水平井出水机理研究进展

王嘉淮 刘延强 杨振杰 谢 斌 邓伟兵

摘要:研究表明,水平井出水已成为影响水平井生产的突出问题,对水平井出水机理的研究是水平井高效开发的重要基础工作,应该给予必要的重视。在参考大量相关文献的基础上,对近年来水平井出水机理研究进展情况进行了综述,对水平井出水类型、出水机理及研究方法进行了系统的归纳分析。在此基础上总结了水平井出水的主要影响因素,以及各种类型油藏水平井针对不同出水机理所采取的控水措施。

关键词:水平井;出水类型;出水机理;研究方法;控水措施;研究进展

中图分类号:TE33;TE357.6文献标识码:A

引 言

随着水平井技术的日益完善和中国经济的发展,对石油资源的需求剧增,水平井数量及水平井油气产量的比重都将呈较快上升趋势。水平井应用的油藏类型主要有底水油藏、裂缝油藏、稠油油藏等。水平井完井方式主要有3种,即射孔完井、割缝衬管(筛管)完井和裸眼完井[1]。

水平井相对于垂直井来说,具有采油指数高、生产压差小、无水采油期长等优势,但是随着开发时间的延长,水平井生产也逐渐暴露出一些问题:水平井见水后含水率迅速上升,产油量急剧下降,一些水平井甚至刚投产就见水,严重影响了水平井的开发效果[2]。

水平井产水后降低了产油量,甚至损失储量。塔里木油田水平井已有1/3处于中、高含水期,产水已成为影响和制约水平井原油生产的严重问题。在新疆、冀东、大港等油田,水平井采油均不可避免地出现不同程度的出水问题。为了有效地研究和实施水平井堵水技术,对水平井出水机理的研究是一项首要的基础工作,对提高水平井的开发效益至关重要。

1 水平井出水类型

水平井出水方式与直井不同,主要有底水脊进和裂缝突进2种类型[1]。

1.1 底水脊进型

根据出水区域在水平段上的分布,底水脊进又细分为点状、线状和曲面状。

由于同一油层的垂向渗透率不同,或者是水平段轨迹高低起伏,早期底水首先从高垂向渗透率的区域,或者接近油水界面的拐点进入油井,此为点状出水。在水平井生产上表现为含水率上升相对缓慢。

如果油层纵向是均质的,井身轨迹呈直线,底水均匀脊进,形成线状出水。油井一旦见水,含水率上升很快,产油量明显下降。如果底水能量充足,油层渗透性较高,产量较大,线状见水就会发展成曲面出水。导致油井严重水淹,油井成了水井。

在塔里木油田,塔中4油藏水平井出水属于底水脊进类型,初期以点状见水为主,由于底水能量充足,部分井很快水淹。轮南油田虽为边水油藏,但发展到后期成为次生底水。

1.2 裂缝突进型

地层水沿与水平段连通的裂缝进入油井是裂缝油藏常见的出水形式。在开采初期裂缝是油的通道,随着油层压力降低,裂缝变成了水的通道。

与底水脊进不同的是,此类水平井见水后,一个月甚至几天之内产水急增,产油骤减。新疆裂缝油藏水平井见水后的生产状况即如此。裂缝油藏水平井堵水的关键是找准出水裂缝,用大剂量高强度堵剂封堵。

不论是底水脊进还是裂缝突进,水平井见水后如不采取堵水措施,含水率将一直上升,因为水层的能量大于油层的能量,底水(水藏)的体积大于油藏的体积,且在同样的地层中水的渗流能力大于油的渗流能力。

2 水平井出水机理的研究方法

2.1 数学模型方法

水平井是有广阔发展前景的增产新技术。其基础是油、水两相垂直二维渗流,因此研究水平井两相流体二维渗流具有重要的理论和实际意义。

直井两相一维渗流的基本理论已由Buckley和Leverett建立,陈钟祥等将其推广到了双重孔隙介质的情形。对于水平进两相二维渗流问题,刘慈群在不变流线的假定下进行研究,取得了一些结果[3-6]。

