果的后續(xù)評(píng)估的手段和技術(shù)，控水效果難以保證。目前，關(guān)于水平井出水規(guī)律的研究主要是依據(jù)含水率隨時(shí)間變化的曲線形態(tài)判斷出水類型及特征[4，8，13-16]。在控水效果評(píng)價(jià)方面，前期控水措施的評(píng)價(jià)以與鄰井對(duì)比為主，后期控水措施的評(píng)價(jià)主要以措施前后的產(chǎn)液量和含水率對(duì)比為主，缺少綜合量化評(píng)價(jià)手段[17-21]。為此，針對(duì)渤海油田水平井出水規(guī)律特征和控水效果評(píng)價(jià)開展了技術(shù)攻關(guān)，以期為實(shí)現(xiàn)渤海油田3 000×104t穩(wěn)產(chǎn)目標(biāo)提供技術(shù)支持。

1 水平井出水規(guī)律及特征分析

以渤海某高含水油田(CD1、CD6)為例，統(tǒng)計(jì)121口水平井生產(chǎn)數(shù)據(jù)。以單井為研究對(duì)象，采用含水率曲線法，統(tǒng)計(jì)分析水平井出水規(guī)律。由于各井的投產(chǎn)時(shí)間不同，需將累計(jì)產(chǎn)油量做歸一化處理，以無因次累計(jì)產(chǎn)油量為橫坐標(biāo)、含水率為縱坐標(biāo)繪圖[13]。從分析結(jié)果來看，渤海油田水平井出水規(guī)律主要?dú)w納為4種類型：凸型、直線型、S型、和凹型。

(1) 凸型(圖1)。井?dāng)?shù)為63口，占總井?dāng)?shù)的52.0%，為最主要的出水規(guī)律。由圖1可知：該類型水平井基本不存在無水產(chǎn)油期，投產(chǎn)后立即見水，且中、低含水期含水率上升較快，含水率和累計(jì)產(chǎn)油量滿足對(duì)數(shù)函數(shù)關(guān)系。當(dāng)含水率達(dá)到70%時(shí)，可采出油井總產(chǎn)量的30%左右；主要產(chǎn)油期為中、高含水階段(含水率為70%～90%)，可采出近70%的產(chǎn)量。

(2) 直線型(圖2)。井?dāng)?shù)為24口，占總井?dāng)?shù)的19.8%。由圖2可知：該類型水平井投產(chǎn)即高含水，沒有無水采油期，投產(chǎn)初期含水率均在75%以上，平均在2～5個(gè)月左右含水率快速上升至90%；含水率與累計(jì)產(chǎn)油量滿足線性關(guān)系，主要采油階段為高含水階段。

圖1 凸型水平井出水規(guī)律曲線

圖2 直線型水平井出水規(guī)律曲線

(3) S型(圖3)。井?dāng)?shù)為21口，占總井?dāng)?shù)的17.4%。由圖3可知：該類型水平井具有較長的無水采油期，無水采油期為3～17個(gè)月；含水率5%以內(nèi)，采出總產(chǎn)量的30%～50%；見水后含水迅速上升，含水率70%為曲線拐點(diǎn)，此后含水上升速度變緩，含水率與累計(jì)產(chǎn)油量滿足六次多項(xiàng)式關(guān)系。

(4) 凹型(圖4)。井?dāng)?shù)為13口，占總井?dāng)?shù)的10.7%。由圖4可知：該類型水平井具有一定的無水采油期，無水采油期為4～16個(gè)月，平均為9個(gè)月；在中、低含水期采出大部分原油，當(dāng)含水率達(dá)到60%時(shí)，可采出油井總產(chǎn)量的60%～90%，含水率與累計(jì)產(chǎn)油量滿足三次多項(xiàng)式關(guān)系。

圖3 S型水平井出水規(guī)律曲線

圖4 凹型水平井出水規(guī)律曲線

2 出水影響因素及關(guān)聯(lián)度研究

2.1 出水影響因素分析

研究表明[1，5，8，13-16]，影響水平井出水的因素主要包括三大類：地質(zhì)因素、工程因素和開采因素。地質(zhì)因素是導(dǎo)致水平井出水的先天因素，主要包括水平段滲透率級(jí)差、油水黏度比、隔夾層情況等因素；工程因素主要指水平井軌跡指標(biāo)，主要包括水平井避水高度，水平段長度等，屬于后天可控因素；開采因素指投產(chǎn)后的生產(chǎn)因素，主要包括產(chǎn)液量、生產(chǎn)壓差、鉆完井污染等，也屬于后天可控因素。在進(jìn)行水平井出水影響因素分析時(shí)，可將上述多種開采因素指標(biāo)歸結(jié)為一個(gè)綜合性的開采指標(biāo)，即采液強(qiáng)度[21-22]。

