薄層邊底水油藏直井開發(fā)效果及改善措施研究

崔景云 蔣時(shí)馨 唐穎 蘇展

中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心 北京 100028

薄層邊底水油藏具有油層厚度薄，邊底水分布范圍較大，非均質(zhì)性較強(qiáng)的特點(diǎn)，與國(guó)內(nèi)外常見的厚油層狀底水油藏相比，其不滿足開采需要的臨界產(chǎn)量，部分油井投產(chǎn)初期既油水同產(chǎn)，薄層邊底水油藏在開發(fā)中普遍面臨著含水上升速度快，產(chǎn)量遞減迅速，開發(fā)效果變差的問題[1-6]。因此，研究薄層邊底水油藏的開發(fā)效果和影響因素具有重要的實(shí)際應(yīng)用價(jià)值。以國(guó)內(nèi)Z油田為例，對(duì)水侵系數(shù)、采液/采油指數(shù)、注水利用率關(guān)鍵開發(fā)參數(shù)進(jìn)行評(píng)價(jià)。

1 開發(fā)效果關(guān)鍵參數(shù)評(píng)價(jià)

1.1 水侵系數(shù)評(píng)價(jià)

不封閉彈性水壓驅(qū)動(dòng)條件下油藏的物質(zhì)平衡方程式可表示為：

應(yīng)用水侵系數(shù)來計(jì)算邊底水的活躍程度，采用薛爾紹斯（Schilthuis）方程式計(jì)算水侵系數(shù)。薛爾紹斯方程式可表示為：

式中：We為累積水侵量（m3）；No為原始地質(zhì)儲(chǔ)量（104m3）；Bo為原油體積系數(shù)，小數(shù)；Wi、Wp為累積注水量和累積產(chǎn)水量（m3）；N為動(dòng)態(tài)地質(zhì)儲(chǔ)量（104m3）；Ce為綜合壓縮系數(shù)（1/MPa）；△P為地層壓降（MPa）；K為水侵系數(shù)(m3/MPa·mon)。

1.2 采液/油指數(shù)分析

實(shí)驗(yàn)室條件下，采液/采油指數(shù)：

式中：qo為產(chǎn)油量（t/mon或104t/a）；Kro、Krw為油相/水相相對(duì)滲透率，f；KA/L為常數(shù)；μo、μw為原油和地層水粘度，mPa.s；μw—地層水粘度，mPa.s。

對(duì)于確定的巖心樣品，KA/L值可視為常數(shù)。如果將束縛水飽和度條件下（含水率為0）的采油指數(shù)確定為1，利用對(duì)應(yīng)于不同含水飽和度下的油水相滲透率Kro、Krw值，可求得與束縛水飽和度相對(duì)應(yīng)的采液、采油指數(shù)比值，再換算成不同含水條件下的相對(duì)采油/采液指數(shù)，分析可知：隨含水率的增加，相對(duì)采液油指數(shù)下降，且在低、中含水階段（含水率小于40%）下降較快。

1.3 吸水指數(shù)分析

按馬斯凱特公式計(jì)算吸水指數(shù)：

相應(yīng)采油指數(shù)：

采油，吸水指數(shù)比：

式中：k—有效滲透率，10-3μm2；h為油層厚度（m）；ρo為原油密度（g/cm3）；rw為井筒半徑（m）；re為泄油半徑（m）；rwo、row為油水前沿距離油井和注水井的距離（m）；其余參數(shù)同前。

1.4 注水利用率評(píng)價(jià)

注水利用率是評(píng)價(jià)油田注水開發(fā)效果好壞的重要方面，通常采用存水率指標(biāo)對(duì)其進(jìn)行評(píng)價(jià)。累積存水率（CCI）與注水利用率成正比，其數(shù)值的變動(dòng)與不同的開發(fā)階段有關(guān)。某一油藏累積存水率與累注水、累產(chǎn)水的關(guān)系為：

對(duì)于采用注水方式開發(fā)的油田，可以認(rèn)為地層壓力變化幅度很小，即地層原油體積系數(shù)Bo為常數(shù)，同時(shí)取地層水的體積系數(shù)為1.0，可得累計(jì)注水量的表達(dá)式：

將上式代入公式（1）得：

將式（2）代入甲型水驅(qū)曲線關(guān)系式得：

式中：γo為地面脫氣原油相對(duì)密度；Z為累積注采比，無因次；其余參數(shù)同前。

結(jié)合靜動(dòng)態(tài)參數(shù)由公式（3）做出累積存水率與采出程度理論圖版，分析可知：當(dāng)采出程度小于2.75%左右時(shí)，由于油田處于開發(fā)初期，主要依靠天然能量開采，沒有進(jìn)行全面注水開發(fā)，此時(shí)累計(jì)存水率為負(fù)值；油田全面轉(zhuǎn)注后，油藏累積存水率迅速上升。目前注采比為1.2，累積存水率基本維持在0.64附近。計(jì)算結(jié)果顯示累積存水率較低，可以通過增大注采比達(dá)到提高累積存水率的目的。