第1期王嘉淮等:水平井出水机理研究进展

郭大立[7]在此基础上,研究底部注水时底水油藏中的水平井水锥问题,利用特征线方法,对描述两相流体二维渗流的拟线性双曲型编微分方程进行了全面的求解,通过实例计算,给出了水锥的形成和发展以及水平井水淹的全过程,得出了水平井见水时间公式。

在底水脊进机理研究方面,1986年Chaperon研究了各向异性地层的水脊变化规律,1989年Giger提出了描述水脊的二维数学模型,1989年Kapatzacos解决了底水脊进见水时间预测问题[1]。1997年souza等利用数学模型研究了水平井底水脊进突破时间和突破后流体的流动状态,用油田实例进行了计算,并与用ECIJPSE模拟的结果进行了对比[8],结果表明模拟数据与实际数据相关性好,模拟结果和程序可靠。

2.2 数值模拟方法

王青等人[9]利用数值模拟方法研究了用水平井开采底水油藏时采水对控锥的作用,初步研究了采水井型、采水时机和采水量对控锥的影响规律。

不同水平井的水淹动态特征存在显著差异,而油藏类型、储层物性、流体性质、水平段长度、水平段位置和开发方式等因素都会对水平井水淹动态产生重要影响。周代余[10-11]等人以塔里木油田TZ402CⅢ油组水平井为例,根据其生产动态和历史拟合数值模拟,分析了水平井水淹动态特征差异及其影响因素,提出了塔里木油田底水油藏水平井的3种水淹模式,即线状见水整体水淹模式、点状见水整体水淹模式和点状见水局部水淹模式。水淹模式的建立可为水平井新井设计、完井方式选择、后期措施工艺选井等提供参考依据。

喻高明等[12]对砂岩底水油藏的开采特征及其影响因素进行了系统的研究,研究选用中国塔里木油田三叠系油藏Ⅰ油组为原型油藏。其研究方法是,利用三维三相黑油模型分析了单井产油量、储层沉积韵律、垂向水平渗透率比、夹层大小及位置、边底水能量、油水粘度比、井距、油井射开程度以及油水毛管压力等9种因素对砂岩底水油藏开采效果的影响。

郑俊德等人[13]分析了水平井开发高含水油藏的风险,开展了水平井水淹机理数值模拟研究,建立了基础模型及排式注水采油剩余油分布模型。对影响水平井开发效果和生产动态的因素共设计出66个单因素模拟方案,对各个单因素进行了敏感性分析和评价,并对这些影响因素进行了综合分析,给出了各个因素对水平井开发效果和生产动态的定量敏感性结果。

2.3 物理模型方法

Permadi等人[14]利用物理模型重点对不同油层厚度与原油粘度的水平井见水前后水脊形成与发展的规律进行了研究。2004年Wbowo等人用物理模型研究了底水驱油藏中重力、粘滞力和毛细管力对水平井产能的影响[15]。王家禄等人通过二维可视物理模拟装置进行水平井开采底水油藏流体流动规律研究,观察水平井开采时水脊脊进过程,研究不同水平段长度和不同生产压差条件下底水上升规律、水脊形成与发展机理,分析水平段长度和生产压差对见水时间和采收率的影响,剖析水平井开采底水油藏的渗流机理,寻求延缓底水脊进的方法[16]。

3 对水平井出水机理的认识

3.1 水平井出水原因与影响因素

戴彩丽等人[17]通过涠洲11-4油田C4井分析了薄层水平井的出水基本原因:①油层厚度薄,油井水平段最低处距油水界面仅3.19 m;②采油速度高,生产压差大;③油层底部无致密层;④油层纵向不均质。

Permadi等人[14]对底水脊进的过程进行了研究。研究结果表明:底水脊进最初发生在靠近水平井跟部的地方,并且脊顶逐渐向井筒中流体流向相反的方向移动;即使含水率达到99%,底水也未达到水平井段的高部位,因此在射孔完井的水平井中,靠近高部位的井段应加密射孔;底水脊进油井后含水一直增加,但油层厚、水平段长的油井,含水率上升相对较慢,见水前的产油量较高。

