延长油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施

耳 闯

(西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065)



延长油田边底水油藏水平井见水特征及避水措施

耳 闯

(西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安 710065)

针对延长油田水平井开发边底水油藏时凸显的含水上升速度较快的问题，以研究边底水油藏见水特征及避水措施为目的，对水平定井见水特征、含水上升规律及水淹模式等进行研究，提出了延长油田边底水油藏水平井避水措施。结果表明，边底水油藏水平井投产3年后含水开始明显上升，3.5年后高出周围常规生产井；水平井见水以边底水锥进为主，延长油田的边底水油藏非均质性较强，水淹模式以点状见水整体水淹和点状见水局部水淹为主。建议，在钻井地质设计时，控制纵向避水高度、合理优化平面避水距离；在日常生产管理中，严格控制生产压差以减缓底水锥进速度；中—高含水期的水平井控水可采取转变注水方式，以缓解边底水继续锥进，同时在生产中通过提液措施达到稳产的效果。

边底水油藏；水平井；见水特征；含水上升规律；避水措施

延长油田2011年开始推广水平井，截至目前共有各类水平井345口，开发油藏类型以边底水油藏和岩性油藏为主。随着时间推移边底水油藏水平井开发的优势逐渐减弱，许多问题日渐凸显。主要是含水上升，目前水淹井水平井井数的10.6%，含水率为80%～99%的井占23.0%，含水率为40%～80%的井占28.7%，含水率小于40%的井占37.7%，占总井数89.4%的水平井的稳油控水是当前较为重要工作。本文从13口水淹井中总结出延长油田边底水油藏水平井的水淹模式；选取具代表性边底水油藏区块进行含水上升规律研究；结合同类油田水平井开发成果总结出延长油田边底水油藏水平井的见水特征；提出几点避水措施，为该类水平井长期稳产起到指导性作用。

1 边底水油藏特征

延长油田边底水油藏以延安组油藏为主，含油层位主要为延10、延9。储层岩石类型为灰褐色细—中粒岩屑石英砂岩，孔隙度平均为15.77%；渗透率平均为44.4mD，属中孔—低渗储层。沉积微相以河道和边滩为主，河道宽度为900～1500m，河道中部砂体厚度一般为10～15m，向边部很快变薄至尖灭。

油层分布，受河道展布方向和构造控制，近东西向以条带状分布。河道中心和边滩油层厚度较大，一般为5.0～15.0m，河道边部油层厚度一般小于5m。延安组油藏一般具有明显的油水界面，油藏高度较小，在20m左右。其中延9油藏为常压、中孔、低渗构造油藏，边底水能量较活跃。

2 边底水油藏水平井见水规律

2.1 水平井见水特征

边底水油藏水平井见水以边底水锥进为主。引起边底水锥进的原因有两类：一是储层非均质性引起的高渗段锥进；二是投产方式不同引起的水平段局部水锥。不论何种方式，一旦见水，势必造成全井段水淹。因此，在边底水油藏水平井开发中找水工作是关键，其次是堵水工作。

2.2 水平井含水上升规律

水平井开发边底水油藏具备一定优势，如初期高产、无水或低含水采油期较长、含水上升慢等；但是随着开发时间的加长，水平井的优势逐渐减弱，最明显的就是含水上升。

由图1可知，投产后的前3年内水平井一直保持较低的含水，之后含水快速上升；常规井前3.5年含水相对较高，之后含水缓慢上升。随时间推移，水平井含水的上升速度明显大于常规井。

含水上升规律一般采用含水率随采出程度的变化规律来表述。边底水油藏含水上升的主要影响因素是储层非均质性，因此变异系数至关重要[1]。含水率(含水)计算公式为：

(1)

R*=R/Er

(2)

