底水油藏水平井水平段动用状况预测方法

底水油藏水平井水平段动用状况预测方法
郭长永; 熊启勇; 邓伟兵; 孔新民; 赵风凯; 李冬冬
【期刊名称】《《新疆石油地质》》
【年(卷),期】2019(040)004
【总页数】5页(P468-472)
【关键词】底水油藏; 水平井开发; 试井; 数值模拟; 非均质性; 动用状况
【作者】郭长永; 熊启勇; 邓伟兵; 孔新民; 赵风凯; 李冬冬
【作者单位】中国石油新疆油田分公司工程技术研究院新疆克拉玛依834000; 中国石油大学(华东)石油工程学院山东青岛266580
【正文语种】中文
【中图分类】TE341
水平井开发技术已广泛应用于油田新区产能建设和老区调整挖潜，尤其是底水油藏，因为水平井比直井泄油面积大、生产压差小，降低了底水的脊进速度，可以达到延缓底水锥进、延长无水采油期以及合理利用油层能量的目的[1-2]。

油田实测资料
反映，水平段动用状况对油藏开发效果影响较大[3]。

目前，针对水平井动用状况
的研究多集中于稠油油藏，常常采用测试井筒的沿程温度来获取水平井动用状况，而这种方法并不适用于底水油藏。

虽然现场多采用光纤测试获得底水油藏水平井水平段的动用状况，但该测试方法投入较大，且对井况要求较高。

因此，需要建立一套行之有效、经济实用的方法来获取底水油藏水平井动用状况[4]。

本文充分利用油藏开发的动静态资料，通过试井和数值模拟相结合，建立了一套成本较低、精度较高的水平井水平段动用状况预测方法，成功应用于陆9井区底水
油藏水平井H水平段动用状况分析。

1 油藏概况
陆梁油田陆9井区位于准噶尔盆地腹部，目的层为下白垩统呼图壁河组二段
（K1），构造为低幅度背斜，砂体横向和垂向上变化较快，连续性较差，各砂组
储集层物性变化不大，为高孔高渗储集层。

陆9井区于2001年开始全面投入开发，开发初期利用天然能量衰竭式开采。

2002年10月开始注水开发，进入稳产阶段。

2006年，针对主力油藏边部及多数非主力油层厚度小、底水厚度大，油井投产后易形成水锥、含水上升快和开采效果较差的问题，开始利用水平井投产开发。

截至目前，多数井都已经进入高含水期。

本次研究主要针对开发底水区块的水平井H，该水平井于2008年5月完钻，完钻层位为K1h6-42，底水发育，产层中部垂深
为1 341.3 m，产层厚度为3.7 m，水平段长度为300 m.
2 现代试井解释方法
2.1 试井解释模型诊断分析
水平井H于2008年7月投产，日产油22 m3，生产状况良好。

2014年7月15日进行压力恢复测试，测试时间为144 h；2014年10月16日进行第二次压力恢复测试，测试时间为87 h.两次压力恢复双对数图中，压力导数曲线后期都有下降的趋势，出现这种情况有两种可能：①井周围存在封闭边界或断层；②存在底水边界。

根据储集层地质资料，该区域没有断层和封闭边界；依据附近井测井资料确定1 355.25—1 358.38 m为水层，证实了底水边界的存在。

水平井H试井解释选用井筒储集+表皮效应+上封闭/下底水边界的均质油藏水平
井解释模型，整体拟合效果较好（图1a）。

探测半径为95.49 m；解释地层压力
为12.02 MPa；表皮系数为-3.72，近井地带无污染；油层水平方向有效渗透率为
404 mD，属于中高渗储集层；井筒储集系数为1.25 m3/MPa.
图1 水平井H压力及压力导数双对数曲线拟合结果
第二次压力恢复测试整体拟合效果较好（图1b），探测半径为96.87 m；解释地层压力为11.89 MPa；表皮系数为为-6.69，为完善井；计算的油层有效渗透率为391 mD，属于中高渗储集层；井筒储集系数为3.05 m3/MPa.
2.2 试井解释结果对比
（1）第一次关井测试压力恢复至12.02 MPa，第二次关井测试压力恢复至11.89 MPa.第二次测试压力稍有降落。

