基于含水上升模式的海上油田水平井穩(wěn)產(chǎn)調(diào)控策略

王公昌

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300452）

與定向井相比，水平井具有泄油面積大、單井產(chǎn)能高的明顯優(yōu)勢，在渤海油田各類油藏的開發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用［1-3］。尤其是伴隨渤海油田步入高含水階段，水平井精準(zhǔn)挖潛的優(yōu)勢進(jìn)一步凸顯，水平井在渤海油田開發(fā)調(diào)整中已占據(jù)重要地位［4-5］，因此，準(zhǔn)確認(rèn)識海上油田水平井含水上升規(guī)律，為后期控制含水速度制定切實可行的措施提供數(shù)據(jù)支持［6-8］，是十分必要的。

1 渤海S油田地質(zhì)油藏開發(fā)特征

渤海S油田是渤海具有代表性的大型整裝三角洲相稠油油田。油藏類型屬于構(gòu)造層狀油氣藏，主力含油層位為東營組，儲層物性好，平均孔隙度31%，平均滲透率3 000×10-3μm2，具有特高孔特高滲儲集物性特征，原油密度大（平均值0.97 g/cm3），黏度高（地下原油黏度平均150 mPa·s），膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高，屬重質(zhì)稠油。

渤海S油田天然能量較弱，實施注水開發(fā)，井網(wǎng)形式為水平井、定向井相結(jié)合的組合井網(wǎng)模式。至2020 年，該油田綜合含水率85%，采出程度30%，處于“雙高”開發(fā)階段，主要依靠水平井挖潛剩余油，水平井年均貢獻(xiàn)產(chǎn)量約100×104t。隨著水平井開發(fā)井?dāng)?shù)的增加，急需對油田水平井的含水上升規(guī)律進(jìn)行總結(jié)，為后續(xù)調(diào)整井位研究和開展水平井生產(chǎn)制度優(yōu)化提供支撐。

2 渤海S油田水平井含水上升模式分型

進(jìn)入高含水階段，渤海油田已實施了近100 口水平井，研究選擇其中生產(chǎn)時間較長、井況穩(wěn)定的水平井開展研究。基于油田已投產(chǎn)的56 口水平井實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)資料，研究了水平井的含水上升規(guī)律。對油田56 口水平井分別建立含水率與無因次累產(chǎn)油變化曲線，通過曲線形態(tài)歸納出3 種含水上升類型:凹型、凸型和直線型。

2.1 凹型含水上升模式

統(tǒng)計油田有凹型含水上升模式井17 口，占30%。凹型含水上升模式的特點是在低含水期與高含水期含水上升較緩，中含水期含水上升較快（見圖1）。生產(chǎn)上主要表現(xiàn)為中低含水期含水上升緩慢，主要采油期為中低含水期，中低含水階段累產(chǎn)油量占油井總產(chǎn)量的65%左右，高含水階段占油井總產(chǎn)量的32%，水平段整體動用較均衡。

2.2 凸型含水上升模式

統(tǒng)計油田有凸型含水上升模式井14 口，占25%。凸型含水上升模式的特點是基本不存在無水產(chǎn)油期，中低含水期較短，投產(chǎn)后含水上升較快（見圖2）。生產(chǎn)上主要表現(xiàn)為沒有無水期和低含水期短，中含水期含水上升較快，主要采油期為高含水期或特高含水期，占油井總產(chǎn)量的70%左右，水平段整體動用不均衡。

圖2 凸型含水上升模式

2.3 直線型含水上升模式

統(tǒng)計油田有直線型含水上升模式井25 口，占45%。直線型含水上升模式的特點是生產(chǎn)過程中無中低含水期，投產(chǎn)后含水迅速上升到高含水（見圖3）。生產(chǎn)上主要表現(xiàn)為沒有無水期和中低含水期，投產(chǎn)即高含水，主要采油期為高含水期或特高含水期，占油井總產(chǎn)量的90%左右，水平段大段位于強(qiáng)水淹區(qū)域。

圖3 直線型含水上升模式

3 水平井初期含水主控因素分析

基于這三種含水上升模式，分析油田影響水平井初期含水的主控因素［4］，從地質(zhì)因素和開發(fā)因素入手分析。開發(fā)因素包括井區(qū)采出程度、周邊定向井產(chǎn)液強(qiáng)度和周邊定向井含水；地質(zhì)因素包括滲透率、油層有效厚度和原油黏度。

依據(jù)灰色關(guān)聯(lián)分析的基本原理［9］，首先對56 口井的6 個影響因素進(jìn)行無量綱化，然后利用灰色關(guān)聯(lián)相關(guān)公式進(jìn)行各因素關(guān)聯(lián)系數(shù)計算（見表1），最后得出各因素的關(guān)聯(lián)度排序（見表2）。