2.2 影響因素灰色關(guān)聯(lián)度分析

采用灰色關(guān)聯(lián)度理論[8，23-28]，分析水平井出水類型和各影響因素的關(guān)系。將描述含水率上升速率的水油比導(dǎo)數(shù)作為參考序列，將滲透率級(jí)差、采液強(qiáng)度、避水高度、油水黏度比及水平段長度作為比較序列。按照式(1)計(jì)算比較序列和參考序列之間的關(guān)聯(lián)度。

(1)

式中：ξi(k)為參考序列與比較序列的關(guān)聯(lián)度；xi(k)為比較序列；y(k)為參考序列；ξ為分辨系數(shù)，一般取0.5；i為所分析的影響因素個(gè)數(shù)；k為分析統(tǒng)計(jì)樣本量。

以最為主要的凸型出水類型為例進(jìn)行關(guān)聯(lián)度分析，確定渤海油田水平井出水影響因素指標(biāo)分析序列(表1)。

首先，對(duì)表1中的數(shù)據(jù)進(jìn)行無量綱化處理，計(jì)算出兩級(jí)最小差和兩級(jí)最大差分別為0.01和3.20，然后應(yīng)用式(1)計(jì)算灰色關(guān)聯(lián)度(表2)。

表1 渤海油田水平井出水影響因素指標(biāo)分析序列

表2 灰色關(guān)聯(lián)度計(jì)算結(jié)果與評(píng)價(jià)

由表2可知，對(duì)于凸型水平井，避水高度和水平段長度是影響出水的主因，其次為采液強(qiáng)度、滲透率級(jí)差和油水黏度比。

2.3 關(guān)聯(lián)度分析結(jié)論及控水措施建議

采用上述分析方法，對(duì)直線型、凹型和S型水平井進(jìn)行影響因素關(guān)聯(lián)度分析，并分析了其出水的主要原因和措施建議(表3)。

表3 影響因素關(guān)聯(lián)度分析結(jié)果

由表3可知，采液強(qiáng)度對(duì)4種類型水平井的影響都比較大。海上油田生產(chǎn)以強(qiáng)注強(qiáng)采為主，高采液強(qiáng)度表示生產(chǎn)壓差較大，容易導(dǎo)致含水率快速上升，因此，制訂合理的生產(chǎn)制度和生產(chǎn)壓差對(duì)水平井有效控水尤為關(guān)鍵。此外，水平井軌跡對(duì)于凸型、凹型、S型井來說影響也比較大，主要體現(xiàn)在避水高度和水平段長度2個(gè)因素。對(duì)于直線型水平井而言，除采液強(qiáng)度影響外，油水黏度比和滲透率級(jí)差的影響也較大，水平井軌跡的影響相對(duì)較小。

根據(jù)各類型水平井出水主控因素的分析結(jié)果，并結(jié)合原因分析，給出對(duì)應(yīng)的控水措施建議。凸型水平井：合理設(shè)計(jì)和控制水平井軌跡，避水高度盡可能大，合理設(shè)計(jì)水平段長度。凹型水平井：合理制訂生產(chǎn)制度，控制生產(chǎn)壓差，避免高采液強(qiáng)度引起油井含水率快速上升；合理設(shè)計(jì)水平井軌跡。S型水平井：重點(diǎn)在于水平井軌跡和生產(chǎn)制度的合理制訂，避水高度應(yīng)盡可能大，同時(shí)避免過大的生產(chǎn)壓差，延長無水采油期。直線型水平井：宜選用自動(dòng)流量控制閥(AICD)進(jìn)行控水。

3 水平井控水效果量化評(píng)價(jià)方法研究

基于控水效果分析以及鄰井資料、配產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比分析，提出等效增油量和平均增油速率2個(gè)控水效果量化評(píng)價(jià)指標(biāo)：

ΔQo=∑QΔCt

(2)

(3)

式中：ΔQo為等效增油量，m3；Q為實(shí)際日產(chǎn)液，m3/d；ΔC為控水前后含水率變化差值，%；t為控水有效期，d；qo為平均增油速率，m3/a；T為累計(jì)生產(chǎn)年限，a。

以等效增油量和平均增油速率作為效果評(píng)價(jià)指標(biāo)，建立水平井控水效果量化評(píng)價(jià)方法，具體步驟如下。

(1) 調(diào)研搜集目標(biāo)井的地質(zhì)油藏資料、鉆完井資料、配產(chǎn)數(shù)據(jù)、生產(chǎn)數(shù)據(jù)等基礎(chǔ)資料，以及用于分析對(duì)比的同層位鄰井資料。

