趙靖康,申春生,李媛婷,陳銘陽,肖 波,謝京平

(1.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;2.中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院,河南南陽 473000)

隨著油田進(jìn)入中高含水期,開發(fā)矛盾日益突出,利用水平井挖潛主力水淹層剩余油技術(shù)的應(yīng)用越來越廣泛[1-3]。有關(guān)水平井產(chǎn)能、部署厚度、水平段長度以及邊底水油藏水平井含水變化規(guī)律等研究較多,而對于注水開發(fā)多層疏松砂巖油藏主力強(qiáng)水淹層的水平井含水變化規(guī)律研究較少,因此,以P油田為例,分析投產(chǎn)初期含水和含水上升規(guī)律,并充分考慮附近已投產(chǎn)定向油井的人工壓裂縫的影響[4-6],制定了以實(shí)際水平井含水變化規(guī)律分析為指導(dǎo)、數(shù)值模擬人工壓裂縫的影響機(jī)理為手段的技術(shù)路線,創(chuàng)新提出研究附近井人工壓裂縫與水平井的位置關(guān)系、裂縫參數(shù)以及儲(chǔ)層強(qiáng)水淹比例和滲透率級差對水平井含水的影響,為油田部署水平井挖潛剩余油提供依據(jù)。

1 地質(zhì)油藏概況

P油田是渤海最大的陸相多層砂巖油藏,主力含油層系為明化鎮(zhèn)組下段和館陶組,油藏海拔深度在-800.0～-1 400.0 m。主要含油目的層被劃分為13個(gè)油組,其中明化鎮(zhèn)組下段發(fā)育5個(gè)油組,館陶組發(fā)育8個(gè)油組。儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖、中細(xì)砂巖和含礫中粗砂巖為主,館陶組儲(chǔ)層孔隙度21%～33%,滲透率50×10-3～5 900×10-3μm2;明化鎮(zhèn)組下段儲(chǔ)層孔隙度21%～35%,滲透率50×10-3～2 200×10-3μm2,具有中高孔滲的特征;地下原油黏度變化較大,分布在9.1～142.0 mPa·s。

P油田目前主要開發(fā)層系為館陶組,采用350 m井距反九點(diǎn)注采井網(wǎng),油井采用壓裂充填防砂完井生產(chǎn),平均生產(chǎn)井段長度約為380 m,于2003年1月投產(chǎn),2003年9月開始注水。歷經(jīng)十多年的注水開發(fā),油田進(jìn)入中高含水期,利用水平井挖潛剩余油是目前常用方法。水平井雖然能夠全井段鉆遇油層,但投產(chǎn)后的初期含水和含水上升規(guī)律差異較大,部分水平井初期含水較高,與常見規(guī)律不同,如圖1所示,對油田利用水平井調(diào)整挖潛部署有很大影響。

圖1 P油田典型水平井含水曲線

2 水平井含水變化規(guī)律分析

將P油田水平井按照含水上升規(guī)律相近原則,利用專業(yè)軟件分類回歸其含水變化與生產(chǎn)天數(shù)的關(guān)系,得到凹型Richards曲線式、S型Gompertz曲線式、凸型Bertalanffy曲線式和Michaelis Menten曲線式、廠型Johnson-SchuMCAher曲線式、直線型等六種類型[7-10],如圖2所示。通過對單井含水規(guī)律、油藏地質(zhì)情況及剩余油分析可知,凹型和S型含水規(guī)律的水平井為未動(dòng)用油層或已動(dòng)用未水淹油層,其儲(chǔ)層物性相對較差,滲透率約為300×10-3μm2,屬中滲儲(chǔ)層,厚度約10.0 m,地層壓力為原始壓力,其他四種情況為已開發(fā)動(dòng)用且儲(chǔ)層底部存在不同厚度比例的強(qiáng)水淹。

