薄层边底水油藏直井开发效果及改善措施研究

崔景云 蒋时馨 唐颖 苏展

中海石油气电集团技术研发中心 北京 100028

薄层边底水油藏具有油层厚度薄，边底水分布范围较大，非均质性较强的特点，与国内外常见的厚油层状底水油藏相比，其不满足开采需要的临界产量，部分油井投产初期既油水同产，薄层边底水油藏在开发中普遍面临着含水上升速度快，产量递减迅速，开发效果变差的问题[1-6]。因此，研究薄层边底水油藏的开发效果和影响因素具有重要的实际应用价值。以国内Z油田为例，对水侵系数、采液/采油指数、注水利用率关键开发参数进行评价。

1 开发效果关键参数评价

1.1 水侵系数评价

不封闭弹性水压驱动条件下油藏的物质平衡方程式可表示为：

应用水侵系数来计算边底水的活跃程度，采用薛尔绍斯（Schilthuis）方程式计算水侵系数。薛尔绍斯方程式可表示为：

式中：We为累积水侵量（m3）；No为原始地质储量（104m3）；Bo为原油体积系数，小数；Wi、Wp为累积注水量和累积产水量（m3）；N为动态地质储量（104m3）；Ce为综合压缩系数（1/MPa）；△P为地层压降（MPa）；K为水侵系数(m3/MPa·mon)。

1.2 采液/油指数分析

实验室条件下，采液/采油指数：

式中：qo为产油量（t/mon或104t/a）；Kro、Krw为油相/水相相对渗透率，f；KA/L为常数；μo、μw为原油和地层水粘度，mPa.s；μw—地层水粘度，mPa.s。

对于确定的岩心样品，KA/L值可视为常数。如果将束缚水饱和度条件下（含水率为0）的采油指数确定为1，利用对应于不同含水饱和度下的油水相渗透率Kro、Krw值，可求得与束缚水饱和度相对应的采液、采油指数比值，再换算成不同含水条件下的相对采油/采液指数，分析可知：随含水率的增加，相对采液油指数下降，且在低、中含水阶段（含水率小于40%）下降较快。

1.3 吸水指数分析

按马斯凯特公式计算吸水指数：

相应采油指数：

采油，吸水指数比：

式中：k—有效渗透率，10-3μm2；h为油层厚度（m）；ρo为原油密度（g/cm3）；rw为井筒半径（m）；re为泄油半径（m）；rwo、row为油水前沿距离油井和注水井的距离（m）；其余参数同前。

1.4 注水利用率评价

注水利用率是评价油田注水开发效果好坏的重要方面，通常采用存水率指标对其进行评价。累积存水率（CCI）与注水利用率成正比，其数值的变动与不同的开发阶段有关。某一油藏累积存水率与累注水、累产水的关系为：

对于采用注水方式开发的油田，可以认为地层压力变化幅度很小，即地层原油体积系数Bo为常数，同时取地层水的体积系数为1.0，可得累计注水量的表达式：

将上式代入公式（1）得：

将式（2）代入甲型水驱曲线关系式得：

式中：γo为地面脱气原油相对密度；Z为累积注采比，无因次；其余参数同前。

结合静动态参数由公式（3）做出累积存水率与采出程度理论图版，分析可知：当采出程度小于2.75%左右时，由于油田处于开发初期，主要依靠天然能量开采，没有进行全面注水开发，此时累计存水率为负值；油田全面转注后，油藏累积存水率迅速上升。目前注采比为1.2，累积存水率基本维持在0.64附近。计算结果显示累积存水率较低，可以通过增大注采比达到提高累积存水率的目的。

综上分析可知，本油藏属地层水活跃油藏。采液/油指数随含水率的增加而下降，且在低—中含水阶段（含水率小于40%）下降较快。目前水驱前沿在井中心附近，累积存水率均较低，可以通过增大注采比达到提高累积存水率的目的。

2 开发效果影响因素分析

2.1 地质特征的影响

（1）油层厚度薄、避射高度低导致底水锥进位于油藏边部的井靠近底水活跃区域，且边部的油层厚度比较薄，射孔段靠近油水界面，避水高度过小，会造成高含水。

除部分井在油藏边部的原因外，射孔厚度过大也是影响试采效果的主要原因之一（一般射开全部油层，射厚5～8m）。后期调整了射孔厚度，一般只射开上部，厚度为3m左右，射开程度为40%～60%，严格控制了油层的射开程度后，有效地降低了油井初期含水。

综上分析可知，当生产井的油层段下部具有一定底水，且无有效的隔/夹层阻挡时，采油井的含水率会随着开采时间不断延长而迅速上升。因此，对于油藏边部靠近底水区域的生产井，需选择合理的避水高度和射孔井段，以达到抑制底水锥进，控制含水速度的目的。

（2）隔/夹层分布对含水上升的影响。当生产井钻遇隔/夹层，采油井的含水上升会受到一定的阻挡作用，底水锥进受到有效的抑制[6]。但是，受隔/夹层分布的影响，并非所有生产井会钻遇。

