水平井水淹类型识别及治理对策研究排版

1、文章编号：注水开发水平井水淹类型识别及堵水技术研究齐银1，2，郑刚2，董立全1，白晓虎1，陆红军1，顾燕凌1（1. 长庆油田分公司超低渗透油藏研究中心 陕西 西安 710018；2. 长庆油田分公司超低渗透油藏开发部 陕西 西安 710018；）摘要：鄂尔多斯盆地超低渗透油藏采用直井注水、水平井采油井网开发，一口水平采油井对应多口配套注水井，生产过程中部分井水淹损失产能，为了快速识别注水开发水平井水淹类型，恢复水平井单井产能，通过对对应注水井生产动态指标分析，利用模糊聚类的方法判断水平井来水方向，并基于储层物性、改造措施类型、渗流特征等建立了油藏模型，通过模拟计算确定最佳堵水时机、堵剂用量、施

2、工参数等。矿场试验表明该方法可以确定优势来水方向，优化的堵水调剖参数在现场应用效果明显。关键词：超低渗透油藏；水平井；水淹；工程治理对策例：文献标识码：A0 前言长庆油田超低渗透油藏分布广泛，储量资源丰富，已探明超低渗透油藏三级储量占长庆油田总三级储量的50.6%；潜力储量为11.87亿吨，占总潜力储量的79%，是长庆油田增储上产的重要资源基础。以华庆油田为代表的超低渗透油藏以半深湖深湖相沉积为主，沉积类型以砂质碎屑流、浊流沉积为主；储层物性差，平均孔隙度11.12%，岩心渗透率0.3610-3m2；孔吼细小，中值半径0.10.2m，地层压力系数0.7，属低压超低渗透油藏。开发初期该类油藏主要

3、采用定向井超前注水开发技术，对于物性相对较好的区块开发效果理想，而对于物性相对较差的区块，直井开发单井产量低，开发效益差。近年来，开展了超低渗透油藏水平井开发试验，同样采用超前注水技术政策，试验了交错排状注采井网，直井注水，水平井采油，水平段长度600-800m，配套6口注水井，见到了明显的增产优势，单井产量达直井产量4倍左右，且稳产效果好。然而，在生产过程中，出现了部分井水淹的现象，严重影响了水平井试验效果，由于水平井配套注水井较多，生产动态验证时间长，堵水调剖工作难度大，本文结合生产动态数据，提出了水淹类型识别方法，指导了生产动态验证工作，并提出了相应治理对策。1水淹类型识别关于油田注水开

4、发水淹油层的识别，很多学者都进行了研究1-4，研究的对象多数为已进入高含水期开发的油田，研究的方法多为通过测井资料、录井等资料进行归纳对比、模糊神经网络判断等，而判识水淹井来水方向及水淹类型时，多采用生产动态验证、示踪剂测试等方法，该方法可以准确判断来水方向，但验证周期长。对于一口采油井对应多口注水井时，如HQ油田水平井注水开发时，水平井水淹动态验证和测试难度增大、水淹类型识别周期长。本文根据注水一些生产动态指标，利用模糊聚类的方法判断水平井来水方向5-6。1.1窜流通道识别指标筛选(1) 注水井注入压力变化率如果注采井之间不存在窜流通道，注水井注入压力在长时期内会保持平稳。而在窜流通道形成的

5、过程中，注水井的注入压力在短期内迅速下降。(2) 注水井注入压力相对值当注水井与水平井之间存在窜流通道时，注入水沿地层内部窜流通道突进至生产井，渗流阻力小，在达到作者简介：齐银（1980-），男，陕西定边人，工程师，硕士，主要从事压裂酸化技术研究与应用工作。地质配注条件下，地面注水压力相对系统压力偏低。(3) 注水井每米吸水指数变化率存在窜流通道的井，其单井每米吸水指数会远比其它井大，吸水指数较大的井存在窜流通道的可能性较大。(4) 注水井超前注水量相对值注水井超前累计注水量越大，发生窜流的可能性越大。(5) 注采动态相关性生产过程中的注入量和产液量可以反映注采井之间的相关性，油水井动态相关值

