A油田热采水平井出水机理及找水方法研究

杜殿发， 王 钧， 张根凯， 吴海江， 刘 鹏， 李昕睿

(1.中国石油大学(华东) 石油工程学院， 山东 青岛 266580; 2.中国石化石油工程技术研究院， 北京 102206； 3.达力普石油专用管有限公司， 河北 沧州 061100； 4.中石化华东石油工程公司 江苏钻井公司， 江苏 扬州 225261)

目标A油田发现于2006年12月，油藏埋深800 m左右，为普通-特稠油油藏，采用多套井网水平井分层系的开发模式。在油田开发过程中，大多采取水平井热采方式，水平段长度600 m左右。经过多轮次蒸汽吞吐开发，近年来综合含水快速上升，由2018年1月的69%上升至2020年2月的80%，液量保持稳定，产油量快速下降。

水平井热采既可以增加油层泄油面积，热蒸汽又能够起到降黏的作用，所以一直被广泛应用。但是随开发时间延长，水平井经过多轮次的蒸汽吞吐之后，蒸汽波及范围越来越大，水平井间汽窜干扰现象逐渐严重，水平井见水之后含水上升加快，使得蒸汽吞吐效果慢慢变差[1]。影响热采井出水的因素主要为工程与地质方面。在工程方面，例如水平井段长度较短时，可在短期内形成水脊，因水脊两侧比较陡峭，会加大油水界面，随该段加长，井筒见水时间会后延，提升无水采收率；在地质方面，例如油藏非均质性，非均质性越强，蒸汽越容易沿着高渗条带窜入井筒，造成生产井高含水，影响开发效果[2-4]。

由于水平井特殊的布井及完井方式，因此相对于常规直井来说更容易出水。由于水平井段中流体的流动状态为水平态，流动速度较低，因此不可以采用常规的测井方法探测出水段。所以，在水平井中找到出水段也是一个非常难的问题[5]。

进行水平井高含水影响因素及找水方法研究，有助于提高对目标A油田水平井高含水原因的认识，解决水平井高含水的问题，从而达到降低成本、提高采收率的目的。开展水平井找水技术研究对于目标A油田以后稳产意义重大。

1 热采水平井高含水的影响因素

1.1 地质模型建立

使用CMG油藏数值模拟软件建立目标A油藏蒸汽吞吐水平井地质模型，目的是研究影响蒸汽吞吐水平井高含水的单因素，涉及因素包括水平段长度、垂直水平渗透率比、生产井日产液量、油藏非均质性。油藏模型中模拟两口水平井well-1与well-2，基本网格划分为50×50×10，水平方向每个网格取值10 m，垂向上为10层，每一层取值2 m(图1)，主要参数见表1。

表1 A油藏数值模型主要参数

图1 地质模型

1.2 单因素研究

1.2.1 水平段长度

分别选取well-1、well-2两口水平井的水平段长度为50、100、120、150 m进行油藏数值模拟运算。蒸汽吞吐水平井的水平段长度越长，波及的油藏范围也越大，在开发过程中无水采油期也越长[6]。图2为两口井第一吞吐周期内的回采水率与油汽比图，可见回采水率随着水平段长度的增加先减小后增加，油汽比随着水平段长度的增加先增大后减小，两个参数的变化趋势相反。这是因为在蒸汽吞吐水平井高含水期，水平井段越长，采油速度越快，当水平井长度增加至一定值时，由于采液速率较快，某一生产时间段地层中含油饱和度已降至残余油饱和度，产出液中几乎全是水，其回采水率会有所回升，相应来说，油汽比会降低下来。

图2 两口井不同水平段长度的回采水率和油汽比

1.2.2 垂向与水平渗透率比值

保持水平渗透率不变，分别设置垂向与水平渗透率比值为0.05、0.1、0.2、0.5进行模拟计算。从图3可知，在吞吐第一周期内，随着该比值的增大，回采水率升高，油汽比降低，这是因为在底水油藏中，垂向渗透率越低水的流速越小，底水脊进越慢。

图3 两口井不同垂向与水平渗透率之比的回采水率和油汽比

1.2.3 日产液量

设置日产液量分别为100、120、150、170 m3/d，其他条件不变，结果如图4所示。两口生产井回采水率随日产液量的增加逐渐增大，油汽比数值变化不大且规律不明显，原因是随着日产液量的增加，井底流压降低得越快，在井筒周围注入的水蒸汽受冷在较大的生产压差下更容易以液体的形式从井筒产出，造成回采水率的增大。因此，随着日产液量的增加，蒸汽吞吐水平井的无水采油期缩短，吞吐开发效果越差。