（2）水平井H两次测试的表皮系数分别为-3.72和-6.69，除去几何表皮后，表皮系数分别为0.34和0.07，近井地带几乎没有污染。

（3）水平井H附近水平方向渗透率为400 mD左右，具有很好的渗透性。

该底水油藏开采之前应确定好合理的工作制度，延迟边底水的突进，在开采过程中需根据生产状况及时调整。

2.3 开发效果
两次试井分析资料表明，水平井H储集层的渗透性比较好，井周几乎没有污染，存在底水和不渗透边界，所拟合的数据都比较相近且在同一数量级上，与实际情况吻合，也表明了对该井所选模型和利用模型拟合所得参数及计算结果是可靠的。

该井所处地层砂体厚度较小，因此早期径向流动阶段几乎被掩盖。

由于流体向水平井的流动是三维渗流，加之油藏的各向异性、油层厚度、水平井有效动用长度、水平井位置以及油藏边界都对水平井的压力动态有影响，该井的试井解释结果反映的是油气井在一个不长时间段的特征[5-7]。

3 水平井动用状况及影响因素分析
3.1 水平井动用状况分析
结合油藏实际生产状况，模拟获得陆9井区呼图壁河组油藏的开发动态。

将水平
井H的水平段等分为8段，根据数值模拟结果，可以得出水平井H的动用状况。

通过模拟获得水平井H动用状况，由图2a可以看出，水平段中间部位压力低，生产压差大，中部水侵较严重；由图2b可知，该井趾端含油饱和度较低，结合地质资料判断，水平井H的东部存在边水，水侵严重。

因此可以得出，该井趾端边底
水侵入严重，中部底水水侵，跟端动用状况较差，水侵后含水率上升较快。

建议对该井趾端进行选择性堵水，同时适当减小水平井H的采液速度，并加大周边注水
井的注入量，改善水平井跟端和井周部分的动用程度。

图2 水平井H水平段动用状况分析
3.2 现场测试验证
为了确保模型的可靠性，将水平井H实际测试资料与模型所得运算结果进行对比，从现场测试结果（图3）可以看出，沿着水平井从水平段跟端到趾端，0～50 m
为中含水段，50 m之后为高含水段，与模型所得结果一致。

3.3 水平井动用状况影响因素分析
在实际的底水油藏开发过程中，水平井水平段动用状况和理想的均质模型有较大差别，为此，研究不同因素对水平井动用状况的影响，筛选出影响水平段动用状况及水平井开发效果的主要影响因素[8-10]。

（1）储集层非均质性设计储集层物性均质、由水平井水平段跟端到趾端逐渐变好、逐渐变差、中间好两端差和中间差两端好5种模型，不同模型下含油饱和度变化
曲线如图4所示。

在储集层均质的情况下，底水首先从水平井水平段的中间部位突破，然后向两端扩散。

其中储集层物性对底水锥进的速度和位置具有十分明显的影响。

从底水水侵的面积可以得知，储集层物性中间差两端好的底水波及面积大，开发效果最好；储集层物性中间好两端差的底水波及面积小，开发效果最差。

（2）隔层无隔层、隔层距底水1 m，2 m，3 m和4 m模型下含油饱和度的变
化曲线如图5所示。

图3 水平井H现场测试图
图4 不同物性条件下水平段含油饱和度变化曲线
隔层对水平井动用状况的影响主要体现在隔层对底水油藏水脊形成过程的影响[11]。

底水油藏隔层发育时，水平井含水率明显低于无隔层段，隔层的发育对于底水水脊上升具有明显的阻挡作用。

当隔层距离水平井水平段较远，底水绕过隔层从水平井水平段中间部位突破进入井底，水平井水平段前后两端动用状况明显改善；当隔层距离水平井较近时，底水突破的位置变为从水平井两端开始。