2004年Wibowo等人通过物理模型对底水驱油藏进行了系统的研究,结论是底水驱油藏水平井产能随重力与粘滞力的比值的增加而增加,随粘滞力与毛细管力的比值的减小而增加,重力和毛细管力的作用对水脊界面有重要影响[15]。

郭大立等人[7]推导出了水平井见水时间公式,水平井见水时间与油层厚度的平方成正比,与水平井水平段长度成正比,与流量成反比。研究结果证明,利用水平井开发底水油藏时,没有稳定的水锥。初始时刻水平的油水界面将会不断向上推进,逐渐形成锥形。水锥的形状是不稳定的,将会越来越突出。

特 种 油 气 藏第17卷

王家禄等人[16]通过二维可视物理模拟装置对水平井开采底水油藏过程中流体流动规律进行了研究。结果表明,水平段长度和生产压差影响底水上升规律、水脊形成与发展机理、见水时间及采收率:①水平段长度较小时,在较短时间内就形成了水脊,水脊的两翼比较陡,油水边界变形较大,在两翼边缘处出现较大的死油区;②水平段长度较长时,水脊形成时间较长,水脊的两翼逐渐变缓且对称分布,两翼边缘处形成的死油区也较小。随着水平段长度增加,在相同生产压差下,水平井见水时间推迟,无水采收率和最终采收率增加;③水平段长度相同时,随实验压差增大,底水形成水脊时间提前,水脊的发展速度加快,底水很快脊进到水平井筒,水脊两翼界面变陡,见水时间提前,无水采收率和最终采收率减小。

喻高明等人[12]对砂岩底水油藏底水锥进的机理进行了研究。研究结果表明,影响底水锥进的主要因素是单井产油量、夹层大小及位置、垂向水平渗透率比、储层沉积韵律和油水粘度比。

3.2水平井生产参数对水淹动态特征的影响规律

陈志海等人[18]以塔里木盆地某底水油藏为例,综合前人的研究成果和油藏数值模拟方法首先开展了直井与水平井开发该油藏的对比研究,然后对厚底水薄油藏的开发问题开展了较为深入的探索和研究。研究结果表明,底水锥进到井底是由于井底附近的压力降大于油水密度差异产生的重力差。降低井底附近的压降是抑制底水锥进的必由之路。直井与油层之间的接触方式为点接触,井底附近的压降漏斗呈对数分布;水平井水平段与油层之间的接触方式为线接触,水平段附近的压降呈线性分布。对于直井,底水的油水界面会呈现“锥形”突进;对于水平井会形成“脊形”突进。

郑俊德等人[13]开展了水平井水淹机理数值模拟研究,研究结果表明:

(1) 产液量与无水期累计产油量之间为负相关,即产液量越大则无水期累计产油量越小;而产液量与计算期末累计产油量之间为正相关,即产液量越大则计算期末累计产油量也越大。这一变化表明,水平井投产初期控制产液量有利于提高无水产油量,而高含水后期提高产液量则有利于提高最终采收率。

(2) 避水高度、水平段长度和油藏厚度与无水期累计产油量和计算期末累计产油量均为正相关。这表明在任何开发阶段,这3个参数越大则水平井的开发效果也越好,但就影响效果而言,这3个参数对无水期开发效果的影响比中后期更大。

(3) 水体大小与无水期累计产油量和计算期末产油量均为负相关,即在任何开发阶段,这一参数越大则水平井的开发效果也越差,水体大小对计算期末累计产油量的影响更大。

(4) 油水黏度比与无水期累计产油量和计算期末累计产油量均为负相关,即在任何开发阶段,这一参数越大则水平井开发效果也越差,油水黏度比对无水期开发效果的影响大于对整个水平井开发历史的影响。