圖2 P油田水平井含水規(guī)律模式

針對儲(chǔ)層底部存在強(qiáng)水淹、水平段基本未鉆遇水淹層的水平井,含水上升規(guī)律存在直線型、廠型、凸型,存在較大差異。通過對水平井儲(chǔ)層條件、水淹狀況、剩余油和周邊已生產(chǎn)油井完井方式、含水率等因素進(jìn)行綜合分析對比,認(rèn)為四種類型水平井含水規(guī)律主要出現(xiàn)在底部強(qiáng)水淹儲(chǔ)層,儲(chǔ)層滲透率1 500×10-3μm2左右,為高滲儲(chǔ)層,厚度約15 m。兩種凸型與直線型和廠型水平井含水規(guī)律主要區(qū)別是周邊已生產(chǎn)油井相同層位是否進(jìn)行過壓裂充填,造成人工壓裂縫[13-14];兩種凸型水平井含水規(guī)律是周邊油井相同層位無壓裂充填,而直線型和廠型水平井含水規(guī)律是周邊油井相同層位有壓裂充填,說明周邊油井相同層位壓裂充填造成人工壓裂縫對強(qiáng)水淹層水平井含水規(guī)律影響明顯,需要開展針對性研究。因此,利用數(shù)值模擬軟件PetrelRE中EasyFrac模塊開展人工壓裂縫對水平井含水的影響,包括人工壓裂縫與水平井位置關(guān)系、裂縫參數(shù)以及儲(chǔ)層強(qiáng)水淹比例和韻律對水平井含水的影響。

3 強(qiáng)水淹層水平井生產(chǎn)含水影響因素

數(shù)值模擬機(jī)理設(shè)計(jì),采用等厚均質(zhì)滲透率單層模型,反九點(diǎn)注采井網(wǎng),滲透率1 500×10-3μm2;孔隙度30%,儲(chǔ)層厚20.0 m,網(wǎng)格大小25 m×25 m×1 m,網(wǎng)格數(shù)28×28×20個(gè),定向油井采用壓裂完井生產(chǎn),油層底部強(qiáng)水淹(含水率高于80%)的厚度為5.0 m時(shí),加密水平井(距油層頂部5.0 m)挖潛頂部剩余油,同時(shí)關(guān)閉附近定向油井,設(shè)置生產(chǎn)井限最大產(chǎn)液量、限生產(chǎn)壓差、限最小井底流壓、限最大產(chǎn)油量等相同條件,井網(wǎng)部署如圖3所示,對比水平井含水變化規(guī)律。

圖3 人工裂縫與水平井位置關(guān)系

3.1 人工壓裂縫位置關(guān)系對水平井生產(chǎn)的影響

設(shè)計(jì)油井附近和油井間兩種水平井加密方式,油井附近人工壓裂縫單側(cè)長度70 m,壓裂縫與油水井主流線夾角分別為0°、-30°、-45°、-60°、30°、45°、60°、90°等八種相對位置關(guān)系,與油井無壓裂時(shí)水平井生產(chǎn)狀況進(jìn)行對比(如表1、圖4),可以看出,受壓裂縫影響,油井附近加密水平井的含水率明顯高于油井間加密水平井的含水率,是因?yàn)橛途g剩余油比油井附近剩余油富集;對于油井附近加密的水平井,壓裂縫與主流線方向夾角為0°且垂直相交于水平井軌跡時(shí),初期含水率最高,壓裂縫與主流線方向夾角為90°且與水平井軌跡平行不相交時(shí),初期含水率較低,但高于無壓裂縫時(shí)水平井初期含水率,其他走向的壓裂縫與水平井相交時(shí),初期含水率介于二者之間,說明人工壓裂縫在油田開發(fā)后期也是水竄通道;對于油井間加密的水平井,壓裂縫與水平井相交時(shí),初期含水率高于二者不相交時(shí)的初期含水率,同時(shí)高于無壓裂縫時(shí)的含水[15]。

表1 方案設(shè)計(jì)與水平井初期生產(chǎn)狀況對比

圖4 不同位置裂縫的水平井含水率對比

3.2 水淹厚度對水平井含水的影響

用相同機(jī)理模型開展研究,設(shè)計(jì)油井壓裂縫與主流線夾角為0°,與油井附近水平井垂直相交,分別研究油層未水淹、弱水淹(厚度1.0 m)及強(qiáng)水淹(厚度為1.0、3.0、7.0、10.0 m)時(shí)水平井含水規(guī)律。

