凝胶隔板抑制水平井底水锥进效果分析

沈 思 孙 瑫 华科良 袁伟杰

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452)



凝胶隔板抑制水平井底水锥进效果分析

沈 思 孙 瑫 华科良 袁伟杰

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452)

运用数值模拟技术对凝胶隔板抑制水平井底水锥进效果进行深入分析。首先建立数值模拟模型，对影响锥进效果的各因素进行评价，包括隔板的渗透率、隔板尺寸及位置。结果表明，凝胶隔板可以大大延缓底水油藏水平井的见水时间，减缓含水率上升速度，增加产油量，但隔板的渗透率并不是越低越有效，当渗透率小于一定值时，见水时间反而变早；凝胶隔板在长度大于水平井长度，宽度尽量与长度一致时效果最好；隔板的水平位置应尽可能以水平井为基准保持对称，在纵向上靠近水平井且距离水平井2～3 m最优。

底水油藏； 底水锥进； 数值模拟； 凝胶隔板

底水油藏在自然开采过程中因油水界面无隔层、流度比较大等原因,易出现底水锥进[1]。底水锥进是影响底水油藏开发效果的重要因素。底水锥进常常使油井过早见水、含水率上升迅速、产量递减加快[2]。底水稠油油藏进入开发中后期，随着底水的锥进，水窜现象严重制约了油田的发展[3]。

Muskat等人于1935年首先提出了水锥理论，简单给出了极限产量、极限压差和极限水锥高度计算关系式和相应的计算图表[4]。Karp等人在前人研究的基础上分析了水平隔板性质对底水锥进的影响[5]；Welge和Weber使用2D模型对锥进过程进行了数值模拟[6]; Sobocinski和Cornelius运用多种数学方法对底水的突破时间进行了预测[7]；Wheatley使用3D模型模拟了水锥存在时的压力分布情况[8]；Hoyland得到了各向异性地层临界产量的数值计算法[9]； Guo等人分析了不同压力梯度下临界产量的计算方法[10]。目前对于凝胶隔板对水平井底水锥进影响的定量研究较少，更多只是定性分析。本次研究利用数值模拟技术对水平井下部的凝胶隔板性质进行研究，研究隔板的渗透率、大小、位置等因素对见水时间、含水率曲线形态和累计产油量的影响。对隔板影响水平井生产及抑制底水锥进的规律进行定量研究。

1 数值模型的建立

运用CMG公司的STARS模拟器构建数值模拟模型。模型为黑油模型，油藏大小为425 m×425 m，厚度为18.3 m的均质油藏，步长为17×17，水平、垂向平均渗透率均为500×10-3μm2。油藏中心有一口水平井，水平段长度为175 m，日产液量80 m3。底水运用Carter-Tracy方法构建，水体大小为储量的2倍。凝胶隔板位于油藏内部，厚度 1.5 m，通过定义油藏某一部分的渗透率来定义隔板。隔板的长度、宽度、水平位置、垂向位置分别用Lb、Wb、Xb、Zb表示。此外为了达到精细研究的目的，井周围和隔板附近的网格都进行了网格加密(每个网格又被剖分成了5×5)。

2 模拟结果分析与讨论

为了更好地研究隔板的各项性质对水平井底水锥进效果的影响，根据隔板的渗透率、长度、宽度以及隔板的水平位置和垂直位置设置了26套方案，见表1。

2.1 隔板渗透率的影响

不同隔板渗透率下的含水率和累产油曲线见图1。从图1可知：没有凝胶隔板，水平井在生产200 d左右开始见水，而在有隔板的情况下，见水时间延长到300 d以上，且含水率上升速度减缓；当生产时间达到1 000 d时，没有隔板的水平井含水率达到60%以上，而隔板渗透率为0.5×10-3μm2的水平井含水率只有10%左右；同样，隔板在增加水平井累产油方面的效果也较明显。

