水平井注水開發適應性研究

王楠 李勇明（西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 四川 成都 610500）

隨著國內外大多數油田進入開發的中后期，能夠提高油田產量的水平井技術得到了迅猛發展和應用發展。與此同時，作為新興的油氣田增產技術的水平井注水技術也得到了廣泛的應用。水平井注水技術最早是由美國的一家公司于20世紀90年代提出的，到2000以后才在國內油氣田展開應用。越來越多的國內外水平井注水實踐表明：水平井注水不僅能夠提高水驅波及系數和注水效率，還能夠提高油氣田的壓力水平和最終采出程度,使得油氣田具有良好的經濟效益。但是在國內外也有相當多的油氣田在采用水平井注水技術時沒能取得成功，不僅沒有達到增產的目的，還破壞了儲層，給油氣田的開采帶來重大的損失。究其原因，是由于這些油氣田沒有搞清楚什么樣的油氣田可以采用水平井注水技術，或者說什么樣的儲層地質和流體條件才能夠使用水平井注水技術。而該問題的解決對于水平井注水技術的推廣和應用有重要的理論和現實意義。

1、水平井注水技術敏感性分析

J.J.Taber等人指出，水平井注水系統在薄油層，高流度比條件下相對直井注水具有較大 的優勢。但他同時也指出，隨著油層厚度的增大，水平井注水效果變差，當油層厚度大于300ft，水平井注水的掃油效率不及直井注水的掃油效率。實際上水平井注水受很多因素的影響。主要包括以下幾個因素：

(1)流度比：流度比越高，水平井注水增產峰值降低，但是隨著流度比的增大，水平井注水穩定增產期變長。

(2)油層非均質性：在非均質油藏，水平注水井和生產井在同一個方向上效果最好。在不同的方向上效果最差。

(3)垂向滲透率：垂向滲透率越大，水平井注采效果越好；低垂向滲透率下，最好采用直井組合，高垂向滲透率下，采用水平井組合最好。

(4)井距：在所有井距下，水平井方案均比直井方案好。所有井距下的，增油峰值不差上下，隨著井距的增大，增油期更長。

(5)注采井在油層厚度上的位置：水平井在油層中位置的變化對開發效果的影響不是很明顯，但考慮到非均質性等各方面的影響水平注采井在厚度方向分布上有最優位置。

2、水平井注水開發的儲層條件研究

一個油氣藏能不能利用水平井注水技術來開采取決于一定的條件，主要決定因素為：儲層滲透率、油氣層厚度、水平滲透率與垂直滲透率的比值(khkv)、地層均質性、井網密度和韻律性。這些決定因素有些是客觀的無法避免的，有些是可以認為避免的，下面對其中的地層因素進行分析說明。

(1)油氣藏厚度

水平井注水技術適用于油氣層厚度較小的油氣藏。在一定厚度范圍內，儲層厚度越大，水平井注水效果越差，因此，厚層不適宜用水平井注水技術。有文獻對塔里木哈得4的儲層條件進行了數值分析與研究[1]，得出了直井注水和水平井注水的驅油效率隨著儲層厚度的變化關系，研究結果表明：厚度增加，水平井注水效果逐漸較弱趨于直井注水，對于50m厚度的油氣藏，水平井和直井注水效果基本一樣。

(2)非滲透夾層

當油氣儲層中出現非滲透夾層時，要謹慎使用水平井注水技術，因為這些夾層的存在會大大降低驅油效率，影響水平井注水效果。下圖所代表的就是非滲透夾層影響下的直井和水平井水驅前緣，由圖可以得知：存在夾層時，只有水平井眼所在的層位才能夠被驅替，而其他層位無法波及；直井卻可以有很高的波及面積和驅替效率。當然，在這種情況下還可以有其他方式來實施水平井注水，比如臺階式、大斜度等水平井注水方式。比如前文提到的塔里木哈得4油藏就是這種情況，它選擇了雙臺階水平井注水方式，對兩個相鄰的較薄的砂巖儲層(厚度分別為1.6m和1m)分別注水，最終獲得了較大的收益。

(3)滲透率大小

水平井注水的使用要求儲層有合適的滲透率，一般情況下，合理的滲透率范圍是 1×10-3μm2～100×10-3μm2。 如果地層的滲透率不在這個范圍內，一般不宜采用水平井注水開發。因為滲透率高于這個范圍，會造成油氣藏過早見水和水淹；如果滲透率低于這個范圍，對儲層沒有太大的改造作用，不能提高產能。另外，如果儲層含有韻律性的縱向滲透率，或則kh/kv比較小，那么也不宜使用水平井注水技術，因為此時水會沿著一定的方向流向高滲透區域，大大降低了水驅的波及系數。儲層滲透率的非均質性也在一定制度上制約了水平井注水技術的使用，在使用時特別注意，避免使用不當帶來的油氣井過早見水和油氣藏水淹。