隔层距水平段位置过近也不利于水平段均匀动用。

图5 不同隔层位置下水平段含油饱和度变化曲线
（3）垂直渗透率与水平渗透率比值垂直渗透率与水平渗透率比值分别为 0.01，0.05，0.10，0.30和0.50时含油饱和度变化曲线如图6所示。

垂直渗透率与水平渗透率比值主要通过影响底水的锥进速度影响水平井水平段的动用状况。

对比分析图6可知，垂直渗透率越低，水平段的动用状况越平均，水平
井的开发效果越好；垂直渗透率越高，水平井水平段中间动用越好，两端动用越差，水平井开发效果越差。

图6 不同垂直渗透率与水平渗透率比值下水平段含油饱和度变化曲线
（4）油水黏度比在相同采液速度下模拟计算了地层油水黏度比分别为10，20，50，100和300时含水率随累计产油量的变化曲线（图7）。

图7 不同油水黏度比下含水率与累计产油量的关系
流体的黏度是衡量流体流动能力的重要物理量，在油田开发过程中，原油黏度对于开发效果影响巨大，不同的原油黏度直接决定了开采方式的不同[12]。

油水黏度比既能直接反映原油和水相对流动速度，也能直接反映水对原油的驱替效率。

油水黏度比对水平井的开发效果以及底水锥进速度的影响较为明显。

油水黏度比越大，地
层中油的流动越困难，水占据了主要的流动通道，水平井见水时间越早，含水率越高，累计产油量越低。

在底水油藏中，油水黏度比增大，底水更容易超越原油向生产井井底流动，底水锥进的速度也就越快。

在生产过程中表现为生产井见水时间早，底水上升波及范围小，含水上升快，甚至暴性水淹，最终导致大量原油残留在地层中，水平井的开发效果差。

（5）水平段长度水平井水平段长度直接影响水平井控制储量的大小，水平段的长度对单井产量和采收率有决定性影响，一般来说，水平段越长，油藏的开采效果越好。

底水油藏中，在产量一定的情况下，水平段长度越长，水平井的生产压差就会越小，因此增加水平段的长度有利于延缓底水锥进[13-15]。

由图8可知，水平井水平段长度对于底水锥进速度和水平井开发效果影响较为明显，水平段长度越长，累计产油量越大。

当水平段长度小于400 m时，增加水平
段长度，累计产油量的增幅较大；当水平段长度大于400 m时，增加水平段长度，累计产油量的增幅不大。

图8 不同水平段长度下累计产油量变化曲线
（6）水平井采液速度为确定底水油藏水平井最佳开采速度，分别选取5 m3/d，10 m3/d，20 m3/d，30 m3/d，50 m3/d和100 m3/d的采液速度，并分析采液速度对水平井开发效果的影响。

由图9和图10可知，水平井采液速度过慢难以充分发挥水平井生产潜力；采液速度过快，水平井底部的油水界面被快速抬升，底水容易突破至井底。

因此油田实际生产中需为水平井制定合理的采液速度，在合适的含水率阶段放大产液量以缩短油田开发期限。

根据模拟结果，认为初期采液速度为10～20 m3/d较为合理，初期保持一定的采油量，且有一定的低含水产油期。

图9 不同采液速度下水平段含油饱和度变化曲线
图10 不同采液速度下水平井累计产油量变化曲线
4 结论
（1）由数值模拟和现代试井相结合的方法获取水平井H水平段动用状况为：水平段中部底水水侵严重，水平段趾端边底水侵入严重，水平段跟端动用状况较差，水平井H水侵后含水率上升较快，井周动用状况较差。

（2）针对陆9井区水平井H动用状况不均的情况，提出添加人工隔层控水，控制水平井的采液速度在10～20 m3/d，加大X井和Y井的注入量，并沿水平井水平段进行选择性堵水的调整治理方案。

（3）对于底水油藏水平井开发，储集层非均质性、隔层发育和位置都能改变底水侵入水平井底的位置，从而改变水平段的动用状况。

储集层垂直渗透率与水平渗透率比值、油水黏度比、水平段长度、采液速度等因素都是通过改变底水的锥进速度从而改变水平段的动用状况。

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