吴起油田X区长6油藏水平井注水开采特征及效果评价

2021-09-16张熙研

非常规油气 2021年4期

罗麟，石彬，张熙研

(陕西延长石油(集团)有限公司研究院，西安 710065)

0 引言

吴起油田资源面积2 377 km2，动用储量5.9×108t，年产油250×104t，为了有效动用低品位储量，提高采出程度，在边底水油藏、低渗透油藏、特低渗透油藏、超低渗透油藏和致密油藏开展大规模水平井技术应用。如今水平井井数140口，年产油16.2×104t，占总产量的6.5%;自然递减率除2016年降产之外，其余均大于10%，急需水平井能量补充方式矿场试验及效果评价。

目前，国内外对水平井能量补充主要采用注水、注气、气液交替、吞吐等手段，其中注水能量补充方式最为常用。但是由于油藏类型、储层物性和渗流特征均不同，水平井注水效果存在较大差异，需要系统综合评价判断是否适合注水补充，而国内注水效果评价方法多采用单指标及影响因素法[1-2，7]和多指标综合评价的数学方法[4-6，8-10]。单指标评价方法能直观表征指标规律及影响因素，但评价覆盖面过于单一;多指标综合评价信息丰富、全面，但评价指标容易重复，方法难，计算量大，不能快速、灵活地判断水平井单井注水效果，不能及时解决问题。该文结合吴起油田的水平井开采特征，运用雷达图版法和权重系数法对水平井单井注水效果开展多指标定量评价，明确水平井注水开发生产中存在的问题，为指导其他同类型油藏水平井注水开发提供参考。

1 油藏地质特征

吴起油田X区主力开发层系为长6油层组，其中长612和长622油层为水平井开发主要目的层。长6储层主要岩性为浅灰色、灰绿色细粒岩屑长石砂岩;孔隙度为2.38%～16.32%，平均孔隙度10.8%;渗透率为0.03～1.09 mD，平均渗透0.755 mD。长6油藏原油密度为0.846 g/cm3，黏度为6.6 mPa·s，凝固点为18.7℃;原始地层压力为15.5 MPa，压力系数为0.79，原始气油比31 m3/t，属于低温低压的岩性油藏。

2 开采特征

X区长6油藏常规井井排井距为500 m×130 m，井排方向为70°，井网采用菱形反九点法，采用注水开发的方式;而X区共有16口水平井，水平段长580～1 000 m，平均段长687.4 m，平均A靶井深2 070 m，方位142°～344°，平均砂岩厚度22 m，平均油层段长509.2 m，平均油层有效厚度11 m，采用水平井采-直井注五点法联合注水开发方式，注水时机为超前注水和滞后注水。

自2010年平1井投产至今，16口水平井累产油15.83×104t，其中平1井投产时间最长，为116个月，累产油1.97×104t;平18井投产时间最短，为40个月，累产油0.63×104t。16口水平井平均单井初期日产油10.5 t，稳产期平均日产油7.5 t。

2.1 见水见效特征

油井生产一般经历上升、下降和稳定3个阶段，水平井同样如此。开发初期，水平井的产量变化遵循递减规律下降，如果注水见效，产量可能上升或者保持稳定。但大部分井存在滞后见效现象，均在产量下降到一定程度后，注水波及时才保持稳定或有所回升。

油井注水见效类型分为不见效、一般见效和明显见效。X区长6油藏水平井主要为一般见效和明显见效，其见水见效特征主要表现为4类，如表1、图1所示。Ⅰ类水平井见效特征不明显，初期递减以后，单井产量无明显变化，产能基本保持稳定;Ⅱ类水平井见效后单井增产明显，产能上升并保持稳定，见效周期较长，最短时间2.5年;Ⅲ类水平井见效后单井产量增加，但随即见水，产量快速下降，当其余注水井波及时，再次见效，产量有所回升，平均2～3个见效周期，见效周期约6～22个月;Ⅳ类水平井见效后单井产量增加，随即水淹，含水快速上升到95%以上。

表1 X区水平井见水见效情况表Tab.1 Water breakthrough effect of horizontal wells in X Area

图1 X区水平井不同见效井生产曲线对比Fig.1 Comparison of production curves of different effective horizontal wells in X area

2.2 含水变化特征

X区水平井含水特征表现为初期平均含水37.0%，87.5%的水平井处于中、低含水阶段;投产第3年，含水小于60%的井由初期的14口降至10口，含水大于80%的井由初期的0口增至2口，如图2所示。