(2) 采用3種方法求解式(2)中控水前后含水率變化差值 ：①軟件模擬對(duì)比法。采用NETool軟件建模，計(jì)算目標(biāo)井不采用控水措施時(shí)的含水率，與該井的實(shí)際含水率對(duì)比，計(jì)算含水率差值 。②鄰井對(duì)比法。選擇與目標(biāo)井同層位且未采取控水措施的生產(chǎn)井作為對(duì)比井，將目標(biāo)井和對(duì)比井的含水率進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算含水率差值 。③配產(chǎn)含水率對(duì)比法。將目標(biāo)井的實(shí)際生產(chǎn)含水率和該井原始配產(chǎn)方案的含水率進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算含水率差值 。

(3) 將含水率差值ΔC1、ΔC2和ΔC3帶入式(2)，計(jì)算3種對(duì)比方法對(duì)應(yīng)的等效增油量ΔQo1、ΔQo2和ΔQo3，然后帶入式(3)計(jì)算對(duì)應(yīng)的平均增油速率qo1、qo2和qo3。

(4) 計(jì)算等效增油量、平均增油速率的算術(shù)平均值，通過對(duì)比數(shù)值大小評(píng)價(jià)水平井控水效果。

4 實(shí)例應(yīng)用

研究成果在渤海CD-X油田23口水平井開發(fā)全過程中進(jìn)行了應(yīng)用。首先根據(jù)原開發(fā)方案油藏配產(chǎn)數(shù)據(jù)，基于含水率曲線法判斷油井出水類型(CD-X油田23口水平井中，凸型水平井為10口、S型水平井為8口、凹型水平井為5口，如圖5所示)，結(jié)合各類型水平井出水主控因素分析結(jié)論，對(duì)油藏開發(fā)方案進(jìn)行優(yōu)化：凸型和S型水平井的主控因素為避水高度和水平段長度，將避水高度由8 m增至10 m，同時(shí)在保證穿過靶點(diǎn)的條件下，優(yōu)化水平井軌跡和水平段長度，平均水平段長度由420 m降至380 m；凹型水平井的主控因素為采液強(qiáng)度，將單井最大產(chǎn)液量控制在224 m3/d，避免因采液強(qiáng)度過大而造成油井水淹。從該油田投產(chǎn)后前2 a生產(chǎn)情況來看，綜合含水率較周邊同層位水平井含水率降低3.5個(gè)百分點(diǎn)，目前含水率均在10%以內(nèi)，有效指導(dǎo)了該油田的控水方案優(yōu)化工作。

同時(shí)，選取CD-X油田的2口水平井X2H井和X5H井，應(yīng)用水平井控水效果量化評(píng)價(jià)方法評(píng)價(jià)控水效果。2口井生產(chǎn)層位均為館陶組，分別于2017年4月4日和4月6日投產(chǎn)，水平段為Φ215.9 mm裸眼，分別采用Φ177.8 mm變密度篩管和Φ177.8 mm ICD均衡篩管控水。按照上述水平井控水效果量化評(píng)價(jià)方法，計(jì)算3種對(duì)比方法(軟件模擬對(duì)比法、鄰井對(duì)比法和配產(chǎn)含水率對(duì)比法)的等效增油量和平均增油速率(表4)。

圖5 CD-X油田單井配產(chǎn)含水率

表4 X2H和X5H井控水效果量化評(píng)價(jià)結(jié)果

由表4可知，X2H井等效增油量為4 789.5 m3，平均增油速率為2 128.7 m3/a，X5H井等效增油量為16 131.3 m3，平均增油速率為6 043.3 m3/a，2口井所采用的控水措施都起到了一定的穩(wěn)油控水效果。其中，X5H井控水效果更顯著。就這2口井而言，采用ICD均衡篩管控水的X5H井較采用變密度篩管控水的X2H井控水效果更優(yōu)，主要原因在于ICD均衡篩管能夠在含水率較高的油層產(chǎn)生較大的壓降[29]，從而抑制高含水段的產(chǎn)量，延長無水采油期。

5 結(jié)論與建議

(1) 采用單井含水率曲線法分析認(rèn)為，渤海油田水平井出水規(guī)律主要包括凸型、直線型、S型、凹型4種類型，以凸型為主，其中，S型和凹型具有較長的無水采油期。

(2) 基于出水影響因素及機(jī)理分析，采用灰色關(guān)聯(lián)度分析法，研究了各影響因素重要性等級(jí)，研究結(jié)論可指導(dǎo)新井控水設(shè)計(jì)，從根源有效解決控水難題。

(3) 采用軟件模擬對(duì)比法、鄰井對(duì)比法、配產(chǎn)含水率對(duì)比法等3種含水率對(duì)比方法，建立了以等效增油量和平均增油速率為指標(biāo)的水平井控水效果量化評(píng)價(jià)方法。應(yīng)用表明，該方法可有效評(píng)價(jià)控水效果，為控水提供指導(dǎo)。