1.2.4 非均质性

为了具体直观说明地层的非均质性，引入渗透率突进系数Tk，即层内最大渗透率值比砂层平均渗透率的值[7-8]：

(1)

本次模拟分别设为渗透率突进系数为10、25、50、100，其他条件不变。由图5可知回采水率随渗透率突进系数的增大而增大，油汽比相应地减小。这是由于油藏非均质性越强，蒸汽就会注入物性较好的相带内；而对于物性较差的相带，因为吸汽量小，造成动用程度差、产能低。高轮次吞吐后，物性好的相带含水饱和度高，流体流动能力强，而物性差的相带含水饱和度低，流体流动能力低，主要由物性好的相带向井供液，造成油井高含水；另外注入蒸汽沿高渗条带突进，造成汽窜，也会使油井高含水。

图4 两口井不同日产液量的回采水率和油汽比

图5 两口井不同渗透率突进系数的 回采水率和油汽比

1.3 多因素分析

利用正交试验设计进行影响蒸汽吞吐水平井高含水的多因素分析，进而评价各因素对高含水的影响程度[9]。

蒸汽吞吐水平井高含水影响因素试验设计流程如下：

1)确定试验目的。正交试验旨在研究蒸汽吞吐水平井高含水影响多因素，共同作用于油藏时各因素的影响权重与次序。

2)确定试验指标。试验考察指标为well-1热采水平井最终的含水率。

3)确定各指标水平，见表2。

表2 实验指标水平

4)选用正交表。根据以上4个影响因素及每个因素选取的4个水平，选用正交表(表3)，表中A代表水平段长度，单位m；B代表垂直水平渗透率比；C代表日产液量；D代表渗透率突进系数。共设计16个方案，每一横行代表该方案的一种条件。

5)设计试验方案。如选定的正交设计表3所示。

表3 影响因素正交设计表

6)完成试验方案：各组试验数据的试验结果见表3。

7)试验结果分析。在表3中，极值表示各个影响因素每组实验数据得到的含水率的最大值与最小值之差，极值越大，该影响因素的敏感性越大。从表中可见：目标A油田蒸汽吞吐水平井高含水的影响因素对含水量的影响由小到大的因素依次为储层非均质性、水平段长度、生产井日产液量、垂向与水平渗透率比值。

2 热采水平井找水方法

2.1 常见水平井找水方法

目前常见的水平井找水技术有机械管柱找水技术、产出剖面测井技术与储层参数评价测井技术(表4)。机械管柱找水技术与储层参数评价测井技术在国内油田的使用情况较为普遍；产出剖面测井技术以斯伦贝谢公司的Flow Scanner水平井生产测井仪与国内的油井多参数测井仪为代表，国内尚无应用[10-11]。

水平井正常生产时，测试水平井产出液的实际情况，可以清楚找出其出水位置，但是由于产出剖面测井技术环空起下困难，因此在大套管水平井中的应用较多，小套管中操作困难；储层参数评价测井技术测试剩余油饱和度分布情况在水平井处于静态时应用较多，当其开井生产或进行注汽操作时不宜应用[10]。

表4 常见水平井找水方法简介

2.2 生产动态与测井资料综合分析找水法

不同原因出水的热采水平井生产动态差别很大，一般水平井经过多轮次注汽开采之后，含水率会呈周期性变化慢慢上升，周期采油规律较为明显，具体表现为累产油量与累产液量都比较高，且出水来源大部分来自注入水[12]；而有些热采水平井由于钻遇水层或是井位距离油水边界很近，将会导致热采水平井生命周期缩短，在一到两个周期内含水率上升至90%以上甚至完全水淹，出水来源大多来自地层水[13-15]；还有一些热采水平井由于井筒之间距离颇近，且油藏储层条件较好，存在高渗条带而容易导致出现汽窜的情况，也会导致热采水平井高含水。因此，可以利用热采水平井的生产动态断定其高含水的原因。其次，对于高含水的热采水平井，由于某一井段的出水，必然会导致该水平段的产出液离子浓度增加，电阻率降低，因此，可以利用电阻率测井曲线来判断热采水平井的大致出水层段。