綜上分析可知，本油藏屬地層水活躍油藏。采液/油指數(shù)隨含水率的增加而下降，且在低—中含水階段（含水率小于40%）下降較快。目前水驅(qū)前沿在井中心附近，累積存水率均較低，可以通過增大注采比達(dá)到提高累積存水率的目的。

2 開發(fā)效果影響因素分析

2.1 地質(zhì)特征的影響

（1）油層厚度薄、避射高度低導(dǎo)致底水錐進(jìn)位于油藏邊部的井靠近底水活躍區(qū)域，且邊部的油層厚度比較薄，射孔段靠近油水界面，避水高度過小，會(huì)造成高含水。

除部分井在油藏邊部的原因外，射孔厚度過大也是影響試采效果的主要原因之一（一般射開全部油層，射厚5～8m）。后期調(diào)整了射孔厚度，一般只射開上部，厚度為3m左右，射開程度為40%～60%，嚴(yán)格控制了油層的射開程度后，有效地降低了油井初期含水。

綜上分析可知，當(dāng)生產(chǎn)井的油層段下部具有一定底水，且無有效的隔/夾層阻擋時(shí)，采油井的含水率會(huì)隨著開采時(shí)間不斷延長(zhǎng)而迅速上升。因此，對(duì)于油藏邊部靠近底水區(qū)域的生產(chǎn)井，需選擇合理的避水高度和射孔井段，以達(dá)到抑制底水錐進(jìn)，控制含水速度的目的。

（2）隔/夾層分布對(duì)含水上升的影響。當(dāng)生產(chǎn)井鉆遇隔/夾層，采油井的含水上升會(huì)受到一定的阻擋作用，底水錐進(jìn)受到有效的抑制[6]。但是，受隔/夾層分布的影響，并非所有生產(chǎn)井會(huì)鉆遇。

部分井處于油藏邊部底水區(qū)域，隔/夾層厚度較薄甚至尖滅，油水層之間的層間隔層鉆遇率較低，因此這些地區(qū)封隔性差，多是底水上竄的高發(fā)區(qū)。典型井生產(chǎn)特征顯示，在投產(chǎn)后四個(gè)月的時(shí)間里含水率由3%迅速上升至90%，隨著時(shí)間的推移含水率居高不下，開采效果較差。

部分區(qū)域生產(chǎn)井周圍鉆遇隔層分布比較穩(wěn)定，厚度較大，封隔性能良好，因此對(duì)油水的滲流可以起到很好的遮擋和阻礙作用，因此可有效抑制注入水上竄，從而控制含水上升速度。處于油藏中部無底水區(qū)域的典型井生產(chǎn)特征顯示，投產(chǎn)至今含水率控制在10%以內(nèi)，開采效果較好。

（3）生產(chǎn)井距離邊水近，邊水推進(jìn)導(dǎo)致含水上升。含水最高的井位于油田構(gòu)造邊緣，緊鄰邊水，并且底部?jī)?chǔ)層物性變差，且砂層底電性降低，具有含水特征。該井生產(chǎn)初期為低含水生產(chǎn)，隨著開采的進(jìn)行，由于地層能量不足，日產(chǎn)油迅速降低，含水率快速上升，含水率上升至最大值98%。

從井的生產(chǎn)歷史看，油井生產(chǎn)初期含水程度低，且整個(gè)生產(chǎn)過程油井日產(chǎn)液量基本保持穩(wěn)定，說明油井具有較好的供液能力，地層能量比較充足。油井位于含油面積邊緣，緊鄰邊水分布區(qū)域，測(cè)井電性顯示油井具有底水特征，分析認(rèn)為生產(chǎn)含水主要為邊水推進(jìn)。由于水的粘度比油粘度小得多，流動(dòng)性更好，因此邊水推進(jìn)抑制了油的產(chǎn)出，使得油井日產(chǎn)油迅速下降。

2.2 開采參數(shù)的影響

（1）采油速度過快導(dǎo)致水竄。薄層邊底水油藏開發(fā)過程中需采用合理的采油速度，采油速度過快則易導(dǎo)致水竄或者注水前緣突進(jìn)至采油井，進(jìn)而導(dǎo)致油井含水程度上升，使得生產(chǎn)井開發(fā)效果變差。