表1 方案编号及描述

随着隔板渗透率的减小，生产井见水时间逐渐推迟，含水率上升速度变小，累产油量变大，但当渗透率小于0.50×10-3μm2时，见水时间反而提前，累产油量下降。通过分析发现，由于隔板渗透率远小于基质渗透率，使得隔板两侧形成相对高渗通道，加快了两侧水锥的上升速度，促使油井见水；而隔板的渗透率与基质渗透率极差不大时，虽然会有一部分底水通过隔板，但另一方面会减小隔板两侧与中间的压差，延缓了二次水锥的形成(见图2)：因此，并不是隔板渗透率越低，水平井见水时间越晚。由于二次水锥的存在，需要考虑具体油藏的情况，隔板渗透率为基质平均垂向渗透率的110 000～11 000时，对水锥的抑制效果最好。

2.2 隔板长度的影响

隔板长度也是一个主要的影响因素，为了评价隔板长度对延缓见水时间的影响，设计了5套方案。其中，隔板的渗透率都取为0.5×10-3μm2，宽度为125 m，隔板位于水平井正下方2.8 m处，隔板长度分别为75 m(37水平井长度)、125 m(57水平井长度)、175 m(水平井长度)、225 m(97水平井长度)、275 m(117水平井长度)。模拟结果如图3所示。从图中可以看出：当隔板长度小于水平井长度时，水平井见水时间与基础方案(无隔板)基本一致，含水率上升速度也没有得到好转，含水率曲线的形态也和基础方案大体一致；当隔板长度等于甚至大于水平井长度时，含水率曲线形态发生了明显的变化，从见水时机到上升速度都要远远优于隔板长度小于水平井长度的方案。此外，当隔板的长度大于水平井长度时，会大大延缓水平井的见水时间，并显著限制了二次水锥的形成，但若长度继续增加，由于水平井宽度方向二次水锥的形成，隔板降水效果变化不明显。

图1 不同隔板渗透率下的含水率和累产油曲线

图2 不同隔板渗透率对含水饱和度的影响

因此在设计水平井段长度时要充分考虑隔板的分布情况和长度，水平井段若长于隔板长度会造成底水的快速锥进。

2.3 隔板宽度的影响

为了对隔板宽度的影响效果进行研究，设计了9套方案(隔板宽度分别为25、75、125、175、225、275、325、375、425 m)，其含水率曲线如图4所示。可以看出：随着隔板宽度的加大，水平井见水时机逐渐推后，其含水率上升速度逐渐变小，但当宽度大于175 m时，隔板抑制水锥的效果不明显，累产油量的增幅减缓。

图3 不同隔板长度下的含水率曲线

分析认为,当隔板的宽度(垂直于水平井延伸方向)大于长度(平行于水平井延伸方向)时，宽度不再起主导作用，水锥会沿着隔板长度方向锥进，使得隔板的长度成为影响锥进的主导因素。

图4 不同隔板宽度下的含水率和累产油曲线

以水平井中心位置为原点，研究隔板中心位置相对于原点的水平距离的影响。共设计了3套方案，隔板长度和宽度取水平井长度，为175 m，渗透率为0.5×10-3μm2，水平距离分别为-25、0、25 m。模拟结果如图5所示。隔板水平位置的影响主要体现在见水时机上。当隔板与水平井存在水平位移时，见水时机提前，甚至比没有隔板的效果更差。分析认为：隔板与水平井存在位移会使得水平井两端的压力场分布不均，加强底水向另一个方向的锥进，但隔板的水平位置对水平井最终含水率影响并不大。

因此在设计水平井井位的时候，要考虑水平井周围渗透率的分布情况和隔板的位置，尽量做到让水平井周围的压力分布均衡，最大程度地发挥隔板的作用。

2.5 隔板纵向位置的影响

为了研究隔板纵向位置对水平井含水率的影响，设计了5套方案，隔板长度和宽度取水平井长度，为175 m，渗透率为0.5×10-3μm2，水平距离为 0 m。以水平井中心为原点，隔板中心位置与水平井中心位置的纵向距离记为隔板的纵向位置，分别为0、2.8、5.6、8.4、11.2 m，模拟结果如图6所示。隔板的纵向位置对水平井的含水率及水锥的抑制影响较大，距离越远，水锥就越容易突破隔板，而一旦突破，水锥就会迅速上升。总之，距离越远，见水时间越早，含水率上升越快，水锥抑制效果越差；而距离太近时，初期水平井的日产油量会略小于其他方案，这是因为距离太近，隔板会阻挡油的流动，从而影响初期产油量。

