潛山油藏水平井注水開發效果綜合評價研究

魏 偉 劉傳成 趙 欣 李自立 謝琳琳

（華北油田公司第三采油廠地質研究所 河北河間 062450）

關鍵字：潛山油藏；水平井注水；開發方式；采收率

1 研究區概況

邊臺潛山油藏構造上處于大民屯東部凹陷，位于安1塊潛山、高臺階曹臺潛山之間，南部是法哈牛潛山。研究區面積為20km2，含油面積探明9km2。1992年，邊臺潛山油藏正式投入開發，開發方式為正方形井網，井距350m。目前，該區塊日產液720t、產油326t，累計產油超250萬噸，累產水80余萬噸，注水累計260萬方，油藏采油速度為0.51%，采收率為10.12%。

邊臺潛山油藏主要采取水平井“立體”注水、直井－水平井組合注水的方式進行開采，取得了較好的開采效果，如2007年第一口井投產以來，目前累計產油達5.2萬噸。此后，根據不斷深入的地質認識，開展了多口井的實施，目前該區水平井注水開發的井為46口，均效果顯著。然而，隨著開采時間增長，含水上升和穩定地層壓力矛盾突出，急需對潛山油藏開發開展合理的評價，以進一步實現區塊穩產、高產目標。

2 潛山油藏注水效果評價

2.1 注水方式評價

2.1.1 注采方式

水平井開發主要的注采方式為疊置和交錯注采。統計了不同注采方式下采出程度隨時間和含水率的變化可知（圖1）：采取交錯注水方式，具有較高的采出程度，十年后達30%左右，同時交錯注水含水率更低。因此，交錯注水開發效果顯著優于疊置注水。

圖1 不同注采方式下采出程度與時間、含水率的關系

2.1.2 注水位置

水平井開發注水位置主要有底部、頂部以及正對注水。擬定數據周期為十年，分析不同部位注水采出程度與時間、含水率的關系可知（圖2），底部注水采出程度較高而含水率較低，開發效果顯著。頂部注水由于重力作用，注入水從井筒向下迅速流動，注入水通過介質縫隙往下快速水竄，從而導致波及面積小，水托油效果較差，表現為采出程度最低，含水率上升快。正對位置注水方式采出程度介于底部、頂部注水方式之間，但含水率上升最快。底部注水形成水向上托進，對零散分布剩余油聚集、減弱油水竄流具有較好的效果。因此，研究區適合采取立體注采開發模式，即“頂部采油、底部注水、底水托進”。

圖2 不同部位注水采出程度與時間、含水率的關系

2.2 不同注水井型

潛山油藏常用的采油和注水方式有兩種：水平井采油，直井注水的“直井+水平井”組合；均采用水平井采油和注水。以十年為周期，分析不同井型注水采出程度與時間、含水率的關系可知（圖3），直井注的采出程度為26.96%、而水平井底注為30.25%，同時直井注含水上升速度明顯大于水平井底注。

圖3 不同井型注水采出程度與時間、含水率的關系

2.3 注采井網適應性分析

2.3.1 優選排距

通常情況下，排距范圍主要有400m、300m、250m、200m、150m以及100m等6種，根據生產效果指標的對比分析，篩選出最優組合井網排距。井距的不同對注水采油采出速度、見水時間均有影響，同時還必須考慮經濟指標。本次分別計算了原油為60～120美元/桶時，不同的半井距、排距與凈現值的關系，確定出最合理、經濟的排距為250m、半井距為150m。

2.3.2 優選垂向井距

統計不同垂向井距下（7種）的生產指標數據（表1）進行模型模擬，從生產效果出發，對垂向井距進行篩選。根據垂向井距與生產指標的變化規律可知：增大垂向井距，采出程度降低，但單井初始產能先增加后減小。考慮不同垂向井距下凈現值，表現為先上升后下降，而達到峰值時垂向井距為300m。因此，確定出最優垂向井距為300m。

表1 垂向井距與生產指標對比

2.4 含水率指標分析評價

含水率是影響注水采收率的重要因素，若采收率一定，注水曲線可較好地反映采出程度與含水率的關系。油藏開發中后期，一般采用調整注水來提高采收率，含水率對注水方式的調整影響較大。統計邊臺潛山油藏生產資料可知，該油藏開發過程中分界點為2002年，此前油藏整體含水率較低，日產水量較低，2002年以后油藏開發含水率快速上升，特別是到2008年日產水量增高明顯。因此，認為邊臺潛山油藏已進入開發中后期，開展注采調整勢在必行。

2.5 水驅特征評價

裂縫型潛山油藏與砂巖油藏驅替介質不同，通過開展直井-水平井組合驅替特征及驅油機理分析，明確了該區見效規律。根據試驗，建立了研究區滲流數學模型。油藏介質滲吸能力對采收率的高低有較大的影響，一般表現為滲吸能力越強，半衰周期越長。根據邊臺油藏的水驅效果可知（圖4），當前油藏采收率約為10%，與實驗模擬得到的15%的標準采收率還存在較大差距，因此該油藏需要進一步調整注水開發方式。

圖4 研究區油藏水驅效果圖

2.6 自然遞減率評價

自然遞減規率指的是產量不受人為控制的衰退規律。裂縫發育情況與油層分布情況是裂縫性油藏主要的遞減因素。本次主要通過裂縫發育規律來調整開采方案。自然遞減率在理論上主要考慮采出速度和含水率因素。裂縫性油藏一般的水驅特征表現為當油藏見水后產油量快速下降，在油藏開發后期，由于自然遞減率下降放緩，采油量較為穩定。此外，裂縫型油藏還表現為采液速度、油藏見水時間、無水采油期、產量遞減同步變化。因此裂縫型油藏適合在較慢的采液速度下開采。

根據邊臺潛山遞減規律評價圖版可知（圖5），研究區初期的產能遞減比較慢，開發中后期含水率上升明顯，產量快速遞減，此時遞減曲線在理論遞減曲線以下，注水開發效果變差。因此，需要開展注采關系調整以對含水上升速度進行控制。

圖5 研究區油藏注水開發遞減規律評價圖版

3 實例分析

邊臺潛山油藏自1992年首次投入開發，1994年進行注水開發，2006年采取復雜結構井開展二次開發試驗，形成了“直井注+復雜結構井采”的新型模式，應用效果顯著。邊30-27井在投產初期以天然能量進行開采，含水率為1.2%，自2001年開始進行油井轉注。該井與其附近井邊30-127、邊30-126井開采層位相同，隨著開采的進行，邊30-127、邊30-126井含水率從2001年開始增加明顯，產液量明顯降低，于是在2001年8月將邊30-27井轉化為水井，邊30-127、邊30-126井液量逐漸恢復，證實了邊30-27的注水對地層能量進行了補充，改善了開發效果。類似現象在其余井均有體現。因此，研究認為水平井注水開發可較好地補充裂縫型變質巖潛山油藏的地層能量，提高油藏采收率，實現油藏高效開發。

4 結論

（1）分析綜合含水率可知，研究區潛山油藏開發效果較好，長時間保持了較低的含水率和穩產時間，因此，水平井水驅效果顯著。隨著油藏進入開發中后期，當前的開發方式不能較好的控制含水上升速度，應該采取有效的調整方案，改善注采關系以控制含水率。優化后的潛山油藏垂直井距最優為300m，半井距最優為150m、200m，注采方式為水平井～水平井。

（2）開發實踐證實，水平井注水開發可較好地補充裂縫型變質巖潛山油藏的地層能量，提高油藏采收率，實現油藏高效開發，適合進一步推廣應用。