部分井投產(chǎn)初期采油速度較高，采油速度遠(yuǎn)高于合理值，由于采油速度過快，水驅(qū)前緣到達(dá)油井，造成油井含水快速上升，含水上升導(dǎo)致采油速度迅速遞減。因此，為了持久高效開發(fā)，需控制生產(chǎn)井的采油速度。

（2）水井剖面吸水不均或管外竄。注水井管外竄或者剖面吸水不均，會(huì)使得注入水下竄至底水層，加強(qiáng)底水能量，造成底水錐進(jìn)、油井含水上升。

某典型井投產(chǎn)初期生產(chǎn)動(dòng)態(tài)比較好，初期含水率低于10%，但后期含水程度快速上升，產(chǎn)油量也隨之迅速遞減，目前含水率達(dá)到為90%。分析可知其相鄰注水井存在管外竄，吸水剖面不均勻，射孔段底部強(qiáng)吸水。受注水井的影響，此生產(chǎn)井含水迅速上升，開發(fā)效果受到嚴(yán)重影響。

（3）井距小、導(dǎo)致注入水單方向突進(jìn)或水竄。水驅(qū)油藏開發(fā)實(shí)踐表明，開發(fā)過程中需保持適當(dāng)?shù)木啵噙^大則井網(wǎng)控制程度低，不利于井間儲(chǔ)量的開采；井距過小則易引起注入水突破，使得生產(chǎn)井的開發(fā)效果變差。

某典型井生產(chǎn)初期效果較好，但是隨著距離其僅100的生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為注水井，因?yàn)榫噍^小、距離太近，導(dǎo)致注入水直接竄至生產(chǎn)井而采出，此井生產(chǎn)迅速惡化，此井已經(jīng)因高含水而關(guān)井。

（4）注采井網(wǎng)不完善。油藏中部井網(wǎng)比較完善，井網(wǎng)控制程度高。而油藏邊部由于井網(wǎng)不完善，部分生產(chǎn)井處于無注水井控制或注水受效差狀態(tài)。由于油藏邊部邊/地水比較活躍，若無有效的注入水控制地層壓力，易導(dǎo)致邊/底水推/錐進(jìn)，從而影響相應(yīng)井的開發(fā)效果。

從位于油藏邊部井的生產(chǎn)歷史來看，生產(chǎn)初期含水程度較低，生產(chǎn)效果較好，隨著開采的進(jìn)行，含水程度逐步升高，同時(shí)日產(chǎn)油量日趨遞減，由于井網(wǎng)不完善導(dǎo)致注水受效差，無法有效抑制底水錐進(jìn)，進(jìn)而導(dǎo)致生產(chǎn)井含水程度逐步提高，開發(fā)效果變差。

3 改善開發(fā)效果措施研究

體積波及系數(shù)的差異是導(dǎo)致井網(wǎng)密度影響最終采收率的主要影響因素，井網(wǎng)越密則影響程度越小，隨井網(wǎng)密度增加，體積波及系數(shù)隨著井網(wǎng)密度的增大而加大，進(jìn)而提高最終出程度，然而，當(dāng)井網(wǎng)密度高于一定數(shù)值時(shí)，采出程度的增加速度出現(xiàn)減緩趨勢(shì)，因此井網(wǎng)密度存在一合理范圍。

4 結(jié)論

針對(duì)目前薄層邊底水油藏注水開發(fā)過程中面臨的問題，評(píng)價(jià)了此類油藏的開發(fā)效果，并進(jìn)一步分析了開發(fā)效果影響因素，提出了相應(yīng)的改善對(duì)策，得到以下結(jié)論和認(rèn)識(shí)：

1）薄層邊底水油藏與國(guó)內(nèi)外常見的厚油層狀底水油藏相比，不存在滿足開采需求的臨界產(chǎn)量，部分生產(chǎn)井投產(chǎn)初期變高含水，隨著時(shí)間推移，油藏很快進(jìn)入中高含水期。

2）存在邊/底水、油層薄、無有效隔/夾層的井，含水上升快，產(chǎn)量遞減迅速，采出程度低，開發(fā)效果比較差；反之亦然。采油速度過大、注水井吸水剖面不均、與相鄰注水井井距過小、井網(wǎng)控制程度低的生產(chǎn)井，易出現(xiàn)含水上升速度快，產(chǎn)量遞減迅速的問題。

3）井網(wǎng)密度存在一合理范圍，合理井網(wǎng)密度為12.4km2，目前井網(wǎng)密度8.0口/km2，因此，在目前井網(wǎng)條件下，存在加密井網(wǎng)提高采收率的空間。