渤海P油田強水淹層水平井含水規律數值模擬

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研究院,河南南陽 473000)

隨著油田進入中高含水期,開發矛盾日益突出,利用水平井挖潛主力水淹層剩余油技術的應用越來越廣泛[1-3]。有關水平井產能、部署厚度、水平段長度以及邊底水油藏水平井含水變化規律等研究較多,而對于注水開發多層疏松砂巖油藏主力強水淹層的水平井含水變化規律研究較少,因此,以P油田為例,分析投產初期含水和含水上升規律,并充分考慮附近已投產定向油井的人工壓裂縫的影響[4-6],制定了以實際水平井含水變化規律分析為指導、數值模擬人工壓裂縫的影響機理為手段的技術路線,創新提出研究附近井人工壓裂縫與水平井的位置關系、裂縫參數以及儲層強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。

1 地質油藏概況

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個油組,其中明化鎮組下段發育5個油組,館陶組發育8個油組。儲層巖性以細砂巖、中細砂巖和含礫中粗砂巖為主,館陶組儲層孔隙度21%～33%,滲透率50×10-3～5 900×10-3μm2;明化鎮組下段儲層孔隙度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油田目前主要開發層系為館陶組,采用350 m井距反九點注采井網,油井采用壓裂充填防砂完井生產,平均生產井段長度約為380 m,于2003年1月投產,2003年9月開始注水。歷經十多年的注水開發,油田進入中高含水期,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,但投產后的初期含水和含水上升規律差異較大,部分水平井初期含水較高,與常見規律不同,如圖1所示,對油田利用水平井調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 水平井含水變化規律分析

將P油田水平井按照含水上升規律相近原則,利用專業軟件分類回歸其含水變化與生產天數的關系,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。通過對單井含水規律、油藏地質情況及剩余油分析可知,凹型和S型含水規律的水平井為未動用油層或已動用未水淹油層,其儲層物性相對較差,滲透率約為300×10-3μm2,屬中滲儲層,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動用且儲層底部存在不同厚度比例的強水淹。

圖2 P油田水平井含水規律模式

針對儲層底部存在強水淹、水平段基本未鉆遇水淹層的水平井,含水上升規律存在直線型、廠型、凸型,存在較大差異。通過對水平井儲層條件、水淹狀況、剩余油和周邊已生產油井完井方式、含水率等因素進行綜合分析對比,認為四種類型水平井含水規律主要出現在底部強水淹儲層,儲層滲透率1 500×10-3μm2左右,為高滲儲層,厚度約15 m。兩種凸型與直線型和廠型水平井含水規律主要區別是周邊已生產油井相同層位是否進行過壓裂充填,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水淹層水平井含水規律影響明顯,需要開展針對性研究。因此,利用數值模擬軟件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系、裂縫參數以及儲層強水淹比例和韻律對水平井含水的影響。

3 強水淹層水平井生產含水影響因素

數值模擬機理設計,采用等厚均質滲透率單層模型,反九點注采井網,滲透率1 500×10-3μm2;孔隙度30%,儲層厚20.0 m,網格大小25 m×25 m×1 m,網格數28×28×20個,定向油井采用壓裂完井生產,油層底部強水淹(含水率高于80%)的厚度為5.0 m時,加密水平井(距油層頂部5.0 m)挖潛頂部剩余油,同時關閉附近定向油井,設置生產井限最大產液量、限生產壓差、限最小井底流壓、限最大產油量等相同條件,井網部署如圖3所示,對比水平井含水變化規律。

圖3 人工裂縫與水平井位置關系

3.1 人工壓裂縫位置關系對水平井生產的影響

設計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°等八種相對位置關系,與油井無壓裂時水平井生產狀況進行對比(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,是因為油井間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,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,初期含水率較低,但高于無壓裂縫時水平井初期含水率,其他走向的壓裂縫與水平井相交時,初期含水率介于二者之間,說明人工壓裂縫在油田開發后期也是水竄通道;對于油井間加密的水平井,壓裂縫與水平井相交時,初期含水率高于二者不相交時的初期含水率,同時高于無壓裂縫時的含水[15]。

表1 方案設計與水平井初期生產狀況對比

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

用相同機理模型開展研究,設計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)及強水淹(厚度為1.0、3.0、7.0、10.0 m)時水平井含水規律。

在相同生產條件下,當油層未水淹時,加密水平井初期不含水且含水變化呈S型;當油層弱水淹厚度1.0 m時,加密水平井初期含水率較低且含水呈現凹型;當油層出現強水淹且強水淹厚度越大時,水平井的初期含水率越高,同時水平井含水上升規律由S型轉變為凹型、凸型、廠型、直線型,如圖5所示,與油田實際水平井含水上升規律一致。

圖5 水淹厚度及滲透率級差對水平井含水率的影響

3.3 儲層滲透率級差對水平井含水的影響

用相同機理模型開展研究,設計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的正韻律強水淹層;③滲透率為1 500×10-3μm2(厚度20.0 m)的均值強水淹層。

在油層相同水淹程度和油井相同生產條件下,儲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,是因為儲層滲透率級差越大,儲層頂部剩余油越富集,而壓裂縫對頂部儲層滲透性改造增強作用,有利于產出,說明水平井的含水受周邊儲層沉積韻律影響,儲層縱向滲透率級差越大,水平井含水率越低,如圖5所示。

4 現場應用

油田L102儲層平均厚度14.6 m,平均滲透率1 484×10-3μm2,屬高滲儲層,頂部兩口鄰近的水平井均未鉆遇強水淹,其中P07H2井于2019年8月投產,P01H3井于2021年9月投產。從周邊側鉆井水淹情況來看,P01H3井附近的P07ST1井在L102層鉆遇強水淹的厚度為3.9 m,大于P07H2附近P02ST1井在L102層鉆遇的強水淹厚度(1.0 m),圖2c中藍色為強水淹和中水淹。P01H3井周邊生產井在該層位沒有進行壓裂充填,而P07H2井周邊的P02ST02井和P08ST01井進行了壓裂充填,兩口井初期日產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,與數值模擬研究結果一致,如圖6所示,說明人工壓裂縫在初期是增產通道,但易形成水竄通道,針對水淹層進行水平井挖潛部署時需要考慮遠離附近已生產井的壓裂縫。

圖6 P01H3井和P07H2井組水平井生產分析

5 結論

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

2)油田水平井實際含水規律驗證,凸型為正常強水淹層頂部剩余油挖潛水平井含水規律,廠型、直線型含水上升規律的水平井受周邊已生產油井的人工壓裂縫影響嚴重,說明壓裂縫在初期是增產通道,但易形成水竄通道,對水淹層進行水平井挖潛部署時需考慮遠離附近已生產井的壓裂縫。

3)附近生產井的人工壓裂縫與水平井位置關系、儲層強水淹比例和滲透率級差對水平井含水變化規律有著較大影響。