图2 X区水平井含水占比Fig.2 Water cut ratio of horizontal wells in zone X area

含水变化规律主要表现为S型和凹型，如表2所示。含水规律为S型的水平井，初期含水上升率较小，随着注水推进，含水上升速度变快，采出程度降低，进入高含水阶段后，含水上升率变小;而含水规律为凹型的水平井，初期含水上升率较小，由于注水水淹，含水快速上升达到99%以上。其中7口S型水平井在开采过程中含水上升率超过10%，但及时调整注水量后，平均含水率下降30%，单井采出程度提高2%～7%。

表2 X区水平井含水上升规律表Tab.2 Water cut rising law of horizontal wells in X area

续表2

2.3 产量递减特征

通过X区16口水平井月度生产数据统计，其产量变化表现为投产1年后，初期大于10 t/d的高产井由7口降至0口，初期小于5 t/d的低产井由1口上升至4口，而生产3年后低产井数上升到8口，大部分井产量递减较快，低产井数增加，68%的水平井注水见效后，单井产量略有回升，如图3所示。

图3 X区水平井日产油占比Fig.3 Ratio of daily oil production of horizontal wells in X area

产量变化特征表现为初期递减时间为3～30个月，平均为16.1个月，递减幅度较大，期末产量为投产初期产量的60%;稳产期时间长约16～96个月，平均41个月，注水见效后，产量大幅度上升，平均为初期递减期末产量的54.7%。

从表3水平井递减规律看，水平井递减类型主要为双曲递减和调和递减。符合双曲递减的水平井，递减指数小于1，平均0.26，初始月递减率较小，平均6.2%;符合调和递减的水平井，递减指数等于1，表明初期递减较大，平均13.3%，随后递减减缓。

表3 X区水平井产量递减特征表Tab.3 Production decline characteristics of horizontal wells in X area table

3 注水效果评价

3.1 评价指标选择原则

注水效果评价是油藏注水开发不同阶段的指标定量分析的结果，国内多采用多开发指标定量综合评价判定方法，全面反映油藏注水开发的特征。但是注水评价指标涵盖不同阶段、不同油藏共计40余项，多用于整个油田或区块的注水效果评价，如果全部用来对水平井单井注水效果进行评价，指标计算重复率高，所以在众多效果评价指标中选择适宜的指标进行评价尤为重要。多指标的选择必须遵循以下原则:

1)所有评价指标必须遵照油田开发相关技术标准和规范，如油田开发管理纲要中低渗透油藏水驱储量控制程度要达到70%。

2)评价指标覆盖的范围应如实反映现场真实注水情况，同时由于水平井注水开发尚处于矿场试验阶段，注水时间较短，规模小，模式单一，评价指标不宜过多。

3)评价指标需具有代表性，数据容易采集，计算方法简单等特点。

3.2 评价指标的确定

通过对X区水平井注水开采特征的研究，从5个方面确定9项指标反映水平井注水见效、产量变化、含水变化以及注采参数如何调整等，同时依据注水相关技术标准和规范，结合X区长6油藏物性特征、渗流特征、开发特征等确定指标及界限，如表4所示。

表4 X区水平井注水效果综合评价指标及界限Tab.4 Comprehensive evaluation index and limit of horizontal well water injection effect in X Area

1)水驱状况应该反映注水的有效波及范围和效果，因此选择水驱储量控制程度和水驱采收率。水驱控制程度界限依据油田开发规范和标准，而水驱采收率界限结合X区采收率计算结果确定，即经验公式采收率19.3%、水驱特征方法采收率21.7%、递减规律法采收率21.6%、采收率标定20.9%。

2)产量变化主要选择递减率来表征注水后的产量递减情况，界限需要由X区水平井初期递减率15%和稳产期递减率5%来确定。

3)含水变化主要体现地层中含油饱和度的变化及油井产水率的变化，因此含水上升率是判断注水开发效果好坏最常用的指标之一。应用X区长6相对渗透率曲线取得含水上升率的理论曲线，建立含水上升率图版确定含水上升率4%，8%，12%，13%为不同含水阶段的界限，如图4所示。