部分井处于油藏边部底水区域，隔/夹层厚度较薄甚至尖灭，油水层之间的层间隔层钻遇率较低，因此这些地区封隔性差，多是底水上窜的高发区。典型井生产特征显示，在投产后四个月的时间里含水率由3%迅速上升至90%，随着时间的推移含水率居高不下，开采效果较差。

部分区域生产井周围钻遇隔层分布比较稳定，厚度较大，封隔性能良好，因此对油水的渗流可以起到很好的遮挡和阻碍作用，因此可有效抑制注入水上窜，从而控制含水上升速度。处于油藏中部无底水区域的典型井生产特征显示，投产至今含水率控制在10%以内，开采效果较好。

（3）生产井距离边水近，边水推进导致含水上升。含水最高的井位于油田构造边缘，紧邻边水，并且底部储层物性变差，且砂层底电性降低，具有含水特征。该井生产初期为低含水生产，随着开采的进行，由于地层能量不足，日产油迅速降低，含水率快速上升，含水率上升至最大值98%。

从井的生产历史看，油井生产初期含水程度低，且整个生产过程油井日产液量基本保持稳定，说明油井具有较好的供液能力，地层能量比较充足。油井位于含油面积边缘，紧邻边水分布区域，测井电性显示油井具有底水特征，分析认为生产含水主要为边水推进。由于水的粘度比油粘度小得多，流动性更好，因此边水推进抑制了油的产出，使得油井日产油迅速下降。

2.2 开采参数的影响

（1）采油速度过快导致水窜。薄层边底水油藏开发过程中需采用合理的采油速度，采油速度过快则易导致水窜或者注水前缘突进至采油井，进而导致油井含水程度上升，使得生产井开发效果变差。

部分井投产初期采油速度较高，采油速度远高于合理值，由于采油速度过快，水驱前缘到达油井，造成油井含水快速上升，含水上升导致采油速度迅速递减。因此，为了持久高效开发，需控制生产井的采油速度。

（2）水井剖面吸水不均或管外窜。注水井管外窜或者剖面吸水不均，会使得注入水下窜至底水层，加强底水能量，造成底水锥进、油井含水上升。

某典型井投产初期生产动态比较好，初期含水率低于10%，但后期含水程度快速上升，产油量也随之迅速递减，目前含水率达到为90%。分析可知其相邻注水井存在管外窜，吸水剖面不均匀，射孔段底部强吸水。受注水井的影响，此生产井含水迅速上升，开发效果受到严重影响。

（3）井距小、导致注入水单方向突进或水窜。水驱油藏开发实践表明，开发过程中需保持适当的井距，井距过大则井网控制程度低，不利于井间储量的开采；井距过小则易引起注入水突破，使得生产井的开发效果变差。

某典型井生产初期效果较好，但是随着距离其仅100的生产井转为注水井，因为井距较小、距离太近，导致注入水直接窜至生产井而采出，此井生产迅速恶化，此井已经因高含水而关井。

（4）注采井网不完善。油藏中部井网比较完善，井网控制程度高。而油藏边部由于井网不完善，部分生产井处于无注水井控制或注水受效差状态。由于油藏边部边/地水比较活跃，若无有效的注入水控制地层压力，易导致边/底水推/锥进，从而影响相应井的开发效果。

从位于油藏边部井的生产历史来看，生产初期含水程度较低，生产效果较好，随着开采的进行，含水程度逐步升高，同时日产油量日趋递减，由于井网不完善导致注水受效差，无法有效抑制底水锥进，进而导致生产井含水程度逐步提高，开发效果变差。

3 改善开发效果措施研究

体积波及系数的差异是导致井网密度影响最终采收率的主要影响因素，井网越密则影响程度越小，随井网密度增加，体积波及系数随着井网密度的增大而加大，进而提高最终出程度，然而，当井网密度高于一定数值时，采出程度的增加速度出现减缓趋势，因此井网密度存在一合理范围。

4 结论

针对目前薄层边底水油藏注水开发过程中面临的问题，评价了此类油藏的开发效果，并进一步分析了开发效果影响因素，提出了相应的改善对策，得到以下结论和认识：

1）薄层边底水油藏与国内外常见的厚油层状底水油藏相比，不存在满足开采需求的临界产量，部分生产井投产初期变高含水，随着时间推移，油藏很快进入中高含水期。

2）存在边/底水、油层薄、无有效隔/夹层的井，含水上升快，产量递减迅速，采出程度低，开发效果比较差；反之亦然。采油速度过大、注水井吸水剖面不均、与相邻注水井井距过小、井网控制程度低的生产井，易出现含水上升速度快，产量递减迅速的问题。

3）井网密度存在一合理范围，合理井网密度为12.4km2，目前井网密度8.0口/km2，因此，在目前井网条件下，存在加密井网提高采收率的空间。