基于以上分析，提出生产动态与测井资料综合分析找水法：应用生产数据、压力测试、井口温度以及产出水矿化度等，综合分析产出水来源，判断出水原因，结合测井资料分析出水位置。该技术不受水平井管柱限制，也不需要再进行井下仪器测试，可节约大量成本，且适用性较为广泛。

结合影响因素研究，在不同因素的作用下造成了水平井不同的出水原因。因此，可以将热采高含水水平井按照出水原因分为4类： ①钻遇水层；②多周期生产；③低产低液；④汽窜。结合A油田储层及流体物性制定了高含水井分类划分标准，见表5。

表5 出水原因判定标准

该方法的应用步骤如下

1)首先通过井的生产动态曲线采油规律是否明显判断是否为多周期生产导致高含水类与低产低液类，若规律明显，取产出液Cl-浓度作为验证。

2)若采油规律不明显，含水率在某一短时间段内暴增至高含水或特高含水，需要结合地质模型里的含水剖面图与产出液Cl-浓度判断井是否为钻遇水层类。

3)若所述皆不符合1)与2)，需要结合地质模型里的井位平面图观察与该井相邻的井，并对比该井与邻井的生产动态，并结合井口温压变化判断该井是否为汽窜类。

3 实例应用

应用目标A油田热采水平井ABA98与ABA03，运用生产动态与测井资料综合分析法找水。

3.1 ABA98井

ABA98井自2016年12月裸眼完井生产，投产后即见水，含水率高达70%以上，产油量为12 m3/d，生产12个月后便彻底水淹，产油量几乎降为0，测试产出水氯离子浓度为3 150×10-6，为地层水。其生产动态曲线如图6所示。

图6 ABA98井生产动态曲线

井位布置剖面(含电阻率测井曲线)与油水界面的关系如图7(a)所示，可以发现，油井的跟部井段垂向-335～-329 m处位于原始油水界面之下，其电阻率偏低，所以判断该井的出水原因为钻遇水层，出水井段为垂向-335～-329 m。

如图7(b)所示，该井自2020年9月份封堵垂向井段-335～-320 m，措施后产油量为20 m3/d，含水率62%，开采效果得到改善，封堵见效显著。

图7 ABA98井位剖面图

3.2 ABA03井

ABA03井投产初期含水率正常，经过3年多的开发于2017年8月含水率迅速上升，产水量也发生了剧增，由40%上升至80%(图8)，现场测试其井口温压均有所上升，氯离子浓度为560×10-6。

图8 ABA03井生产动态曲线

分析ABA03井的邻井ABA82井于2017年7月进行注汽，因此判定为ABA82井的注入汽窜入ABA03井井筒，造成了该井高含水。2020年8月两口井采取了同步注采措施后，该井含水率下降了15个百分点。

4 结论

本文提供了一种热采水平井生产动态与测井资料综合分析找出水点的方法，并通过实例堵水效果进行了验证，相较于传统水平井找水方法可节约大量成本，且适用性较为广泛。经研究，得出以下几点结论：

1)利用油藏数值模拟软件分析了影响热采水平井高含水的因素，包括水平井的水平段长度、垂向与水平渗透率比值、日产液量与储层非均质性，并采用正交试验法得到了结论：目标A油田蒸汽吞吐水平井高含水的影响因素对含水量的影响由小到大的因素依次为储层非均质性、水平段长度、生产井日产液量、垂向与水平渗透率比值。

2)在影响因素研究结果基础上分析了出水机理：水平井水平段越长，采油速度越快，井筒见水时间会后延，无水采油期会加长；垂向渗透率越低，水的流度越小，突进的就越慢；随着日产液量的增加，井底流压降低得越快，在井筒周围注入的水蒸汽受冷在较大的生产压差下更容易以液体的形式从井筒产出，造成吞吐效果变差；油藏非均质性越差的相带，因为吸汽量小，造成动用程度差、产能低，另外注入蒸汽沿高渗条带突进，造成汽窜，也会使油井高含水。

3)按照出水原因对A油藏高含水热采井分为了4类，分别为钻遇水层类、多周期生产类、低产低液类与汽窜类。提出了生产动态与测井资料综合分析法用于A油藏热采井找水，并进行了实例应用。ABA98井出水原因为钻遇水层，出水井段为垂向-335 m至-329 m；ABA03井出水原因为汽窜。