图4 X区长6油藏含水上升率图版Fig.4 Chart of water cut rise rate of Chang6 reservoir in X area

4)地层能量情况选择累计注采比、阶段注采比表征地层的注采平衡状况，界限以行业标准为准。

5)注水利用情况指标选取表征实际单井注水量的注配率、表征阶段注入水利用率的阶段存水率、水驱指数。由于存水率受含水率的影响，根据全油田长6油藏各个区存水率与含水率关系，结合现场生产实际确定阶段存水率-0.1，0.1，0.3，0.5，0.7，0.9为不同含水阶段的界限，如图5所示。水驱指数是存入地下水量与采出地下原油体积之比，是驱油效果的指标，根据X区长6油藏水驱指数与理论水驱指数的图版对比确定0.8和1.0为界限，如图6所示。

图5 延长油田长6油藏各个区实际存水率随含水变化关系Fig.5 Relationship between actual water storage rate and water cut in Chang6 reservoir of Yanchang Oilfield

图6 X区长6实际水驱指数与理论水驱指数图版对比Fig.6 Comparison between actual water drive index and theoretical water drive index chart of Chang 6 in X Area

3.3 评价方法

水平井注水效果评价属于多指标参数综合评价，通过各项指标参数来定量表征水平井的开发效果。通常综合评价多采用模糊综合判断法、灰色系统理论法、数值模拟评价法、系统参数指标法等数学方法，但这种方法数据量大、计算难度有要求。针对需要对水平井单井逐一评价的要求，调研后确定采用雷达图版法和指标权重系数法对水平井进行定量效果评价。

雷达图版法能将多指标在同一个二维平面中对比分析，然后定性评价各个方面的优劣状况。该综合图版绘制简单，可快速灵活地进行各指标对照分析，确定水平井现阶段的各指标分级情况。统计之前评价指标参数，统一对各指标不同量纲的原始数据进行归一化处理，最后绘制出水平井注水效果综合评价图版，如图7所示。水平井注水效果综合评价图版根据不同的含水阶段主要分为4个，每个图版由9项评价指标构成，将各自的指标界限数据对应相连构成评价区域，如表4所示。指标界限最外侧评价区域为优秀，中间为良好，最中心为一般。当对应指标计算出结果时，对照相应含水阶段的图版参数投影到评价区域，得出评价结果。

图7 不同含水阶段水平井注水效果综合评价图版Fig.7 Comprehensive evaluation chart of water injection effect of horizontal wells in different water cut stages

权重系数法是确定多指标定量综合评价的重要方法，由于各指标关系复杂及评价指标的局限性[11]，因此不能采用数学法求取权重，应当以专家打分(Delphi法)为主[10，14-15]。专家打分原则首先根据行业标准《油田开发水平分级标准》将5个主要评价方面权重平均分配，即一级权重每项权重0.2。其次考虑该地区物性和渗流特征，同时水平井生产受含水影响最大，而目前注水阶段水驱状况相对要求较低，因此从水驱状况和含水变化情况2个方面邀请15位专家打分，根据专家打分结果计算出指标的权数均值0.145和0.254以及标准差0.026;将专家再次集中，反复讨论打分结果以便趋于一致，最终确定对应的一级权重为0.15和0.25。最后依据行业标准针对注水阶段对各评价指标的要求不同，对二级权重采取相同方法求得权重值。各权重系数如表5所示。

水平井注水效果综合评价最终定量得分按照指标分值计算相加，当单指标评价为“优秀”时，该项权重分值为满分100;当评价为“良好”时，权重值为满分值的60%;当评价为“一般”时，权重值为满分值的40%。最终将综合评价指标分值分为4个等级，大于85时分级为优秀，在75～85时分级为良好，在65～75时分级为一般，小于65时分级为差。

3.4 评价结果

依据水平井注水效果综合评价方法，对吴起X区长6油藏水平井多项开发指标进行计算，并统一归一化处理，对照不同含水阶段综合评价图版对比综合评价，16口水平井注水开发效果综合评价如表6所示。

表6 X区水平井注水效果综合评价表Tab.6 Comprehensive evaluation table of water injection effect of horizontal wells in X Area

由表6可以看出，水平井注水开发效果分级为优秀，表明平3、平8、平10、平13、平18井目前的注水参数适宜，可继续沿用。开发效果分级为良好、一般，表明平1、平2、平5、平6、平7、平14井含水上升率较高，需控水稳油，精细调整注水量2～3 m3;还有平4、平11、平15井累计注采比较低，地层能量存在亏空，可适当提高注水量1～3 m3。注水开发效果分级为差，表明平9、平17井各项开发指标均不理想且处于特高含水阶段，需停止注水立即采取堵水等措施治理。