劉美佳，王月杰，孫廣義，陳存良，高鵬宇

（中海油（中國(guó)）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(chǎn)能高等優(yōu)勢(shì)在各類油藏開(kāi)發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用[1-5]，但是由于邊底水的存在，水平井更容易見(jiàn)水[6-8]。目前，研究人員對(duì)底水油藏水平井見(jiàn)水規(guī)律研究較多[9-13]，邊水油藏水平井的見(jiàn)水位置多依賴產(chǎn)出剖面測(cè)試[14]，該測(cè)試難度大、成功率低且費(fèi)用高。此外，利用油藏工程方法進(jìn)行水平井見(jiàn)水研究也非常少，曹立迎[15-17]等通過(guò)數(shù)值模擬技術(shù)研究了不同因素影響下的水平井見(jiàn)水規(guī)律，但是并沒(méi)有涉及見(jiàn)水位置的確定。本文以渤海南部BZ油田為例，開(kāi)展了水平井出水位置診斷研究。該油田為中輕質(zhì)復(fù)雜斷塊油田，主要油氣藏類型為巖性油氣藏、巖性-構(gòu)造油氣藏，縱向上和平面上存在多套流體系統(tǒng)，單砂體儲(chǔ)量規(guī)模小，水體倍數(shù)小，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，中高孔滲。該油田初期采用不規(guī)則井網(wǎng)分單砂體注水開(kāi)發(fā)，水平井占開(kāi)發(fā)井?dāng)?shù)的一半。

本文根據(jù)BZ油藏特征，建立了邊水油藏水平井見(jiàn)水規(guī)律研究的機(jī)理模型，分析了不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)下水平井不同位置見(jiàn)水時(shí)的含水變化率與時(shí)間的關(guān)系，提出了邊水油藏水平井位置診斷方法，該方法僅根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征即可識(shí)別出見(jiàn)水位置，簡(jiǎn)單高效，為邊水油藏穩(wěn)油控水措施的實(shí)施和剩余油挖潛提供了技術(shù)支持。

1 機(jī)理模型建立

渤海BZ油田某砂體為邊水油藏，探明原油地質(zhì)儲(chǔ)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(wǎng)（A1H井、A2井），見(jiàn)圖1。根據(jù)該砂體地質(zhì)油藏參數(shù)建立了數(shù)值模擬模型，建立了42×30×12的網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格步長(zhǎng)為50 m×50 m×1 m。通過(guò)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(jiàn)水位置研究

為了表征儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，引入滲透率非均質(zhì)系數(shù)（滲透率平均值除以滲透率最大值），該值越小，儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng)。在此基礎(chǔ)上，通過(guò)研究不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)下含水變化率的變化規(guī)律，分析邊水油藏水平井根部和中部見(jiàn)水規(guī)律。

2.1 水平井根部見(jiàn)水規(guī)律

在水平井跟部建立高滲條帶，模擬不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)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(gè)峰值，第1個(gè)峰值為水平井跟部見(jiàn)水，第2個(gè)峰值為全井段見(jiàn)水，且儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng)，第一個(gè)峰值越高，跟部見(jiàn)水越快。當(dāng)滲透率非均質(zhì)系數(shù)小于 0.075時(shí)，含水變化率峰值跟部見(jiàn)水高于全井段見(jiàn)水；當(dāng)滲透率非均質(zhì)系數(shù)大于 0.075時(shí)，含水變化率峰值跟部見(jiàn)水低于全井段見(jiàn)水。其原理是，根部滲透率越高，水驅(qū)前緣越容易沿著高滲透條帶突進(jìn)，在高滲透根部快速突破，含水變化率第一個(gè)峰值高。由于水驅(qū)波及體積小，即便最終全井水淹，含水上升速度也沒(méi)有第一次突破快；反之，非均質(zhì)系數(shù)越小，水驅(qū)前緣推進(jìn)越均勻，全井水淹后含水上升加快。

2.2 水平井中部見(jiàn)水規(guī)律

在水平井中部建立高滲條帶，模擬不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)條件下的含水變化率情況。從圖3可以看出，滲透率非均質(zhì)系數(shù)小于0.075時(shí)，有兩個(gè)明顯的峰值，第1個(gè)峰值為水平井中部見(jiàn)水，第2個(gè)峰值為全井段見(jiàn)水，含水變化率峰值中部見(jiàn)水低于全井段見(jiàn)水。儲(chǔ)層非均質(zhì)性越強(qiáng)，第一個(gè)峰值越高，中部見(jiàn)水越快。滲透率非均質(zhì)系數(shù)大于0.075時(shí)，只有1個(gè)全井段見(jiàn)水峰值。其原理是：中部滲透率越高，非均質(zhì)性越強(qiáng)，水驅(qū)前緣越容易沿高滲透條帶突進(jìn)，在中部形成第一個(gè)峰值。隨著水相不斷驅(qū)替，水平段水淹區(qū)域從中部向兩側(cè)擴(kuò)大，最終全井段水淹后，水為連續(xù)相，含水上升更快。反之，非均質(zhì)系數(shù)越小，水驅(qū)前緣推進(jìn)越均勻，中部見(jiàn)水含水上升不快，沒(méi)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(diǎn)狀見(jiàn)水可分為四種情況，僅根據(jù)含水變化率隨時(shí)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(zhì)系數(shù)下的含水變化率曲線

圖3 不同滲透率非均質(zhì)系數(shù)下的含水變化率曲線

表1 邊水油藏水平井見(jiàn)水類型

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

以渤海BZ油田某砂體為例，A1H井于2009年12月投產(chǎn)，2015年3月含水率達(dá)到了90%，圖4為該井的含水變化率隨時(shí)間的變化曲線。利用本文方法判斷A1H井為根部I類見(jiàn)水，即該砂體北側(cè)水淹風(fēng)險(xiǎn)大。2015年底在該砂體南部實(shí)施一口調(diào)整井A3井，該井于2016年2月投產(chǎn)，日產(chǎn)油90 m3，至今穩(wěn)定生產(chǎn)近6個(gè)月不含水，證明了方法的可靠性。

4 結(jié)論

（1）引入滲透率非均質(zhì)系數(shù)表征儲(chǔ)層的非均質(zhì)性差異，利用數(shù)值模擬技術(shù)研究了邊水油藏水平井不同位置出水的見(jiàn)水規(guī)律。

（2）滲透率非均質(zhì)系數(shù)小于0.075時(shí)，根部見(jiàn)水時(shí)的含水變化率峰值高于全井段見(jiàn)水，而中部見(jiàn)水時(shí)的含水變化率峰值低于全井段見(jiàn)水；滲透率非均質(zhì)系數(shù)大于 0.075時(shí)，根部見(jiàn)水時(shí)的含水變化率峰值低于全井段見(jiàn)水，而中部見(jiàn)水無(wú)明顯峰值，且含水變化率低于全井段見(jiàn)水。

（3）礦場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果驗(yàn)證了方法的可靠性，該方法僅根據(jù)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征即可識(shí)別出見(jiàn)水位置，簡(jiǎn)單高效，具有一定推廣價(jià)值。

圖4 A1H井含水變化率曲線

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