邊水油藏水平井出水位置診斷新方法
——以渤海南部BZ油田為例

劉美佳，王月杰，孫廣義，陳存良，高鵬宇

（中海油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300459）

與定向井相比，水平井因其泄油面積大、產能高等優勢在各類油藏開發中得到了廣泛應用[1-5]，但是由于邊底水的存在，水平井更容易見水[6-8]。目前，研究人員對底水油藏水平井見水規律研究較多[9-13]，邊水油藏水平井的見水位置多依賴產出剖面測試[14]，該測試難度大、成功率低且費用高。此外，利用油藏工程方法進行水平井見水研究也非常少，曹立迎[15-17]等通過數值模擬技術研究了不同因素影響下的水平井見水規律，但是并沒有涉及見水位置的確定。本文以渤海南部BZ油田為例，開展了水平井出水位置診斷研究。該油田為中輕質復雜斷塊油田，主要油氣藏類型為巖性油氣藏、巖性-構造油氣藏，縱向上和平面上存在多套流體系統，單砂體儲量規模小，水體倍數小，儲層非均質性強，中高孔滲。該油田初期采用不規則井網分單砂體注水開發，水平井占開發井數的一半。

本文根據BZ油藏特征，建立了邊水油藏水平井見水規律研究的機理模型，分析了不同滲透率非均質系數下水平井不同位置見水時的含水變化率與時間的關系，提出了邊水油藏水平井位置診斷方法，該方法僅根據生產動態特征即可識別出見水位置，簡單高效，為邊水油藏穩油控水措施的實施和剩余油挖潛提供了技術支持。

1 機理模型建立

渤海BZ油田某砂體為邊水油藏，探明原油地質儲量為70×104m3，油層埋深為1 657 m，油層壓力為16.6 MPa，水平方向滲透率為1 500×10-3μm2，孔隙度為30%，地層原油黏度為8 mPa·s，原油密度為0.88 g/cm3。水平井布于油藏中上部，初期為一注一采井網（A1H井、A2井），見圖1。根據該砂體地質油藏參數建立了數值模擬模型，建立了42×30×12的網格系統，網格步長為50 m×50 m×1 m。通過在水平井水平段不同位置建立高滲條帶，模擬水平井根部、中部水淹。

圖1 BZ油田某砂體井位

2 水平井見水位置研究

為了表征儲層的非均質性，引入滲透率非均質系數（滲透率平均值除以滲透率最大值），該值越小，儲層非均質性越強。在此基礎上，通過研究不同滲透率非均質系數下含水變化率的變化規律，分析邊水油藏水平井根部和中部見水規律。

2.1 水平井根部見水規律

在水平井跟部建立高滲條帶，模擬不同滲透率非均質系數條件下的含水變化率情況。從圖2可以看出，含水變化率曲線有2個峰值，第1個峰值為水平井跟部見水，第2個峰值為全井段見水，且儲層非均質性越強，第一個峰值越高，跟部見水越快。當滲透率非均質系數小于 0.075時，含水變化率峰值跟部見水高于全井段見水；當滲透率非均質系數大于 0.075時，含水變化率峰值跟部見水低于全井段見水。其原理是，根部滲透率越高，水驅前緣越容易沿著高滲透條帶突進，在高滲透根部快速突破，含水變化率第一個峰值高。由于水驅波及體積小，即便最終全井水淹，含水上升速度也沒有第一次突破快；反之，非均質系數越小，水驅前緣推進越均勻，全井水淹后含水上升加快。

2.2 水平井中部見水規律

在水平井中部建立高滲條帶，模擬不同滲透率非均質系數條件下的含水變化率情況。從圖3可以看出，滲透率非均質系數小于0.075時，有兩個明顯的峰值，第1個峰值為水平井中部見水，第2個峰值為全井段見水，含水變化率峰值中部見水低于全井段見水。儲層非均質性越強，第一個峰值越高，中部見水越快。滲透率非均質系數大于0.075時，只有1個全井段見水峰值。其原理是：中部滲透率越高，非均質性越強，水驅前緣越容易沿高滲透條帶突進，在中部形成第一個峰值。隨著水相不斷驅替，水平段水淹區域從中部向兩側擴大，最終全井段水淹后，水為連續相，含水上升更快。反之，非均質系數越小，水驅前緣推進越均勻，中部見水含水上升不快，沒有明顯的峰值，全井水平段水淹后，含水上升快。

