王 雨，陳存良，楊 明，吳曉慧，江 聰

(中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459）

水平井因為能擴大油藏滲流面積，降低井筒周圍壓降，延長無水采油期，增大無水采油量而廣泛應用于邊底水油藏［1-3］，但在開發(fā)后期水平井見水后含水快速上升［4-6］，見水規(guī)律難以把握。 前人對底水油藏水平井見水規(guī)律進行了詳細研究，喻高明［7］等利用數(shù)值模擬研究了影響底水油藏開發(fā)效果的因素，姜漢橋［8］等針對底水油藏水平井水淹動態(tài)及影響因素提出了相應的水淹模式，但對邊水油藏水淹規(guī)律的研究卻很少。 為了有效控制邊水油藏水平井出水， 有必要對其油藏水平井見水規(guī)律進行分析，以提出相應的穩(wěn)油控水對策。

1 油田地質及開發(fā)特征

油田為復雜斷塊油藏，主力含油層系為明化鎮(zhèn)組下段Ⅱ、Ⅲ油組。 油田范圍內明化鎮(zhèn)組下段屬淺水三角洲沉積，儲層物性好，具有高孔、高滲儲集物性特征。 油藏類型為具有邊水的巖性-構造和巖性油氣藏。 油田天然能量較弱，主要驅動類型為邊水驅動復合人工水驅。

油田以水平井開發(fā)為主， 生產初期產油量較高，含水較低，生產一段時間后含水呈階梯式上升（見圖1）， 可能原因為邊水中的水沿著高滲通道到達油井，使得含水急劇上升，甚至水淹。 為了保證油田持續(xù)穩(wěn)產，控制油井含水，減緩油井遞減，需要對水平井的水竄類型進行總結，從而尋找治理油井出水的方法。

圖1 油田含水率曲線

本文利用油藏數(shù)值模擬方法建立邊水油藏模型，得到水平井不同水竄類型的水油比和水油比增量與生產時間的雙對數(shù)曲線，利用雙對數(shù)曲線的不同形態(tài)特征迅速識別水平井水竄類型。水油比WOR和水油比增量WOR'可由實際生產數(shù)據點，根據以下公式計算得到：

2 邊水驅油藏水平井水淹規(guī)律

基于油田特征，建立30×20×10的邊水油藏機理模型，xy方向網格步長平均50 m，z方向網格步長平均1 m，模型基本參數(shù)和相滲曲線見表1和圖2。

表1 模型參數(shù)

圖2 模型相滲曲線

模型設置一注一采進行研究， 生產井為水平井，位于油藏上部第4層，注水井為定向井，位于油藏邊水區(qū)域（見圖3）。

邊水驅油藏水平井水淹規(guī)律研究主要從3個方面進行：1）點狀局部見水水淹規(guī)律，考慮高滲條帶位于跟部和中部所有小層的影響；2）多點見水水淹規(guī)律，考慮水平井井段中存在多條高滲帶；3）線狀見水水淹規(guī)律，考慮水平井全井段在所有小層均位于高滲條帶（見圖3）。

2.1 點狀局部見水水淹規(guī)律（跟部、中部見水）

邊水油藏水平井點狀見水規(guī)律主要研究跟部見水和中部見水兩種情況，水油比及水油比導數(shù)如圖4所示。 從圖4a可以看出，對于跟部單點見水，隨著生產時間增加，水平井水油比逐漸上升，表現(xiàn)出一個明顯的臺階， 從水油比增量曲線可以看到2個峰值，第1個峰值代表水平井根部見水，第2個峰值代表全井段見水。 因為高滲條帶位于跟部，所以跟部的水率先突進。 對于中部單點見水，隨著生產時間增加，水油比表現(xiàn)出一個穩(wěn)定的臺階，從水油比增量曲線可以看到2個峰值（見圖4b），第1個峰值代表水平井中部高滲條帶見水， 第2個峰值代表全井段見水，第2個峰值高于第1個峰值。

本節(jié)研究為高滲條帶處于不同位置時， 其水油比和水油比導數(shù)所表現(xiàn)出的規(guī)律。 由于水平段存在流動壓降，水平井跟端壓力變化較大，越靠近趾端，水平井壓力變化越小［9］，所以水油比增量峰值從跟端到趾端逐漸減小。 單點見水水油比曲線一般表現(xiàn)出階梯式上漲趨勢，中部單點見水的坡度小于跟部單點見水，可見跟部見水比中部見水更容易使油井水淹，當高滲條帶從趾端向跟端移動時，水平井見水時間不斷縮短，水油比曲線坡度也不斷變小。

