渤海P油田强水淹层水平井含水规律数值模拟

赵靖康,申春生,李媛婷,陈铭阳,肖 波,谢京平

(1.中海石油(中国)有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津 300459;2.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院,河南南阳 473000)

随着油田进入中高含水期,开发矛盾日益突出,利用水平井挖潜主力水淹层剩余油技术的应用越来越广泛[1-3]。有关水平井产能、部署厚度、水平段长度以及边底水油藏水平井含水变化规律等研究较多,而对于注水开发多层疏松砂岩油藏主力强水淹层的水平井含水变化规律研究较少,因此,以P油田为例,分析投产初期含水和含水上升规律,并充分考虑附近已投产定向油井的人工压裂缝的影响[4-6],制定了以实际水平井含水变化规律分析为指导、数值模拟人工压裂缝的影响机理为手段的技术路线,创新提出研究附近井人工压裂缝与水平井的位置关系、裂缝参数以及储层强水淹比例和渗透率级差对水平井含水的影响,为油田部署水平井挖潜剩余油提供依据。

1 地质油藏概况

P油田是渤海最大的陆相多层砂岩油藏,主力含油层系为明化镇组下段和馆陶组,油藏海拔深度在-800.0～-1 400.0 m。主要含油目的层被划分为13个油组,其中明化镇组下段发育5个油组,馆陶组发育8个油组。储层岩性以细砂岩、中细砂岩和含砾中粗砂岩为主,馆陶组储层孔隙度21%～33%,渗透率50×10-3～5 900×10-3μm2;明化镇组下段储层孔隙度21%～35%,渗透率50×10-3～2 200×10-3μm2,具有中高孔渗的特征;地下原油黏度变化较大,分布在9.1～142.0 mPa·s。

P油田目前主要开发层系为馆陶组,采用350 m井距反九点注采井网,油井采用压裂充填防砂完井生产,平均生产井段长度约为380 m,于2003年1月投产,2003年9月开始注水。历经十多年的注水开发,油田进入中高含水期,利用水平井挖潜剩余油是目前常用方法。水平井虽然能够全井段钻遇油层,但投产后的初期含水和含水上升规律差异较大,部分水平井初期含水较高,与常见规律不同,如图1所示,对油田利用水平井调整挖潜部署有很大影响。

图1 P油田典型水平井含水曲线

2 水平井含水变化规律分析

将P油田水平井按照含水上升规律相近原则,利用专业软件分类回归其含水变化与生产天数的关系,得到凹型Richards曲线式、S型Gompertz曲线式、凸型Bertalanffy曲线式和Michaelis Menten曲线式、厂型Johnson-SchuMCAher曲线式、直线型等六种类型[7-10],如图2所示。通过对单井含水规律、油藏地质情况及剩余油分析可知,凹型和S型含水规律的水平井为未动用油层或已动用未水淹油层,其储层物性相对较差,渗透率约为300×10-3μm2,属中渗储层,厚度约10.0 m,地层压力为原始压力,其他四种情况为已开发动用且储层底部存在不同厚度比例的强水淹。

图2 P油田水平井含水规律模式

针对储层底部存在强水淹、水平段基本未钻遇水淹层的水平井,含水上升规律存在直线型、厂型、凸型,存在较大差异。通过对水平井储层条件、水淹状况、剩余油和周边已生产油井完井方式、含水率等因素进行综合分析对比,认为四种类型水平井含水规律主要出现在底部强水淹储层,储层渗透率1 500×10-3μm2左右,为高渗储层,厚度约15 m。两种凸型与直线型和厂型水平井含水规律主要区别是周边已生产油井相同层位是否进行过压裂充填,造成人工压裂缝[13-14];两种凸型水平井含水规律是周边油井相同层位无压裂充填,而直线型和厂型水平井含水规律是周边油井相同层位有压裂充填,说明周边油井相同层位压裂充填造成人工压裂缝对强水淹层水平井含水规律影响明显,需要开展针对性研究。因此,利用数值模拟软件PetrelRE中EasyFrac模块开展人工压裂缝对水平井含水的影响,包括人工压裂缝与水平井位置关系、裂缝参数以及储层强水淹比例和韵律对水平井含水的影响。

3 强水淹层水平井生产含水影响因素

数值模拟机理设计,采用等厚均质渗透率单层模型,反九点注采井网,渗透率1 500×10-3μm2;孔隙度30%,储层厚20.0 m,网格大小25 m×25 m×1 m,网格数28×28×20个,定向油井采用压裂完井生产,油层底部强水淹(含水率高于80%)的厚度为5.0 m时,加密水平井(距油层顶部5.0 m)挖潜顶部剩余油,同时关闭附近定向油井,设置生产井限最大产液量、限生产压差、限最小井底流压、限最大产油量等相同条件,井网部署如图3所示,对比水平井含水变化规律。