6、越大，窜流通道的发育程度越大。1.2窜流通道识别方法窜流通道模式分为孔隙型或裂缝型。如果Darcy径向流公式左端大于右端5倍或者更多，则近井筒流体流态为线性流，即窜流通道为裂缝型7。在确定表征窜流通道的指标后，利用模糊聚类数学方法客观划分注水井类型，即判断确定注水井存在窜流通道的概率，从而筛选出优势注水井。1.3实例应用QP3井位于HQ油田，该井2010年12月13日投产，排液稳定后日产液18.8m3，日产油6.1t，含水61.8%，含盐47353mg/l；见水后日产液13.5m3，日产油2.97t，含水74.1%，动液面位于井口，含盐12861mg/l，水淹后日产液14.4m3，日产油0t，

7、含水100%，动液面位于井口，水型为Na2SO4型，而该区地层水为CaCL2型，为此可以确定见注入水。通过整理、分析QP3井组生产动态数据及测试资料，采用窜流通道识别方法计算结果表明：B260-60井存在窜流通道的概率最大(96.3%)，其次为B261-62井(65.7%)。计算流态识别指数，B260-60井为线性流(5)，因此认为该井与QP3井有裂缝沟通。经动态验证，B260-60井2010-12-31停注后，QP3井从2011-1-6开始含水由96.0%下降至48.4%。表1 QP3井对应注水井计算结果注水井B258-62B259-64B260-60B261-62B262-58B263-6

8、0超强注水相对值0.370.150.150.150.040.14注采相关性0.010.011.000.010.800.30注水压力相对值1.050.841.320.980.891.02注水压力变化率0.030.050.400.070.210.21米吸水指数m3/(d.Mpa.m)0.180.480.250.280.510.40窜流概率（%）6.35.596.365.75.932.6流态识别指数0.170.1515.603.820.700.86流态识别/裂缝线性流弱线性流/2治理对策研究2.1典型模型的建立采用CMG数值模拟软件(STARS模块)，结合华庆长6油藏物性和渗流特征，以QP3井为例，

9、建立了水平井井组优势注水井凝胶深部调剖数值模型。水力压裂裂缝是通过模型中局部网格加密和“等效导流能力”的方法实现，即适当地扩大缝宽而同时等比例缩小裂缝渗透率，保持裂缝导流能力不变的做法处理裂缝8-12。2.2深部调剖技术研究从QP3井水淹类型识别可见，该井属于裂缝见水特征，应对注水井深部调剖达到对窜流通道的“填、堵”作用，对油层纵向调剖，横向提高水驱效率的作用。目前的堵剂品种众多，针对该井油层特征、水淹特征采用低强度堵剂+多功能强凝胶+弱凝胶体系具有较强的针对性。利用数值模拟计算的方法确定了注入浓度、堵剂用量、注入时机及段塞设计。(1) 注入浓度堵剂注入浓度不同，措施效果不同。计算结果表明，相

10、同的堵剂用量条件下(1500m3)，堵剂浓度增加，水平井含水下降，但在30kg/m3以后下降幅度逐渐趋缓。为此确定堵剂浓度在30kg/m3为最佳堵剂浓度值。 图1 QP3含水率不同堵剂浓度曲线 (2) 堵剂用量在水平井含水达到90%时，不同的堵剂用量得到不同的措施效果。模拟计算结果表明，随着堵剂用量的增加，水平井含水下降越多，但下降幅度逐渐趋缓。相对应的深部调剖井注入压力也随着堵剂用量的增加而增大， B260-60井注水井口压力上升空间4-5MPa，综合确定合理的堵剂用量为1500-2000m3。 图2 不同堵剂用量措施效果曲线 (3) 注入时机对于微裂缝发育的超低渗透油藏而言，在注水开发过程

11、中，一旦注入水沿微裂缝突进，则注入时间越长水淹优势渗流通道越明显。为此，在裂缝窜流发生后，应及时对优势注水井进行深部堵水调剖，改变注入水沿优势渗流通道的渗流能力，达到注水均匀驱替的作用。通过对QP井计算结果表明，相同的堵剂用量下(1500m3)，窜流注水井累计注水量越大，调剖措施效果越差，即调剖时机越早越好。 图3 QP3含水率-不同累注量曲线 (4) 段塞设计在堵剂类型、堵剂用量确定条件下，如何优化注入段塞设计直接影响堵水调剖的措施效果。结合该区油层特征、水淹类别，分别计算了单段塞、强凝胶与弱凝胶组合段塞条件下的堵水效果。可见相同的堵剂用量下(1500m3)，多段塞效果好于单段塞，而封堵段塞

