边水油藏水平井出水位置诊断新方法<br/>——以渤海南部BZ油田为例

边水油藏水平井出水位置诊断新方法
——以渤海南部BZ油田为例

2018-03-26刘美佳王月杰孙广义陈存良高鹏宇

石油地质与工程 2018年1期

刘美佳，王月杰，孙广义，陈存良，高鹏宇

（中海油（中国）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

与定向井相比，水平井因其泄油面积大、产能高等优势在各类油藏开发中得到了广泛应用[1-5]，但是由于边底水的存在，水平井更容易见水[6-8]。目前，研究人员对底水油藏水平井见水规律研究较多[9-13]，边水油藏水平井的见水位置多依赖产出剖面测试[14]，该测试难度大、成功率低且费用高。此外，利用油藏工程方法进行水平井见水研究也非常少，曹立迎[15-17]等通过数值模拟技术研究了不同因素影响下的水平井见水规律，但是并没有涉及见水位置的确定。本文以渤海南部BZ油田为例，开展了水平井出水位置诊断研究。该油田为中轻质复杂断块油田，主要油气藏类型为岩性油气藏、岩性-构造油气藏，纵向上和平面上存在多套流体系统，单砂体储量规模小，水体倍数小，储层非均质性强，中高孔渗。该油田初期采用不规则井网分单砂体注水开发，水平井占开发井数的一半。

本文根据BZ油藏特征，建立了边水油藏水平井见水规律研究的机理模型，分析了不同渗透率非均质系数下水平井不同位置见水时的含水变化率与时间的关系，提出了边水油藏水平井位置诊断方法，该方法仅根据生产动态特征即可识别出见水位置，简单高效，为边水油藏稳油控水措施的实施和剩余油挖潜提供了技术支持。

1 机理模型建立

渤海BZ油田某砂体为边水油藏，探明原油地质储量为70×104m3，油层埋深为1 657 m，油层压力为16.6 MPa，水平方向渗透率为1 500×10-3μm2，孔隙度为30%，地层原油黏度为8 mPa·s，原油密度为0.88 g/cm3。水平井布于油藏中上部，初期为一注一采井网（A1H井、A2井），见图1。根据该砂体地质油藏参数建立了数值模拟模型，建立了42×30×12的网格系统，网格步长为50 m×50 m×1 m。通过在水平井水平段不同位置建立高渗条带，模拟水平井根部、中部水淹。

图1 BZ油田某砂体井位

2 水平井见水位置研究

为了表征储层的非均质性，引入渗透率非均质系数（渗透率平均值除以渗透率最大值），该值越小，储层非均质性越强。在此基础上，通过研究不同渗透率非均质系数下含水变化率的变化规律，分析边水油藏水平井根部和中部见水规律。

2.1 水平井根部见水规律

在水平井跟部建立高渗条带，模拟不同渗透率非均质系数条件下的含水变化率情况。从图2可以看出，含水变化率曲线有2个峰值，第1个峰值为水平井跟部见水，第2个峰值为全井段见水，且储层非均质性越强，第一个峰值越高，跟部见水越快。当渗透率非均质系数小于 0.075时，含水变化率峰值跟部见水高于全井段见水；当渗透率非均质系数大于 0.075时，含水变化率峰值跟部见水低于全井段见水。其原理是，根部渗透率越高，水驱前缘越容易沿着高渗透条带突进，在高渗透根部快速突破，含水变化率第一个峰值高。由于水驱波及体积小，即便最终全井水淹，含水上升速度也没有第一次突破快；反之，非均质系数越小，水驱前缘推进越均匀，全井水淹后含水上升加快。

2.2 水平井中部见水规律

在水平井中部建立高渗条带，模拟不同渗透率非均质系数条件下的含水变化率情况。从图3可以看出，渗透率非均质系数小于0.075时，有两个明显的峰值，第1个峰值为水平井中部见水，第2个峰值为全井段见水，含水变化率峰值中部见水低于全井段见水。储层非均质性越强，第一个峰值越高，中部见水越快。渗透率非均质系数大于0.075时，只有1个全井段见水峰值。其原理是：中部渗透率越高，非均质性越强，水驱前缘越容易沿高渗透条带突进，在中部形成第一个峰值。随着水相不断驱替，水平段水淹区域从中部向两侧扩大，最终全井段水淹后，水为连续相，含水上升更快。反之，非均质系数越小，水驱前缘推进越均匀，中部见水含水上升不快，没有明显的峰值，全井水平段水淹后，含水上升快。

综上所述，边水油藏水平井点状见水可分为四种情况，仅根据含水变化率随时间的变化特征即可较为容易地判断水平井出水位置（表1）。

图2 不同渗透率非均质系数下的含水变化率曲线

图3 不同渗透率非均质系数下的含水变化率曲线

表1 边水油藏水平井见水类型

3 矿场应用

以渤海BZ油田某砂体为例，A1H井于2009年12月投产，2015年3月含水率达到了90%，图4为该井的含水变化率随时间的变化曲线。利用本文方法判断A1H井为根部I类见水，即该砂体北侧水淹风险大。2015年底在该砂体南部实施一口调整井A3井，该井于2016年2月投产，日产油90 m3，至今稳定生产近6个月不含水，证明了方法的可靠性。