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摘要：对于底水砂岩油藏，分析水平井的脊进机理，进而确定其水淹规律是底水油藏水平井合理开发的理论基础。通过对底水油藏水平井的水脊机理、生产规律及影响因素分析基础上，采用物模实验、数值模拟以及水平井测试相结合来分析水平井见水特征，以指导后期的水平井控水措施。
关键词：底水 水平井 规律
Abstract: for sandstone reservoir with bottom water, analysis of horizontal well ridge into the mechanism, and then determine itsflooding law is the theoretical basis for reasonable development ofhorizontal well in bottom water reservoir. The law and the influence mechanism of production water crest, a horizontal well in bottom water reservoir based on the factor analysis, analysis ofhorizontal well water features using the physical modelexperiment, numerical simulation and the horizontal well testing of the horizontal well combination, guide the later water controlmeasures.
Keywords: rules of horizontal well with bottom water drive
中图分类号：TE144文献标识码：A文章编号：2095-2104(2013)
中原1区和KZ1区是中原油田碎屑岩底水油藏的典型区块，以研究两个区块揭示底水油藏油水运动规律。两个区块表现特征包括开发过程中油井的压力下降幅度较小。油藏的驱动能量充足，1区和KZ1区都不存在量衰竭的问题。影响油井产量递减的主要原因是水体锥进或脊进。
一 单井动态分析研究
1 水平井产能分析
与直井相比，在相同油层条件下,水平井的产能随着水平井水平段长度增加,油井与油藏接触面积增加,产量倍数亦有所增加。在实际油藏条件下,水平井增产倍数受油层岩性变化、地层污染、水平井井筒内的压力降的限制。在水平段长度相同情况下,低渗油藏的增产倍数高于高渗油藏。此外,增产倍数还受到偏心距、油层在纵向和垂向的渗透性差异、井筒半径等因素的影响。
由于水平井的产能高，生产相同流量的流体，需要的生产压差小，从而可减弱边底水的锥进速度。因此水平井的无水产油期长于直井，这些因素正是促进油藏采用水平井开发的原因。
2水平井递减规律分析
在分析油田动态形势过程中，通常引用两个概念，将产量递减划分为自然递减和综合递减，自然递减指上年老井无措施条件下的产量递减，综合递减指上年老井措施后的产量递减。
通过上述定义，拟合中原1区的大多油井的递减率超过15%。即油井的递减率非常快。根据产能公式，减缓产量递减的主要措施是改变油田或区块的井网密度、改变流动条件、改变生产压差，使有關参数变化系数向着有利于减缓产量递减的方向发展。
（1）提高井网密度
（2）控制生产压差
1）提高地层压力。主要是向油层注水或注气或注其它注入剂，采用合理的注采比，适时地补充地层能量。在注水达到一定阶段就要增加注水井点，改变液流方向。这不仅可以提高波及体积，而且可以提高地层压力。2）建立合理井底流压。就是在合理流压界限范围内，通过油井工作制度优化、泵优化、降低油井综合含水等措施尽可能优化油井井底流动压力。
（3）提高流动系数
流动系数的变化取决于渗透率、出油厚度、原油粘度的变化，提高流动系数就是要提高有效渗透率，增加有效出油厚度和降低地下原油粘度。
改变流动系数的有效厚度值可以有效增加流动系数变化率，在不改变渗透率值和流体粘度的情况下延缓了递减。另外也可以改变渗透率值和流体粘度来增加流动系数变化率，如：采用聚合物驱，微生物驱油或者采用压裂，酸化等措施来改变流体粘度和地层渗透率。
除了上述因素，还有更关键的因素需要考虑：控制水锥和剩余油的分布。因此下面对油井的产水规律及水驱曲线分析进行研究。
3 油井产水规律及水驱曲线分析
一般油藏的产水规律可用甲型水型水驱曲线、乙型水驱曲线、S型水驱曲线来反映。而研究发现中原1区和KZ1区的含水率变化特征比较复杂，不能采用单一的水驱曲线来预测。
通过研究分析认为：中原油藏油井可分为两种类型：
①双层递增型：水上升缓慢的井，这类井的含水率曲线有三个阶段，即无水生产期，中低含水较缓上升期，突变高含水生产期。出现突变的位置基本上处于30～50%之间。
②投产就见水的井。
