水平井注水开发适应性研究

王楠 李勇明（西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室 四川 成都 610500）

随着国内外大多数油田进入开发的中后期，能够提高油田产量的水平井技术得到了迅猛发展和应用发展。与此同时，作为新兴的油气田增产技术的水平井注水技术也得到了广泛的应用。水平井注水技术最早是由美国的一家公司于20世纪90年代提出的，到2000以后才在国内油气田展开应用。越来越多的国内外水平井注水实践表明：水平井注水不仅能够提高水驱波及系数和注水效率，还能够提高油气田的压力水平和最终采出程度,使得油气田具有良好的经济效益。但是在国内外也有相当多的油气田在采用水平井注水技术时没能取得成功，不仅没有达到增产的目的，还破坏了储层，给油气田的开采带来重大的损失。究其原因，是由于这些油气田没有搞清楚什么样的油气田可以采用水平井注水技术，或者说什么样的储层地质和流体条件才能够使用水平井注水技术。而该问题的解决对于水平井注水技术的推广和应用有重要的理论和现实意义。

1、水平井注水技术敏感性分析

J.J.Taber等人指出，水平井注水系统在薄油层，高流度比条件下相对直井注水具有较大 的优势。但他同时也指出，随着油层厚度的增大，水平井注水效果变差，当油层厚度大于300ft，水平井注水的扫油效率不及直井注水的扫油效率。实际上水平井注水受很多因素的影响。主要包括以下几个因素：

(1)流度比：流度比越高，水平井注水增产峰值降低，但是随着流度比的增大，水平井注水稳定增产期变长。

(2)油层非均质性：在非均质油藏，水平注水井和生产井在同一个方向上效果最好。在不同的方向上效果最差。

(3)垂向渗透率：垂向渗透率越大，水平井注采效果越好；低垂向渗透率下，最好采用直井组合，高垂向渗透率下，采用水平井组合最好。

(4)井距：在所有井距下，水平井方案均比直井方案好。所有井距下的，增油峰值不差上下，随着井距的增大，增油期更长。

(5)注采井在油层厚度上的位置：水平井在油层中位置的变化对开发效果的影响不是很明显，但考虑到非均质性等各方面的影响水平注采井在厚度方向分布上有最优位置。

2、水平井注水开发的储层条件研究

一个油气藏能不能利用水平井注水技术来开采取决于一定的条件，主要决定因素为：储层渗透率、油气层厚度、水平渗透率与垂直渗透率的比值(khkv)、地层均质性、井网密度和韵律性。这些决定因素有些是客观的无法避免的，有些是可以认为避免的，下面对其中的地层因素进行分析说明。

(1)油气藏厚度

水平井注水技术适用于油气层厚度较小的油气藏。在一定厚度范围内，储层厚度越大，水平井注水效果越差，因此，厚层不适宜用水平井注水技术。有文献对塔里木哈得4的储层条件进行了数值分析与研究[1]，得出了直井注水和水平井注水的驱油效率随着储层厚度的变化关系，研究结果表明：厚度增加，水平井注水效果逐渐较弱趋于直井注水，对于50m厚度的油气藏，水平井和直井注水效果基本一样。

(2)非渗透夹层

当油气储层中出现非渗透夹层时，要谨慎使用水平井注水技术，因为这些夹层的存在会大大降低驱油效率，影响水平井注水效果。下图所代表的就是非渗透夹层影响下的直井和水平井水驱前缘，由图可以得知：存在夹层时，只有水平井眼所在的层位才能够被驱替，而其他层位无法波及；直井却可以有很高的波及面积和驱替效率。当然，在这种情况下还可以有其他方式来实施水平井注水，比如台阶式、大斜度等水平井注水方式。比如前文提到的塔里木哈得4油藏就是这种情况，它选择了双台阶水平井注水方式，对两个相邻的较薄的砂岩储层(厚度分别为1.6m和1m)分别注水，最终获得了较大的收益。

(3)渗透率大小

水平井注水的使用要求储层有合适的渗透率，一般情况下，合理的渗透率范围是 1×10-3μm2～100×10-3μm2。 如果地层的渗透率不在这个范围内，一般不宜采用水平井注水开发。因为渗透率高于这个范围，会造成油气藏过早见水和水淹；如果渗透率低于这个范围，对储层没有太大的改造作用，不能提高产能。另外，如果储层含有韵律性的纵向渗透率，或则kh/kv比较小，那么也不宜使用水平井注水技术，因为此时水会沿着一定的方向流向高渗透区域，大大降低了水驱的波及系数。储层渗透率的非均质性也在一定制度上制约了水平井注水技术的使用，在使用时特别注意，避免使用不当带来的油气井过早见水和油气藏水淹。