因此，對于單點見水油井，水沿著高滲條帶竄至油井，注采井間可能存在剩余油，水淹前期可優(yōu) 先考慮機械卡堵水的治理方式。

圖3 見水模式示意

圖4 點狀局部見水水油比及其導數(shù)曲線

2.2 多點見水水淹規(guī)律

對于多點見水， 水油比曲線會出現(xiàn)多個臺階，水油比增量曲線也會出現(xiàn)多個峰值（見圖5）。 主要是因為水平井段內存在多個高滲條帶，而井筒內存在壓降的影響，距離跟部最近的高滲條帶最先見水，然后隨距跟部的遠近依次見水，之后為跟部及全井見水，所以水油比曲線表現(xiàn)出多級臺階式上漲。 多點見水剩余油的分布類似單點見水，在油井高含水應考慮封堵多段。

圖5 多點見水水油比及其導數(shù)曲線

2.3 線狀見水水淹規(guī)律

線狀水侵初始線狀見水水油比上升較快（見圖6），呈現(xiàn)出明顯的臺階狀，之后逐漸保持穩(wěn)定，水油比增量也呈直線上升，出現(xiàn)峰值后逐漸下降。 油井生產一段時間后，因為注入水及邊水沿著高滲條帶快速推進，使得油井迅速水侵，水侵后油井與注水井在平面上形成優(yōu)勢通道，水油比增量增加幅度逐漸變緩。 線性見水剩余油一般分布在井間，可采用注水井調驅或考慮實施新井完善注采井網。

圖6 線性見水水油比及其導數(shù)曲線

3 實例分析

利用研究結果， 對B油田水平井見水特征進行分析，并根據見水特征制定具體的治理措施。

3.1 跟部見水井特征分析

A4H井生產B油田2-1507砂體， 由于該砂體邊水能量較弱，儲層較厚，A4H井無水采油期長，開采到某一階段含水突然上升，油井水油比及水油比增量散點圖出現(xiàn)峰值（見圖7），判斷油井跟部與注水井間存在高滲條帶，注入水沿高滲條帶突破至油井跟部， 之后水油比增量曲線又出現(xiàn)第二個峰值，說明跟部見水后水沿著水平段移動，點狀見水最終帶動全井段見水。 結合該井水平段測井解釋認為跟部物性較好（見圖8），所以判斷砂體西北側存在未波及區(qū)域，2016年7月對注水井A7井實施調驅，調驅后A4H井日增油150 m3，含水下降30%。

圖7 A4H井水油比及水油比增量曲線

圖8 A4H井水平段測井解釋曲線

3.2 中部見水井特征分析

A8H井投產初期未見水，開采到某一階段含水突然上升，同時產油量下降。 化驗氯根含量為522 mg/L，與地層水氯根接近，2018年再次化驗氯根含量為2 296 mg/L， 水類型為注入水與地層水的混合物。A8H井水油比及水油比增量散點圖出現(xiàn)第1個峰值并且小于第2個峰值（見圖9），判斷油井投產早期主要受油藏邊部的水體作用， 水油比增量出現(xiàn)峰值，之后隨著邊水能量的減弱水油比增量降低， 當A20井注入水波及到油井后， 水油比增量出現(xiàn)第2個峰值，說明該井全井段見水，該認識與氯根測試結果基本一致。 推測砂體邊部及靠近斷層附近還有剩余油，為了擴大注入水波及面積，對A13井實施上返注水，并且對生產井A8H井實施大泵提液，實施后A8H井日增油50 m3。

圖9 A8H井水油比及水油比增量曲線

4 結論

（1）點狀局部見水后水油比曲線會出現(xiàn)一個臺階，水油比增量曲線也會出現(xiàn)兩個明顯的峰值。 對于點狀跟部見水井，第1個峰值會明顯高于第2個峰值；對于中部見水水平井，第1個峰值會明顯低于第2個峰值。

（2）線狀見水后水油比曲線會出現(xiàn)一個明顯臺階，水油比增量也呈直線上升趨勢，出現(xiàn)峰值后逐漸下降。

（3）多點見水后水油比曲線會出現(xiàn)多個臺階，水油比增量曲線也會出現(xiàn)多個峰值。