边水油藏水平井见水规律研究

王 雨，陈存良，杨 明，吴晓慧，江 聪

(中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

水平井因为能扩大油藏渗流面积，降低井筒周围压降，延长无水采油期，增大无水采油量而广泛应用于边底水油藏［1-3］，但在开发后期水平井见水后含水快速上升［4-6］，见水规律难以把握。 前人对底水油藏水平井见水规律进行了详细研究，喻高明［7］等利用数值模拟研究了影响底水油藏开发效果的因素，姜汉桥［8］等针对底水油藏水平井水淹动态及影响因素提出了相应的水淹模式，但对边水油藏水淹规律的研究却很少。 为了有效控制边水油藏水平井出水， 有必要对其油藏水平井见水规律进行分析，以提出相应的稳油控水对策。

1 油田地质及开发特征

油田为复杂断块油藏，主力含油层系为明化镇组下段Ⅱ、Ⅲ油组。 油田范围内明化镇组下段属浅水三角洲沉积，储层物性好，具有高孔、高渗储集物性特征。 油藏类型为具有边水的岩性-构造和岩性油气藏。 油田天然能量较弱，主要驱动类型为边水驱动复合人工水驱。

油田以水平井开发为主， 生产初期产油量较高，含水较低，生产一段时间后含水呈阶梯式上升（见图1）， 可能原因为边水中的水沿着高渗通道到达油井，使得含水急剧上升，甚至水淹。 为了保证油田持续稳产，控制油井含水，减缓油井递减，需要对水平井的水窜类型进行总结，从而寻找治理油井出水的方法。

图1 油田含水率曲线

本文利用油藏数值模拟方法建立边水油藏模型，得到水平井不同水窜类型的水油比和水油比增量与生产时间的双对数曲线，利用双对数曲线的不同形态特征迅速识别水平井水窜类型。水油比WOR和水油比增量WOR'可由实际生产数据点，根据以下公式计算得到：

2 边水驱油藏水平井水淹规律

基于油田特征，建立30×20×10的边水油藏机理模型，xy方向网格步长平均50 m，z方向网格步长平均1 m，模型基本参数和相渗曲线见表1和图2。

表1 模型参数

图2 模型相渗曲线

模型设置一注一采进行研究， 生产井为水平井，位于油藏上部第4层，注水井为定向井，位于油藏边水区域（见图3）。

边水驱油藏水平井水淹规律研究主要从3个方面进行：1）点状局部见水水淹规律，考虑高渗条带位于跟部和中部所有小层的影响；2）多点见水水淹规律，考虑水平井井段中存在多条高渗带；3）线状见水水淹规律，考虑水平井全井段在所有小层均位于高渗条带（见图3）。

2.1 点状局部见水水淹规律（跟部、中部见水）

边水油藏水平井点状见水规律主要研究跟部见水和中部见水两种情况，水油比及水油比导数如图4所示。 从图4a可以看出，对于跟部单点见水，随着生产时间增加，水平井水油比逐渐上升，表现出一个明显的台阶， 从水油比增量曲线可以看到2个峰值，第1个峰值代表水平井根部见水，第2个峰值代表全井段见水。 因为高渗条带位于跟部，所以跟部的水率先突进。 对于中部单点见水，随着生产时间增加，水油比表现出一个稳定的台阶，从水油比增量曲线可以看到2个峰值（见图4b），第1个峰值代表水平井中部高渗条带见水， 第2个峰值代表全井段见水，第2个峰值高于第1个峰值。

本节研究为高渗条带处于不同位置时， 其水油比和水油比导数所表现出的规律。 由于水平段存在流动压降，水平井跟端压力变化较大，越靠近趾端，水平井压力变化越小［9］，所以水油比增量峰值从跟端到趾端逐渐减小。 单点见水水油比曲线一般表现出阶梯式上涨趋势，中部单点见水的坡度小于跟部单点见水，可见跟部见水比中部见水更容易使油井水淹，当高渗条带从趾端向跟端移动时，水平井见水时间不断缩短，水油比曲线坡度也不断变小。