3、水平井注水开发的流体性质分析

地层的流体物性对水平井注水的适用性也有重要的影响，流度比是表征地层原油稠度的一个物理量。根据上一章对水平井注水技术敏感性分析，我们可以知道流度比对其影响较大[2]。通过前人的实验研究：对一个面积为1.62×105 m2的油藏进行模拟，并用五点法进行水平井注采井网布局。最后得到三种(0.3、1、4)流度比下的采出和注入的孔隙体积倍数，结果显示为：当M=0.3时，其注水效果最好，最后的采收率非常接近百分之百；而当M=4时，其注水效果较小，最后的采收率不到百分之五十。流度比和注水效果的基本规律如下：采出孔隙体积会随着流度比的增大而减小越，反之亦然成立。因此，只有油气藏的流度比小于一个上限值，采用水平井注水技术才会取得较好的效果，并且流度比越小，水平井注水的作用就会越大。

4、可用水平井注水开发的油气藏总结

用该项油田开发利器。为了更好地给相关人员以指导，下面对能够采用水平井注水技术开发的油气藏进行梳理汇总。

(1)裂缝性油气藏。

根据断裂力学和弹性力学理论可知，当深度超过682m时，地层中的裂缝一般为垂直方位裂缝，在这种情况下，钻直井时由于裂缝方位和分布差异不可能钻遇天然裂缝，注水也不可能对其进行波及。但是，钻水平井时，在很大程度上会形成多重裂缝，大量的开发实践也证明了这种情况的存在，因为穿透了很多地层裂缝，所以注水时能够取得很好的开发效果，提高水驱波及系数，进而提高油气井产量，获得最大的经济效益。因此，裂缝性油藏可以采用水平井注水开发。

(2)薄层油气藏。

储层厚度较小时，根据上一章的讨论可以知道它适宜采用水平井注水开发。当采用水平井注水开发时，它的注入和采出长度基本上是无限的，因而具有很好的优越性，能够取得良好的经济效益。与之相对的，如果采用直井注水的话，它就会出现如下问题和缺点：启动压力和注水压力高、注水能力差，随着注水时间的延长注采矛盾加剧，甚至注不进去水，还容易发生指进。

(3)枯竭油气藏或中后期油气田。

现在国内的大部分油田已经进入了开发的中后期，面临着地层压力下降，待采油气所在储层的渗透率降低等诸多问题。为了更好地满足国家经济发展的需要和提高油气田效益，很多有采用了二次开采和三次开采(酸化压裂、聚合物驱、蒸汽驱等)等的增产技术。但是这些技术操作复杂、成本较高。在一些小油田不能够使用，此时，分支水平井注水就体现出了它的优势：操作方便和成本低。通过水平井把老油井连接到新生产井上并注水驱替，这种处理方法并不需要在重新搭井场、布管线，就能够很好地进行老井的新开发，获取附加经济效益。

(4)一般低渗透油气藏。

低渗透油气藏的普通采收率都较低，经过压裂酸化后会有较大提高，但是如果用直井开发低渗透油气藏则很难取得较大突破，因为直井压开的裂缝方位和形态都比较单一，而采用水平井注水开发则效果将会明显不同，主要具有如下优势：第一，减小了渗流阻力。在水平井筒中流体的流动阻力基本为零，当注水把油气驱替到水平井筒后很小的动力就能够实现油气向井底的流动；第二，增加了驱替长度和泄油长度。钻开的水平井一般都要达到近千米，这比直井注水要好得多也容易得多。因此，对低渗透油气藏采用水平井注水技术具有明显的优势，可显著提高低渗透油气田的油气采收率和产量。

5、结论

通过对水平井注水技术的分析和论述，得到了水平井注水技术所适用的地质条件和流体条件，并归纳了能够使用水平井注水技术开发的油气藏。其主要结论如下：

(1)在低渗透油气藏中采用水平井注水开发，可以提高注水及产油能力，减少油藏注入水的补充时间，注水见效早。

(2)水平注采井网注水井、生产井均是水平压力场以线性传播，注入水线性均匀推进，形成线性驱动可降低油水运移过程中的压力损耗，并提高了波及效率及注入水突破水时的采出程度。

(3)水平井注水技术适宜于薄层油藏、地层相对均质、流度比较小的油气藏，并且其合理的渗透率范围是1×10-3μm2～100×10-3μm2。超出该范围应谨慎使用。

[1]凌宗发.水平井注水技术应用研究[D].中国石油勘探研究院研究生部，2005.

[2]杨海颖.水平井优化注水[J].世界石油工业，1996，3(12)：15-17