式中fw——含水率，%；

R——采出程度，%；

R*——可采储量采出程度或归一化采收率，可采储量定义为极限含水率时的累计产油量，%；

fel——极限含水率，取98%；

Er——最终采收率，%，根据数据拟合取22%；

m、n——系数，变异系数取平均值0.5时，m=10、n=1.5。

针对不同类型油藏，变异系数不同时m、n的取值如图2所示。

2.3 水平井水淹模式

周代余等[2]对塔里木油田水平井水淹动态差异影响因素进行了数值模拟分析，提出底水油藏水平井的3种见水模式，即线状见水整体水淹、点状见水整体水淹和点状见水局部水淹。王敬等[1]通过数值模拟研究了不同非均质程度底水油藏水平井开发水淹模式(图3)，结果表明：变异系数VK<0.3时，油藏见水模式以线状见水整体水淹为主； 0.30.7时，油藏见水模式以点状见水局部水淹为主。

延长油田边底水油藏储层非均质性较强，根据目前不同渗透率储层的水平井动态数据，结合含水上升规律，总结延长油田边底水油藏水平井水淹模式以点状见水整体水淹(占66.7%)和点状见水局部水淹为主(33.3%)。

3 避水措施

3.1 严格控制纵向避水高度，合理优化平面避水距离

边底水油藏具有一定的油藏高度，设计水平井时主要考虑油藏构造形态、油层分布情况、边底水分布情况及活跃程度，水平段的避水高度及平面位置优化是重点。

根据水平井推广应用的经验，总结出最佳边底水油藏水平井优化方案[3-5]。水平段纵向位置优化：根据油层厚度及边底水分布情况，水平段位于油层中上部或顶部，避水厚度必须大于4.0m。平面位置优化：水平段长度以350～450m最佳，与构造线不相交或相交较少，最好平行于构造线布井。

定平1井是延长油田最早的一口边底水油藏水平井，根据油藏特征，设计时充分考虑了边底水因素，避水高度为5.5m，井位部署在构造线较少的位置，水平段设计为385m(图4)。

实施对比发现，定平1井周围常规井初期含水为19.1%， 3～6个月后含水逐渐上升，而定平1井无水采油期长达9个月，效果明显。

3.2 优化射开程度，避免底水过早锥进

根据边底水油藏特征，针对不同物性的水平井采取不同的完井方式，通过控制水平井射开部位和射开程度，有效避免过早见水。经过几年试验，物性好、渗透率高的水平井用筛管完井(占29.7%)效果较好，但后期治理难度较大。物性差、非均质性强的水平井采用套管完井或套管+筛管完井(占9%)，主要在水平段含油性差异较大或钻遇水层时采用，方便对高含水段进行封堵。剩余63.1%的井采用套管完井的方式。根据物性差异，合理优化射开程度和油层改造规模，使油水界面均匀推进，避免因物性差异引起边底水锥进。

以西平6井为例，该井生产层位为延10，部分水平段穿过高含水区，完井采用筛管+套管+管外封隔器方式，将高含水段有效隔离。该井初月含水率在40%左右，后期通过控制生产压差，产油量基本保持稳定，含水逐渐下降，目前含水仍低于周边常规井(图5)。

3.3 控制生产压差，减缓底水锥进速度

根据动态数据(表1)，延长油田边底水油藏中66.4%的水平井综合含水小于80%，大多数井在投产1年后含水上升幅度不是很大，说明含水上升不是水平段见水造成的，而是生产压差较大引起的局部底水上升。因此控制生产压差在此阶段很重要，合理的生产压差可以抑制底水锥进速度，增加边底水的波及体积；另一方面，补充地层能量也可以降低边底水的推进速度，注水方式以边部连续注水最佳。

表1 边底水油藏水平井含水统计表

3.4 开展中—高含水期控水技术研究

在中—高含水期，底水水线基本上推进至油田内部，不宜进行连续注水，否则容易加快底水的锥进或脊进[6-8]，此时宜通过周期注水调整油藏地层压力，使其保持在原始地层压力80%左右，能达到较好的生产状况。延长油田边底水油藏中—高含水水平井目前已经达到51.7%，加强控水技术研究已迫在眉睫。

一方面应开展调整注水试验，如边部注水转变为顶部注水。油田投入开发后一般采取边部环状注水，这样容易造成油藏顶部压力低于边部压力，加快了底水的推进速度。为了控制底水推进，提高顶部压力，可以在油藏顶部开展注水试验。