因此，对于单点见水油井，水沿着高渗条带窜至油井，注采井间可能存在剩余油，水淹前期可优 先考虑机械卡堵水的治理方式。

图3 见水模式示意

图4 点状局部见水水油比及其导数曲线

2.2 多点见水水淹规律

对于多点见水， 水油比曲线会出现多个台阶，水油比增量曲线也会出现多个峰值（见图5）。 主要是因为水平井段内存在多个高渗条带，而井筒内存在压降的影响，距离跟部最近的高渗条带最先见水，然后随距跟部的远近依次见水，之后为跟部及全井见水，所以水油比曲线表现出多级台阶式上涨。 多点见水剩余油的分布类似单点见水，在油井高含水应考虑封堵多段。

图5 多点见水水油比及其导数曲线

2.3 线状见水水淹规律

线状水侵初始线状见水水油比上升较快（见图6），呈现出明显的台阶状，之后逐渐保持稳定，水油比增量也呈直线上升，出现峰值后逐渐下降。 油井生产一段时间后，因为注入水及边水沿着高渗条带快速推进，使得油井迅速水侵，水侵后油井与注水井在平面上形成优势通道，水油比增量增加幅度逐渐变缓。 线性见水剩余油一般分布在井间，可采用注水井调驱或考虑实施新井完善注采井网。

图6 线性见水水油比及其导数曲线

3 实例分析

利用研究结果， 对B油田水平井见水特征进行分析，并根据见水特征制定具体的治理措施。

3.1 跟部见水井特征分析

A4H井生产B油田2-1507砂体， 由于该砂体边水能量较弱，储层较厚，A4H井无水采油期长，开采到某一阶段含水突然上升，油井水油比及水油比增量散点图出现峰值（见图7），判断油井跟部与注水井间存在高渗条带，注入水沿高渗条带突破至油井跟部， 之后水油比增量曲线又出现第二个峰值，说明跟部见水后水沿着水平段移动，点状见水最终带动全井段见水。 结合该井水平段测井解释认为跟部物性较好（见图8），所以判断砂体西北侧存在未波及区域，2016年7月对注水井A7井实施调驱，调驱后A4H井日增油150 m3，含水下降30%。

图7 A4H井水油比及水油比增量曲线

图8 A4H井水平段测井解释曲线

3.2 中部见水井特征分析

A8H井投产初期未见水，开采到某一阶段含水突然上升，同时产油量下降。 化验氯根含量为522 mg/L，与地层水氯根接近，2018年再次化验氯根含量为2 296 mg/L， 水类型为注入水与地层水的混合物。A8H井水油比及水油比增量散点图出现第1个峰值并且小于第2个峰值（见图9），判断油井投产早期主要受油藏边部的水体作用， 水油比增量出现峰值，之后随着边水能量的减弱水油比增量降低， 当A20井注入水波及到油井后， 水油比增量出现第2个峰值，说明该井全井段见水，该认识与氯根测试结果基本一致。 推测砂体边部及靠近断层附近还有剩余油，为了扩大注入水波及面积，对A13井实施上返注水，并且对生产井A8H井实施大泵提液，实施后A8H井日增油50 m3。

图9 A8H井水油比及水油比增量曲线

4 结论

（1）点状局部见水后水油比曲线会出现一个台阶，水油比增量曲线也会出现两个明显的峰值。 对于点状跟部见水井，第1个峰值会明显高于第2个峰值；对于中部见水水平井，第1个峰值会明显低于第2个峰值。

（2）线状见水后水油比曲线会出现一个明显台阶，水油比增量也呈直线上升趋势，出现峰值后逐渐下降。

（3）多点见水后水油比曲线会出现多个台阶，水油比增量曲线也会出现多个峰值。