綜上所述，邊水油藏水平井點狀見水可分為四種情況，僅根據含水變化率隨時間的變化特征即可較為容易地判斷水平井出水位置（表1）。

圖2 不同滲透率非均質系數下的含水變化率曲線

圖3 不同滲透率非均質系數下的含水變化率曲線

表1 邊水油藏水平井見水類型

3 礦場應用

以渤海BZ油田某砂體為例，A1H井于2009年12月投產，2015年3月含水率達到了90%，圖4為該井的含水變化率隨時間的變化曲線。利用本文方法判斷A1H井為根部I類見水，即該砂體北側水淹風險大。2015年底在該砂體南部實施一口調整井A3井，該井于2016年2月投產，日產油90 m3，至今穩定生產近6個月不含水，證明了方法的可靠性。

4 結論

（1）引入滲透率非均質系數表征儲層的非均質性差異，利用數值模擬技術研究了邊水油藏水平井不同位置出水的見水規律。

（2）滲透率非均質系數小于0.075時，根部見水時的含水變化率峰值高于全井段見水，而中部見水時的含水變化率峰值低于全井段見水；滲透率非均質系數大于 0.075時，根部見水時的含水變化率峰值低于全井段見水，而中部見水無明顯峰值，且含水變化率低于全井段見水。

（3）礦場應用結果驗證了方法的可靠性，該方法僅根據生產動態特征即可識別出見水位置，簡單高效，具有一定推廣價值。

圖4 A1H井含水變化率曲線

[1] 楊慶紅，童凱軍，張迎春，等．利用水平井開發大氣頂窄油環油藏研究與實踐[J]．中國海上油氣，2011，23（5）：313–317.

[2] 劉超，廖新武，李廷禮，等．海上特低幅構造稠油底水油藏水平井開發策略[J]．特種油氣藏，2013，20（4）：81–84.

[3] 趙靖康，高紅立，邱婷．利用水平井挖潛底部強水淹的厚油層剩余油[J]．斷塊油氣田，2011，18（6）：776–779.

[4] 張迎春，童凱軍，鄭浩，等．氣頂邊水油藏水平井開發效果影響因素分析[J]．中國海上油氣，2012，24（S.1）：57–61.

[5] 汪全林，廖新武，趙秀娟，等．特低滲油藏水平井與直井注采系統差異研究[J]. 斷塊油氣田，2012，19（5）：608–628.

[6] 王嘉淮，劉延強，楊振杰，等．水平井出水機理研究進展[J]．特種油氣藏，2010，17（1）：6–11.

[7] 韓曉紅，劉德華．底水凝析氣藏水平井出水機理研究[J]．長江大學學報（自然科學版），2014，11（31）：178–180.

[8] 劉懷珠，李良川，吳均，等．底水油藏水平井出水規律的實驗研究[J]．石油化工高等學校學報，2012，25（1）：57–60.

[9] 王慶，劉慧卿，李華鋒，等．底水油藏水平井見水時間影響因素研究[J]．油氣田地面工程，2010，29（9）：6–8.

[10] 喻高明，凌建軍，蔣明煊，等．砂巖底水油藏開采機理及開發策略[J]．石油學報，1997，18（2）：61–65.

[11] 鄭俊德，高朝陽，石成方，等．水平井水淹機理數值模擬研究[J]．石油學報，2006，27（5）：99–102.

[12] 肖春艷，李偉，肖淑萍．邊底水油藏開采機理與含水上升規律[J]．斷塊油氣田，2010，17（6）：68–70.

[13] 程秋菊，馮文光，彭小東，等．底水油藏注水開發水淹模式探討[J]．石油鉆采工藝，2012，34（3）：91–93.

[14] 劉廣燕，秦飛，吳文明，等．塔河砂巖油藏水平井出水分析及配套堵水工藝[J]．斷塊油氣田，2013，20（2）：248–251.

[15] 曹立迎，劉慧卿，張宗元，等．邊水油藏水平井見水規律及控水措施研究[J]．斷塊油氣田，2010，17（4）：448–450.

[16] 聶法健．東濮油田不同相帶巖心高倍數水驅前后滲流特征對比研究[J]．石油地質與工程，2017，31（2）：87–90.

[17] 朱文娟，楊志興，黃導武，等．西湖凹陷低滲儲層水的賦存狀態及出水特征研究[J]．石油地質與工程，2017，31（2）：91–93.