表1 水平井關(guān)聯(lián)系數(shù)計算統(tǒng)計

表2 水平井初期含水主控因素關(guān)聯(lián)度排序

因此，影響目標(biāo)油田水平井初期含水的三大主控因素為井區(qū)采出程度、油層厚度和周邊定向井含水。按含水上升模式對三個主控因素分別形成關(guān)系曲線（見圖4），最后利用這三個主控因素對渤海S油田的水平井按照含水上升模式形成判別圖版（見圖5）。

圖4 水平井初期含水與井區(qū)采出程度、周邊定向井含水和油層厚度關(guān)系

圖5 水平井含水上升模式劃分圖版

基于水平井含水上升模式的圖版，可針對性地開展油田后續(xù)調(diào)整井位部署和水平井生產(chǎn)制度的優(yōu)化，預(yù)判潛力井區(qū)水平井含水狀況和水平井穩(wěn)產(chǎn)策略。

4 不同含水上升類型的水平井對應(yīng)的穩(wěn)產(chǎn)策略

渤海S 油田實踐表明，相同生產(chǎn)時間內(nèi)水平井的累產(chǎn)油量遠(yuǎn)高于定向井，有必要采取合適的水平井穩(wěn)產(chǎn)策略來提高水平井的產(chǎn)量貢獻(xiàn)，最大程度發(fā)揮水平井效果。為此，對渤海S 油田的水平井按含水上升類型和含水上升階段進(jìn)行了全生命周期產(chǎn)油量貢獻(xiàn)的統(tǒng)計（見表3），以此作為調(diào)控的基礎(chǔ)。統(tǒng)計結(jié)果顯示，對于含水上升呈凹型的水平井，產(chǎn)油量在低含水、中含水和高含水各階段的占比較均衡，需盡量維持低含水階段的時間，以最大程度發(fā)揮挖潛作用，對于含水上升呈凸型與直線型的水平井，其產(chǎn)油量主要在中高含水階段采出。

表3 渤海S油田水平井生命周期內(nèi)不同含水上升模式下各含水階段累產(chǎn)油

因此，對于三種含水上升模式的水平井產(chǎn)量調(diào)控需分類型、分含水階段進(jìn)行。

凹型:在中低含水階段控制水平井投產(chǎn)初期的產(chǎn)液強(qiáng)度，控制中低含水階段的含水上升速度，延長中低含水期的生產(chǎn)時間，增加水平井該階段在全生命周期累產(chǎn)油量占比，盡量擴(kuò)大波及范圍；在高含水階段水平段已呈現(xiàn)大段水淹狀態(tài)，需放大生產(chǎn)壓差，以液穩(wěn)油，減緩產(chǎn)量遞減。

凸型:該含水上升模式下的水平井一般存在水平段單點相對快速見水的情況，投產(chǎn)初期需優(yōu)化控水工藝，均衡水平段的動用，盡量延長低、中含水階段的生產(chǎn)時間，擴(kuò)大波及范圍；進(jìn)入高含水階段后，采取適當(dāng)放大生產(chǎn)壓差，通過穩(wěn)步提液持續(xù)增加已波及區(qū)域的驅(qū)油效率，減緩產(chǎn)量遞減。

直線型:水平井位于高采出程度區(qū)域，需加強(qiáng)周邊注水井注水，利用水平井較強(qiáng)的生產(chǎn)能力，適當(dāng)提液，以液穩(wěn)油，最大程度發(fā)揮水平井的生產(chǎn)能力，提高驅(qū)油效率，減緩產(chǎn)量遞減。

5 礦場應(yīng)用

（1）E1H 井2017 年7 月投產(chǎn)，判斷其含水上升模式為凹型，投產(chǎn)后控制初期日產(chǎn)液量在70 m3/d，減緩初期含水上升速度，后采用提液方式減緩遞減，至2020年12月，該井累產(chǎn)油4.1×104m3（見圖6）。

圖6 E1H井生產(chǎn)曲線

（2）G1H 井于2019 年6 月投產(chǎn)，判斷其含水上升模式為直線型，投產(chǎn)后以液量400 m3/d生產(chǎn)，待生產(chǎn)平穩(wěn)后提液至500 m3/d，日增油15 m3/d。

通過此調(diào)整策略，使得該井在高含水期維持了較高的產(chǎn)能，直至2020 年12 月，該井累計產(chǎn)油2.6×104m3（見圖7）。

圖7 G1H井生產(chǎn)曲線

6 結(jié)論

基于渤海S 油田56 口水平井的實際數(shù)據(jù)，建立了該油田含水上升模式劃分圖版，實際效果表明對油田適應(yīng)性較好。根據(jù)含水上升規(guī)律劃分圖版，可提前預(yù)判油藏控水穩(wěn)油方向，及時采取針對性的穩(wěn)產(chǎn)措施，提高水平井產(chǎn)能。通過實際水平井的調(diào)控應(yīng)用，表明該方法方便易用、準(zhǔn)確度高，適宜在礦場推廣。