3、水平井注水開發的流體性質分析

地層的流體物性對水平井注水的適用性也有重要的影響，流度比是表征地層原油稠度的一個物理量。根據上一章對水平井注水技術敏感性分析，我們可以知道流度比對其影響較大[2]。通過前人的實驗研究：對一個面積為1.62×105 m2的油藏進行模擬，并用五點法進行水平井注采井網布局。最后得到三種(0.3、1、4)流度比下的采出和注入的孔隙體積倍數，結果顯示為：當M=0.3時，其注水效果最好，最后的采收率非常接近百分之百；而當M=4時，其注水效果較小，最后的采收率不到百分之五十。流度比和注水效果的基本規律如下：采出孔隙體積會隨著流度比的增大而減小越，反之亦然成立。因此，只有油氣藏的流度比小于一個上限值，采用水平井注水技術才會取得較好的效果，并且流度比越小，水平井注水的作用就會越大。

4、可用水平井注水開發的油氣藏總結

用該項油田開發利器。為了更好地給相關人員以指導，下面對能夠采用水平井注水技術開發的油氣藏進行梳理匯總。

(1)裂縫性油氣藏。

根據斷裂力學和彈性力學理論可知，當深度超過682m時，地層中的裂縫一般為垂直方位裂縫，在這種情況下，鉆直井時由于裂縫方位和分布差異不可能鉆遇天然裂縫，注水也不可能對其進行波及。但是，鉆水平井時，在很大程度上會形成多重裂縫，大量的開發實踐也證明了這種情況的存在，因為穿透了很多地層裂縫，所以注水時能夠取得很好的開發效果，提高水驅波及系數，進而提高油氣井產量，獲得最大的經濟效益。因此，裂縫性油藏可以采用水平井注水開發。

(2)薄層油氣藏。

儲層厚度較小時，根據上一章的討論可以知道它適宜采用水平井注水開發。當采用水平井注水開發時，它的注入和采出長度基本上是無限的，因而具有很好的優越性，能夠取得良好的經濟效益。與之相對的，如果采用直井注水的話，它就會出現如下問題和缺點：啟動壓力和注水壓力高、注水能力差，隨著注水時間的延長注采矛盾加劇，甚至注不進去水，還容易發生指進。

(3)枯竭油氣藏或中后期油氣田。

現在國內的大部分油田已經進入了開發的中后期，面臨著地層壓力下降，待采油氣所在儲層的滲透率降低等諸多問題。為了更好地滿足國家經濟發展的需要和提高油氣田效益，很多有采用了二次開采和三次開采(酸化壓裂、聚合物驅、蒸汽驅等)等的增產技術。但是這些技術操作復雜、成本較高。在一些小油田不能夠使用，此時，分支水平井注水就體現出了它的優勢：操作方便和成本低。通過水平井把老油井連接到新生產井上并注水驅替，這種處理方法并不需要在重新搭井場、布管線，就能夠很好地進行老井的新開發，獲取附加經濟效益。

(4)一般低滲透油氣藏。

低滲透油氣藏的普通采收率都較低，經過壓裂酸化后會有較大提高，但是如果用直井開發低滲透油氣藏則很難取得較大突破，因為直井壓開的裂縫方位和形態都比較單一，而采用水平井注水開發則效果將會明顯不同，主要具有如下優勢：第一，減小了滲流阻力。在水平井筒中流體的流動阻力基本為零，當注水把油氣驅替到水平井筒后很小的動力就能夠實現油氣向井底的流動；第二，增加了驅替長度和泄油長度。鉆開的水平井一般都要達到近千米，這比直井注水要好得多也容易得多。因此，對低滲透油氣藏采用水平井注水技術具有明顯的優勢，可顯著提高低滲透油氣田的油氣采收率和產量。

5、結論

通過對水平井注水技術的分析和論述，得到了水平井注水技術所適用的地質條件和流體條件，并歸納了能夠使用水平井注水技術開發的油氣藏。其主要結論如下：

(1)在低滲透油氣藏中采用水平井注水開發，可以提高注水及產油能力，減少油藏注入水的補充時間，注水見效早。

(2)水平注采井網注水井、生產井均是水平壓力場以線性傳播，注入水線性均勻推進，形成線性驅動可降低油水運移過程中的壓力損耗，并提高了波及效率及注入水突破水時的采出程度。

(3)水平井注水技術適宜于薄層油藏、地層相對均質、流度比較小的油氣藏，并且其合理的滲透率范圍是1×10-3μm2～100×10-3μm2。超出該范圍應謹慎使用。

[1]凌宗發.水平井注水技術應用研究[D].中國石油勘探研究院研究生部，2005.

[2]楊海穎.水平井優化注水[J].世界石油工業，1996，3(12)：15-17