图3 人工裂缝与水平井位置关系

3.1 人工压裂缝位置关系对水平井生产的影响

设计油井附近和油井间两种水平井加密方式,油井附近人工压裂缝单侧长度70 m,压裂缝与油水井主流线夹角分别为0°、-30°、-45°、-60°、30°、45°、60°、90°等八种相对位置关系,与油井无压裂时水平井生产状况进行对比(如表1、图4),可以看出,受压裂缝影响,油井附近加密水平井的含水率明显高于油井间加密水平井的含水率,是因为油井间剩余油比油井附近剩余油富集;对于油井附近加密的水平井,压裂缝与主流线方向夹角为0°且垂直相交于水平井轨迹时,初期含水率最高,压裂缝与主流线方向夹角为90°且与水平井轨迹平行不相交时,初期含水率较低,但高于无压裂缝时水平井初期含水率,其他走向的压裂缝与水平井相交时,初期含水率介于二者之间,说明人工压裂缝在油田开发后期也是水窜通道;对于油井间加密的水平井,压裂缝与水平井相交时,初期含水率高于二者不相交时的初期含水率,同时高于无压裂缝时的含水[15]。

表1 方案设计与水平井初期生产状况对比

图4 不同位置裂缝的水平井含水率对比

3.2 水淹厚度对水平井含水的影响

用相同机理模型开展研究,设计油井压裂缝与主流线夹角为0°,与油井附近水平井垂直相交,分别研究油层未水淹、弱水淹(厚度1.0 m)及强水淹(厚度为1.0、3.0、7.0、10.0 m)时水平井含水规律。

在相同生产条件下,当油层未水淹时,加密水平井初期不含水且含水变化呈S型;当油层弱水淹厚度1.0 m时,加密水平井初期含水率较低且含水呈现凹型;当油层出现强水淹且强水淹厚度越大时,水平井的初期含水率越高,同时水平井含水上升规律由S型转变为凹型、凸型、厂型、直线型,如图5所示,与油田实际水平井含水上升规律一致。

图5 水淹厚度及渗透率级差对水平井含水率的影响

3.3 储层渗透率级差对水平井含水的影响

用相同机理模型开展研究,设计油井压裂缝与主流线夹角为0°,与油井附近水平井垂直相交,分别研究以下三种类型:①油层纵向上渗透率为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),级差为3的正韵律强水淹层;②渗透率为1 000×10-3(厚度10.0 m)、1 500×10-3(厚度10.0 m)μm2,级差为2的正韵律强水淹层;③渗透率为1 500×10-3μm2(厚度20.0 m)的均值强水淹层。

在油层相同水淹程度和油井相同生产条件下,储层纵向上渗透率差异越大,级差越大,水平井初期含水率越低,是因为储层渗透率级差越大,储层顶部剩余油越富集,而压裂缝对顶部储层渗透性改造增强作用,有利于产出,说明水平井的含水受周边储层沉积韵律影响,储层纵向渗透率级差越大,水平井含水率越低,如图5所示。

4 现场应用

油田L102储层平均厚度14.6 m,平均渗透率1 484×10-3μm2,属高渗储层,顶部两口邻近的水平井均未钻遇强水淹,其中P07H2井于2019年8月投产,P01H3井于2021年9月投产。从周边侧钻井水淹情况来看,P01H3井附近的P07ST1井在L102层钻遇强水淹的厚度为3.9 m,大于P07H2附近P02ST1井在L102层钻遇的强水淹厚度(1.0 m),图2c中蓝色为强水淹和中水淹。P01H3井周边生产井在该层位没有进行压裂充填,而P07H2井周边的P02ST02井和P08ST01井进行了压裂充填,两口井初期日产油和含水率相差不大,但P07H2井含水率上升为厂型,P01H3井含水率上升为凸型Bertalanffy曲线式,与数值模拟研究结果一致,如图6所示,说明人工压裂缝在初期是增产通道,但易形成水窜通道,针对水淹层进行水平井挖潜部署时需要考虑远离附近已生产井的压裂缝。

图6 P01H3井和P07H2井组水平井生产分析

5 结论

1)将P油田水平井含水变化规律分为凹型、S型、两种凸型、厂型、直线型等六种类型,其中凹型和S型含水规律的水平井为未水淹油层,其他四种情况为底部强水淹油层,可以进行顶部剩余油挖潜。

2)油田水平井实际含水规律验证,凸型为正常强水淹层顶部剩余油挖潜水平井含水规律,厂型、直线型含水上升规律的水平井受周边已生产油井的人工压裂缝影响严重,说明压裂缝在初期是增产通道,但易形成水窜通道,对水淹层进行水平井挖潜部署时需考虑远离附近已生产井的压裂缝。

3)附近生产井的人工压裂缝与水平井位置关系、储层强水淹比例和渗透率级差对水平井含水变化规律有着较大影响。