在相同生產(chǎn)條件下,當(dāng)油層未水淹時(shí),加密水平井初期不含水且含水變化呈S型;當(dāng)油層弱水淹厚度1.0 m時(shí),加密水平井初期含水率較低且含水呈現(xiàn)凹型;當(dāng)油層出現(xiàn)強(qiáng)水淹且強(qiáng)水淹厚度越大時(shí),水平井的初期含水率越高,同時(shí)水平井含水上升規(guī)律由S型轉(zhuǎn)變?yōu)榘夹?、凸型、廠型、直線型,如圖5所示,與油田實(shí)際水平井含水上升規(guī)律一致。

圖5 水淹厚度及滲透率級差對水平井含水率的影響

3.3 儲(chǔ)層滲透率級差對水平井含水的影響

用相同機(jī)理模型開展研究,設(shè)計(jì)油井壓裂縫與主流線夾角為0°,與油井附近水平井垂直相交,分別研究以下三種類型:①油層縱向上滲透率為500×10-3(厚度6.0 m)、1 000×10-3(厚度7.0 m)、1 500×10-3μm2(厚度7.0 m),級差為3的正韻律強(qiáng)水淹層;②滲透率為1 000×10-3(厚度10.0 m)、1 500×10-3(厚度10.0 m)μm2,級差為2的正韻律強(qiáng)水淹層;③滲透率為1 500×10-3μm2(厚度20.0 m)的均值強(qiáng)水淹層。

在油層相同水淹程度和油井相同生產(chǎn)條件下,儲(chǔ)層縱向上滲透率差異越大,級差越大,水平井初期含水率越低,是因?yàn)閮?chǔ)層滲透率級差越大,儲(chǔ)層頂部剩余油越富集,而壓裂縫對頂部儲(chǔ)層滲透性改造增強(qiáng)作用,有利于產(chǎn)出,說明水平井的含水受周邊儲(chǔ)層沉積韻律影響,儲(chǔ)層縱向滲透率級差越大,水平井含水率越低,如圖5所示。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

油田L(fēng)102儲(chǔ)層平均厚度14.6 m,平均滲透率1 484×10-3μm2,屬高滲儲(chǔ)層,頂部兩口鄰近的水平井均未鉆遇強(qiáng)水淹,其中P07H2井于2019年8月投產(chǎn),P01H3井于2021年9月投產(chǎn)。從周邊側(cè)鉆井水淹情況來看,P01H3井附近的P07ST1井在L102層鉆遇強(qiáng)水淹的厚度為3.9 m,大于P07H2附近P02ST1井在L102層鉆遇的強(qiáng)水淹厚度(1.0 m),圖2c中藍(lán)色為強(qiáng)水淹和中水淹。P01H3井周邊生產(chǎn)井在該層位沒有進(jìn)行壓裂充填,而P07H2井周邊的P02ST02井和P08ST01井進(jìn)行了壓裂充填,兩口井初期日產(chǎn)油和含水率相差不大,但P07H2井含水率上升為廠型,P01H3井含水率上升為凸型Bertalanffy曲線式,與數(shù)值模擬研究結(jié)果一致,如圖6所示,說明人工壓裂縫在初期是增產(chǎn)通道,但易形成水竄通道,針對水淹層進(jìn)行水平井挖潛部署時(shí)需要考慮遠(yuǎn)離附近已生產(chǎn)井的壓裂縫。

圖6 P01H3井和P07H2井組水平井生產(chǎn)分析

5 結(jié)論

1)將P油田水平井含水變化規(guī)律分為凹型、S型、兩種凸型、廠型、直線型等六種類型,其中凹型和S型含水規(guī)律的水平井為未水淹油層,其他四種情況為底部強(qiáng)水淹油層,可以進(jìn)行頂部剩余油挖潛。

2)油田水平井實(shí)際含水規(guī)律驗(yàn)證,凸型為正常強(qiáng)水淹層頂部剩余油挖潛水平井含水規(guī)律,廠型、直線型含水上升規(guī)律的水平井受周邊已生產(chǎn)油井的人工壓裂縫影響嚴(yán)重,說明壓裂縫在初期是增產(chǎn)通道,但易形成水竄通道,對水淹層進(jìn)行水平井挖潛部署時(shí)需考慮遠(yuǎn)離附近已生產(chǎn)井的壓裂縫。

3)附近生產(chǎn)井的人工壓裂縫與水平井位置關(guān)系、儲(chǔ)層強(qiáng)水淹比例和滲透率級差對水平井含水變化規(guī)律有著較大影響。