另一方面应开展水平井提液试验。根据前人研究，底水砂岩油藏因储层非均质严重及水平井井段长，在实际开发中水平段利用率低，油井提液控水是油田进入中—高含水期的一项有效增产措施[9-10]。

4 结 论

(1)水平井开发边底水油藏初期优势较为明显，但中后期优势逐渐减弱，含水上升速度大于常规井。见水特征以边底水锥进及储层非均质性引起的高渗段锥进为主。

(2)延长油田的边底水油藏非均质性较强，水淹模式以点状见水整体水淹和点状见水局部水淹为主。

(3)合理的钻井地质设计，严格控制纵向避水高度及平面避水距离能有效避免水平井较早见水；有效控制生产压差，减缓低含水采油期底水锥进速度，可保持油井长期稳产；开展中—高含水期控水技术研究，为中—高含水水平井治理提供有效措施。

[1] 王敬，刘慧卿，刘松原，等.非均质底水油藏水平井水淹规律研究[J].石油学报，2010，31(6)：970-974.

[2] 周代余，江同文，冯积累，等.底水油藏水平井水淹动态和水淹模式研究[J].石油学报，2004，25(6)：73-77.

[3] 陈芳萍，石彬，李康，等.延长油田西部边底水油藏水平井优化设计及效果分析[J].非常规油气，2015，2(5):49-54.

[4] 徐庆岩，朱大伟，凌浩川，等.特低渗透油藏压裂水平井衰竭开采参数优选研究[J].非常规油气，2014，1(2):37-42.

[5] 陈凤喜，王勇，费世祥，等. 低渗透气藏水平井优化部署及地质导向钻进方法研究与实践——以苏里格气田东区南部为例[J]. 石油科技论坛，2013，32(5):6-11.

[6] 闫寒.齐家油田边底水油藏利用水平井提高采收率试验研究[J].价值工程，2011(6)：31.

[7] 王家禄，刘玉章，江如意，等.水平井开采底水油藏水脊脊进规律的物理模拟[J].石油勘探与开发，2007，34(5): 590-593.

[8] 徐燕东，李冬梅，李江.塔河油田底水油藏水平井见水特征[J].新疆石油地质，2011，32 ( 2 ) :167-169.

[9] 袁子龙，党琳琳.葡萄花油层水平井含水上升及控水分析研究[J].科学技术与工程，2011，11(36):9053-9056.

[10] 刘月霞，胡会道，王艳利，等.底水油藏水平井提液控水技术浅析[J]. 中国科技博览，2013(22):404.

Characteristics of Formation Water in Horizontal Wells of Oil >Reservoir with Edge and Bottom Water and Methods to Avoid Water Breakthrough in Yanchang Oilfield

Er Chuang

(SchoolofEarthSciencesandEngineering，Xi’anShiyouUniversity，Xi’an,Shaanxi710065，China)

Water content of horizontal well rising quickly is the main problem in development of oil reservoir with edge and bottom. In this paper, characteristics of water breakthrough in horizontal well, water-cut growth regularity, and water flooding pattern are studied. Based on these researches, methods to avoid water cut are proposed. Water content rised obviously 3 years and is higher than surrounding conventional well 3.5 years after horizontal well production in reservoir with edge and bottom water. Because reservoirs with edge and bottom water in Yanchang oil field have strong heterogeneity, water cone is the main type of water breakthrough in horizontal well, and flooding patterns include punctiform breakthrough with flooding in the whole horizontal plane and punctiform breakthrough with flooding in the local horizontal plane. Methods to avoid water breakthrough include: controlling avoiding height and optimizing avoiding distance; controlling production pressure difference in order to slow down the velocity of water cone; changing water injection pattern for horizontal wells that are in medium to high water cut stage in order to retard bottom water cone, meanwhile, through lifting fluid measure to keep stable production

Reservoir with edge and bottom water；horizontal well； water breakthrough characteristics；water-cut growth regularity； methods to avoid water breakthrough

耳闯(1982年生)，男，讲师，从事沉积储层与非常规油气地质的教学与研究工作。邮箱：erchuang@xsyu.edu.cn。

TE343

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