12、“强-弱-强(1:2:1)”组合降含水效果较优。 图4 QP3含水率-不同段塞组合曲线 2.3调剖堵水实施效果在上述水淹类型识别、动态验证和模拟计算的基础上，对B260-60井进行了复合堵水调剖试验，凝胶段塞采用“强-弱-强(1:2:1)”，其中强凝胶用量985方，弱凝胶用量699方，累计用量1684方，实际堵剂浓度28.2kg/m3，堵水调剖措施后，见到了明显效果。(1) 堵水调剖后注水井注水压力升高、压降趋势明显变缓。图5 B260-60井调堵前后注水压力变化曲线从调剖前后的压降曲线来看，调剖后注水井注水压力升高2.0MPa，调剖前后测压6小时，压降速率分别为1.01MPa/h和0.33M

13、Pa/h，压降曲线明显变缓，调剖起到了一定的效果。 (2) QP3井含水下降。在堵水调剖过程中，QP3井含水100%，日产液量14m3，动液面位于井口，堵水调剖结束后生产三个月，含水下降至20%，动液面下降至1200m，日产油达5.0t，生产形势基本稳定，见到了良好的效果。图6 QP3井采油曲线3结论及建议(1) 对于一口水平井对应多口注水井开发的条件下，水平井水淹后，利用模糊聚类的方法可快速判断水平井来水方向、确定优势注水井，通过对QP3井对应的6口井分析计算结果与实际生产动态验证结果一致，表明该方法具有一定的实用性。(2) 在对水平井来水方向盼识的基础上，利用数值模拟的方法对最佳堵水时机、

14、堵剂用量、注入浓度、段塞设计、施工参数进行了优化研究，确定了合理的施工方案，在QP3井对应的注水进行深部调堵后，该水平井含水下降至20%，动液面下降至1200m，产油量恢复到5t，取得了良好的应用效果。参 考 文 献1 王超，蔡敏.大庆西部低渗透水淹层识别方法研究J. 石油天然气学报(江汉石油学院学报),2008,30(3)：249-251.2 董玲.低渗透裂缝性储层水淹层识别方法探讨J. 中国石油和化工标准与质量,2010,第六期:121-123.3 朱华艳,王树明,郭万奎,等。 多资料水淹层识别的模糊神经网络模型研究J.计算机工程与应用,2006,2：226-229.4 何文祥，杨乐，刘逸

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16、学报(江汉石油学院学报),2010,32(6)：294-298.9 赵杰，罗森曼，张斌. 页岩气水平井完井压裂技术综述J. 天然气与石油,2012,30(1)：48-51.10 常彦荣. 裂缝型油藏深部调剖工艺技术研究与应用D.成都：西南石油大学. 2006.11 李宜坤,胡频,冯积累,等。水平井堵水的背景、现状及发展趋势J. 石油天然气学报. 2005,27(5):757-760.12 杨希志,李君,杨付林，等。高质量浓度聚合物溶液注入压力的降压效果J.大庆石油学院学报,2005,29(6):31-35.Research on water flooded type identificatio

17、n and Water Shutoff Technology of Horizontal wellQiYin1，2，ZhengGang2，Dong Liquan1，Bai Xiaohu1，Lu Hongjun1，Gu yanling1（1. Changqing Oilfield Company Ultra Low Permeability Reservoir Research Center Shaaxi xian 710018；2. Changqing Oilfield Company Ultra Low Permeability Reservoir Development Departmen

18、t Shaaxi xian 710018；）Abstract：Erdos Basin ultra low permeability reservoir using vertical well water injection and horizontal well production, A horizontal well corresponding to several water injection wells, some wells loss capacity for flooding during production. In order to identify water flooded type quickly for water flooded horizontal well, and recovery of the horizontal well productivity. Through the production parameters analysis for water injection well and using the fuzzy clustering