图5 不同隔板水平位置下的含水率和累产油曲线

图6 不同隔板垂直位置下的含水率和日产油曲线

综合以上考虑，研究区块水平井在隔板上方 2～3 m比较合适，既能有效抑制水锥的突进，又能保证一定的产油能力。

3 结 语

(1) 通过数值模拟技术评价了凝胶隔板在抑制底水锥进中的关键作用，隔板的存在会延缓见水时间，减缓含水率上升速度并达到增油的目的。

(2) 隔板的封堵效果并不是越强越有效，封堵效果太强会促进二次水锥的形成，隔板渗透率介于基质平均垂向渗透率的110 000～11 000为最佳。

(3) 隔板长度长于水平井水平段的长度，且宽度与长度一致，会得到较好的抑制水锥的效果，但长度、宽度过大时，其延缓水锥的效果差别不大。因此设计水平井时，水平段的长度应尽量小于隔板的长度。

(4) 水平井段的水平位置应尽量以隔板为基准保持对称，在纵向上应尽量靠近隔板。

[1] 吴均,李良川,朱玉双,等．底水油藏先期堵水技术[J].石油钻采工艺,2007,29(增刊1)：94-96．

[2] 李传亮,杨学锋.底水油藏的压锥效果分析[J].大庆石油地质与开发,2006,25(5):45-46．

[3] 李晓林,周兴武,金兆勋,等.影响稠油油藏底水锥进的主要参数研究[J].特种油气藏,2003,10(增刊1):56-58.

[4] MUSKAT M, WYCHOFF R D. An Approximate Theory of Water Coning in Oil Production [J]. Transactions of the AIME, 1935,114(1):144-163.

[5] KARP J C, LOWE D K, MARUSOV N. Horizontal Barriers for Controlling Water Coning [J]. Journal of Petroleum Technology, 1962,14(7):783-790.

[6] WELGE H J, WEBER A G. Use of Two-Dimensional Methods for Calculating Well Coning Behavior [J]. Society of Petroleum Engineers Journal,1964,4(4):345-355.

[7] SOBOCINSKI D P, CORNELIUS A J. A Correlation for Predicting Water Coning Time [J]. Journal of Petroleum Technology, 1965,17(5):594-600.

[8] WHEATLEY M J.An Approximate Theory of Oil Water Coning [G].SPE 14210MS,1985.

[9] HOYLAND L A, PAPATZACOS P,SKJAEVELAND S M. Critical Rate for Water Coning: Correlation and Analytical Solution [J].SPE Reservoir Engineering,1989,4(4):495-502.

[10] GUO B Y, LEE R L-H. A Simple Approach to Optimization of Completion Interval in OilWater Coning Systems [J]. SPE Reservoir Engineering,1993,8(4):249-255.

Study on the Effect of Gel Barriers to Horizontal Well Water Coning in Bottom Water Reservoir

SHENSiSUNTaoHUAKeliangYUANWeijie

(Engineering Technology Branch, CNOOC Energy Development Co. Ltd., Tianjin 300452, China)

In this paper the effect of gel barriers to horizontal wells water coning is simulated with numerical simulation. A numerical simulation model was established first, considering the influential factors, such as permeability, size and location of the barriers. It concludes that barriers can delay the coning time of horizontal wells, slow down water cut rising and increase oil production. If the permeability of the barriers is below the matrix permeability, its water coning can come earlier. If the length of barriers is the same as the horizontal well, it will get optimal result. The horizontal well location should be symmetric with the barriers in horizontal direction and be close enough to the barriers in vertical direction, about 2～3 meters.

bottom water reservoir; water coning; numerical simulation; gel barriers

2016-01-26

国家重大专项项目“海上大井距多层合采稠油油藏聚合物驱剩余油分布机理研究”(2011ZX05024-002-001)

沈思(1984 — )，男，工程师，研究方向为三次采油及油藏数值模拟技术。

TE355.6

B

1673-1980(2016)05-0030-05