不同水平井的水淹动态特征存在显著差异,而油藏类型、储层物性、流体性质、水平段长度、水平段位置和开发方式等因素都会对水平井水淹动态产生重要影响。

3.3 底水油藏水平井的水淹模式

周代余等人以塔里木油田TZ402CⅢ油组水平井为例,根据其生产动态和历史拟合数值模拟,分析了水平井水淹动态特征差异及其影响因素,提出了塔里木油田底水油藏水平井的3种水淹模式[11]。

(1) 线状见水整体水淹模式。储层物性较好、油水粘度比低、生产压差小的底水油藏水平井符合线状见水整体水淹模式,即底水均匀向水平段推进,没有底水脊进,底水波及范围大,无水期和无水期累计产油量大,开发效果好。随着水平段轨迹变化,该水淹模式下水平井低含水期水淹动态表现出差异:①水平段轨迹相对平缓时,见水后含水率上升快,很快进入高含水期;②水平段轨迹起伏较大时,见水后含水率上升相对缓慢,存在低含水期,但低含水期相对较短,低含水期累计产油量较小。

(2) 点状见水整体水淹模式。储层非均质较强、油水粘度比低、生产压差小的底水油藏水平井符合点状见水整体水淹模式,即受非均质性影响,产生底水脊进,水平段局部位置底水突破,见水时间提前,无水期开发效果受到影响。该水淹模式下水平井见水后含水上升速度相对缓慢,低含水期长,低含水期累计产油量大。

(3) 点状见水局部水淹模式。对于塔里木油田底水油藏水平井,其储层非均质性强、油水粘度比高、生产压差较大,符合点状见水局部水淹模式。水平井底水脊进严重,底水过早局部突破,波及范围小,无水期开发效果差。由于储层非均质性严重和流体性质差等影响,原油渗流阻力大,见水后底水不能有效扩大波及范围,导致水平段局部水淹,剩余油分布潜力大,整体开发效果较差。

4 水平井出水的控水措施与方法

根据水平井油藏的特性和水平井出水机理确定水平井的控水措施与方法,是做好水平井控水工作,提高水平井开发效益的基本原则。通过对相关文献进行归纳分析,列举4种较为典型的水平井控水措施与方法。

4.1 控制厚油层水平井出水的技术

刘波等人[2]对大庆油田老区水平井水淹问题进行了系统深入的研究,提出了控制厚油层水平井水淹的技术。

(1) 定量刻画单井厚层韵律性质、层内夹层分布密度和频率,寻找厚层内部稳定夹层。正韵律油层是水平井技术挖潜剩余油的理想层位,其内部所发育的物性夹层,在纵向上对油层中下部的注入水起遮挡作用,避免或减缓水平井开采层位水的“脊进”现象。表征层内非渗透性或低渗透夹层分布的2个定量指标是夹层分布频率和夹层分布密度。在实际操作过程中,应尽量在夹层分布频率和密度较大的井区布水平井。

(2) 利用多种手段综合分析剩余油。一方面,利用数值模拟方法研究层内非均质性的影响,将目的层细分到内部夹层的级别,为确定水平井井位提供可靠依据。另一方面,通过研究注采关系、吸水剖面、测井解释及检查井等资料综合分析剩余油分布状况。

(3) 水平井与现井网结合布井,水平段避开注入水主流线位置。水平井方案的设计以获得最大的经济效益和最佳的开发效果为原则,结合现井网的注采井别,优选水平井水平段的空间位置。老区设计水平井的水平段时,应尽量设计较长的水平段,避免水平井注入水快速脊进。

(4) 加强动态监测,优化水平井工作制度。影响水平井生产动态的主要因素是水平井投产后的工作制度与水平井的实际产能是否匹配。根据钻井轨迹资料和测井资料,确定水平段在油藏剖面中的准确位置和有效长度,通过动态分析确定油井合理产能。当水平井见水后,根据水平段在油藏剖面中的位置分析可能的水淹模式,制订出相应的稳产对策,如提液、降低生产压差、改变注水方向等。

通过系统研究认为,大庆老区厚油层钻水平井的水淹问题,可以采用延长水平井水平段的长度、加强厚油层顶部注水、控制生产压差等措施加以控制,但是在密井网、高含水、多层砂岩油田、单层厚度在6 m左右的油层钻水驱开采的水平井并不可行[2]。

