基于含水上升模式的海上油田水平井稳产调控策略

2021-03-08王公昌

复杂油气藏 2021年4期

王公昌

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

与定向井相比，水平井具有泄油面积大、单井产能高的明显优势，在渤海油田各类油藏的开发中得到了广泛应用［1-3］。尤其是伴随渤海油田步入高含水阶段，水平井精准挖潜的优势进一步凸显，水平井在渤海油田开发调整中已占据重要地位［4-5］，因此，准确认识海上油田水平井含水上升规律，为后期控制含水速度制定切实可行的措施提供数据支持［6-8］，是十分必要的。

1 渤海S油田地质油藏开发特征

渤海S油田是渤海具有代表性的大型整装三角洲相稠油油田。油藏类型属于构造层状油气藏，主力含油层位为东营组，储层物性好，平均孔隙度31%，平均渗透率3 000×10-3μm2，具有特高孔特高渗储集物性特征，原油密度大（平均值0.97 g/cm3），黏度高（地下原油黏度平均150 mPa·s），胶质沥青质含量高，属重质稠油。

渤海S油田天然能量较弱，实施注水开发，井网形式为水平井、定向井相结合的组合井网模式。至2020 年，该油田综合含水率85%，采出程度30%，处于“双高”开发阶段，主要依靠水平井挖潜剩余油，水平井年均贡献产量约100×104t。随着水平井开发井数的增加，急需对油田水平井的含水上升规律进行总结，为后续调整井位研究和开展水平井生产制度优化提供支撑。

2 渤海S油田水平井含水上升模式分型

进入高含水阶段，渤海油田已实施了近100 口水平井，研究选择其中生产时间较长、井况稳定的水平井开展研究。基于油田已投产的56 口水平井实际生产数据资料，研究了水平井的含水上升规律。对油田56 口水平井分别建立含水率与无因次累产油变化曲线，通过曲线形态归纳出3 种含水上升类型:凹型、凸型和直线型。

2.1 凹型含水上升模式

统计油田有凹型含水上升模式井17 口，占30%。凹型含水上升模式的特点是在低含水期与高含水期含水上升较缓，中含水期含水上升较快（见图1）。生产上主要表现为中低含水期含水上升缓慢，主要采油期为中低含水期，中低含水阶段累产油量占油井总产量的65%左右，高含水阶段占油井总产量的32%，水平段整体动用较均衡。

2.2 凸型含水上升模式

统计油田有凸型含水上升模式井14 口，占25%。凸型含水上升模式的特点是基本不存在无水产油期，中低含水期较短，投产后含水上升较快（见图2）。生产上主要表现为没有无水期和低含水期短，中含水期含水上升较快，主要采油期为高含水期或特高含水期，占油井总产量的70%左右，水平段整体动用不均衡。

图2 凸型含水上升模式

2.3 直线型含水上升模式

统计油田有直线型含水上升模式井25 口，占45%。直线型含水上升模式的特点是生产过程中无中低含水期，投产后含水迅速上升到高含水（见图3）。生产上主要表现为没有无水期和中低含水期，投产即高含水，主要采油期为高含水期或特高含水期，占油井总产量的90%左右，水平段大段位于强水淹区域。

图3 直线型含水上升模式

3 水平井初期含水主控因素分析

基于这三种含水上升模式，分析油田影响水平井初期含水的主控因素［4］，从地质因素和开发因素入手分析。开发因素包括井区采出程度、周边定向井产液强度和周边定向井含水；地质因素包括渗透率、油层有效厚度和原油黏度。

依据灰色关联分析的基本原理［9］，首先对56 口井的6 个影响因素进行无量纲化，然后利用灰色关联相关公式进行各因素关联系数计算（见表1），最后得出各因素的关联度排序（见表2）。

表1 水平井关联系数计算统计

表2 水平井初期含水主控因素关联度排序

因此，影响目标油田水平井初期含水的三大主控因素为井区采出程度、油层厚度和周边定向井含水。按含水上升模式对三个主控因素分别形成关系曲线（见图4），最后利用这三个主控因素对渤海S油田的水平井按照含水上升模式形成判别图版（见图5）。

图4 水平井初期含水与井区采出程度、周边定向井含水和油层厚度关系

图5 水平井含水上升模式划分图版

基于水平井含水上升模式的图版，可针对性地开展油田后续调整井位部署和水平井生产制度的优化，预判潜力井区水平井含水状况和水平井稳产策略。

4 不同含水上升类型的水平井对应的稳产策略

渤海S 油田实践表明，相同生产时间内水平井的累产油量远高于定向井，有必要采取合适的水平井稳产策略来提高水平井的产量贡献，最大程度发挥水平井效果。为此，对渤海S 油田的水平井按含水上升类型和含水上升阶段进行了全生命周期产油量贡献的统计（见表3），以此作为调控的基础。统计结果显示，对于含水上升呈凹型的水平井，产油量在低含水、中含水和高含水各阶段的占比较均衡，需尽量维持低含水阶段的时间，以最大程度发挥挖潜作用，对于含水上升呈凸型与直线型的水平井，其产油量主要在中高含水阶段采出。