由此可见,厚油层水平井控水的技术关键是对储层的细致分析,确定水平段的空间位置与长度,优化合理的生产制度。

4.2 高含水油藏水平井控水措施

郑俊德等人[13]通过水平井高含水油藏水淹机理的理论研究,提出了高含水油藏水平井控水的具体措施。

(1) 搞好剩余油分布的研究。水平井位置应选择在:①物性比较好、厚度比较大的区块;②含水率比较低、断层附近、微构造高点及井网不完善的区块;③动用程度差的非主力层。

(2) 合理设计油层中水平段的位置。对注水开发油田,必须搞清注水量和注水主流线;对边、底水驱油田,要搞清边、底水锥进特征,避开注水主流线和水锥区,合理设计水平段的位置。

(3) 为避免注入水的底水脊进,高含水油藏水平段不宜过长。

(4) 合理控制水平井产能。注入水的边、底水能量对水平井产能影响很大,应科学控制生产压差,确定合理产能,延长注入水的突破时间,争取有较长稳产期。

(5) 加强水平井找水、控水和堵水措施研究。目前国内水平井生产测试技术较落后,还无法找到出水点。即使找到出水点,堵水工艺还不健全,因此无相应的堵水措施。

高含水油藏水平井控水的技术关键是,充分认识剩余油的分布特征和注水参数与形态的动态变化,适时调整产能。

4.3 水平井底水向上锥进的控水方法

王青等人[9]对底水向上锥进和采水控锥机理进行了系统的研究。研究结果表明:对于垂向渗透率较低、油水界面之上存在夹层的储集层,采水控锥效果显著,水平井采水效果好于直井;采水越早,控锥效果越好;采水量越大,控锥作用越明显。但采水时机和采水量存在最优值。对于适合采水控锥的油藏,应根据具体储集层地质构造、物性、水体大小等地质因素,并结合经济分析,综合选择合适的采水井型、采水时机和采水量。此外,并不是所有用水平井开采的底水油藏采水控锥都有效。如果垂向渗透率大,油水界面之上无夹层和隔层的有效阻挡,或水体巨大,水平井的含水率上升会很快,采水控锥一般难以见效。

4.4 厚底水薄油藏水平井开发的控水措施

陈志海等人[18]研究了塔里木油田厚底水薄油藏水平井开发中的底水锥进问题,提出了厚底水薄油藏水平井开发的控水措施。

(1) 评价和开发厚底水薄油藏,主要矛盾在于底水的锥进,重视垂向和水平渗透率的关系是非常必要的。开发井应尽可能布在有低渗透性隔层的位置,以减缓底水锥进。

(2) 水平井开发底水油藏的临界产量很低,数值模拟结果和实验研究表明临界产量在20～30 m³/d。研究表明,随初配产的增加无水采出程度和最终采收率将会降低,但不同的初配产对无水采出程度和最终采收率的影响幅度不同。因此合理控制初配产对提高厚底水薄油藏水平井开发效益至关重要。

(3) 提高水平井水平段的避水高度有利于稳油控水,提高无水采出程度,但并非避水高度越高越好,水平井水平段的相对高度应在油层距油水界面的70%～90%之间。

厚底水薄油藏水平井开发的控水技术关键是,根据隔层控水的要求合理布井,控制临界产量。

5 几点认识

(1) 水平井出水受到水平井储层的特性(厚度、各向异性、原油性质和油水界面等)和储层类型的直接影响。不同的水平井储层有不同的出水机理。

(2) 影响水平井出水的主要因素有:水平井长度、油层厚度、采油速度、生产压差、隔层性质(夹层的大小和位置)、隔水高度以及流体的基本性质(重力、黏滞力、毛细管力)。

(3) 对于不同性质的储层,应根据不同的出水机理采取相应的控水措施。

(4) 水平井出水机理的研究对于水平井控水、堵水技术的研究,以及提高水平井的开发效益、制订准确的开发方案至关重要,应加强这方面的工作。

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编辑 刘兆芝