双层递增型，不能采用单一的水驱曲线进行预测，需要引入分层预测的方法。即将双层水驱曲线在中跃位置进行分解，一般可以分成两条甲型曲线或两乙型曲线等多组曲线组合叠加的复合曲线。模拟和预测可对这两条曲线分别进行预测，即需要采用多层曲预测方法或者分段预测方法。
对于双层递增型，由于存在阶梯状的跃变，因此时间范围的选取对于水驱效果的预测具有重要的影响。末期数据点的比重越大，则预测的水驱效果越差。
在矿场现场实践中，根据含水率的上升规律，结合产液量和油压变化特征，将含水上升模式分为以下五类。
①初期控液，含水缓慢上升
②配产合理，无水期较长，见水后含水缓慢上升
③物性较差，油压递减幅度大，底水指进严重
储层物性较差，油压递减幅度大，易导致底水指进严重，迅速见水，但物性差也阻碍的底水的全面推进，含水率维持在中等阶段
④油层薄，且避水高度较低，快速进入高含水阶段
⑤投产期晚，井区底水已上升，投产即进入中高含水期
投产期晚，周围邻井累产较大，油水界面已经抬升，油井邻近油水界面，投产即见水，迅速进入中高含水期
二 油藏的生产动态分析
1油藏递减规律
油藏递减规律的模型方可分为两类，一类是基于渗流方程求解的方法，另外一类是经验法。由于实际油藏复杂性，基于严格理论体系的渗流方程的分析方法主要是数值模拟方法。目前用来研究油藏递减规律的经验模型估计有数百种，不同的油藏一适用不同的模型。
2油藏的产水规律及水驱曲线分析
1区和KZ1区都属于底水砂岩油藏，底水能量充足，含水成为影响油井产量的主要因素。根据生产动态数据，1区和KZ1区的含水总体不断上升，在累积产油量－累积产水量的双对数关系曲线上，1区和KZ1区都出现台阶形态，出现两个直线段，故对其含水分为两个阶段进行分析。直线方程的形式与甲型水驱曲线相似，但两者具有不同的物理意义，甲型水驱曲线可由相渗曲线和达西渗流公式推导出来，而这里的直线段虽然与水驱相关，但是并不说明油藏的产水规律就是甲型曲线。
构造部位、避水高度是产水规律的重要影响因素。一般而言，中高部位的避水高度较高，无水采油期现对较长，含水上升缓慢；而低部位相对避水高度较小，投产后容易很快见水，含水率上升快。为了说明构造位置—避水高度对生产井含水的影响，将2口井对比时，选择投产时间相近、油层厚度相近而2口井构造位置一高一低，两口井在含水上升上速度和无水采油期都有明显区别。
3无因次采油与采液指数分析
无因次采油与采液指数在油藏中应用广泛，无因次采油指数的大小只与油水相对渗透率有关，而无因次采液指数却与毛管力、启动压力、重力油水相对渗透率和水油粘度比有关，为全面评价油藏开发效果提供了重要依据。
总的来看，油藏产量总体递减是必然的，下步需按照采液指数和采油指数的合理变化趋势，尽可能做好区块采液和采油指数的合理控制，既要避免采液指数过大，也要避免采液指数过小，从而达到稳油控水和改善开发效果之目的。
三 底水油藏水平井开发见水预测方法
随着开采时间的延续，水平井的临界产量会越来越小，出于经济效益的考虑，水平井的产量不可能始终控制在临界产量以下，当产量大于临界产量，将加速油井见水。考虑到底水锥进的机理十分复杂，对于临界产量可以用近似的解析解表示，但其见水后的生产动态则没有合适的解析解对其进行描述，而且水平井见水后，含水率上升很快，较直井更难控制，因此对水平井见水后的生产动态进行合理准确的预测致关重要。
底水油藏水平井开发，油井见水时间主要影响因素如下：
（1） 水平段长度对见水时间的影响，水平段长度越长，水平井见水时间相对较长。
（2） 水平段距离油水界面的距离对见水时间的影响，水平段位置越接近油水界面，水平井见水时间越短水平段位置越接近油层顶部，即越远离油水界面，见水时间越长。
（3） 油层厚度对见水时间的影响，油层厚度越大，水平段见水时间相对延长。
4）单井日产油量对见水时间的影响，水平井日产油量越大，见水时间相对越短。
关键词：底水 水平井 规律
Abstract: for sandstone reservoir with bottom water, analysis of horizontal well ridge into the mechanism, and then determine itsflooding law is the theoretical basis for reasonable development ofhorizontal well in bottom water reservoir. The law and the influence mechanism of production water crest, a horizontal well in bottom water reservoir based on the factor analysis, analysis ofhorizontal well water features using the physical modelexperiment, numerical simulation and the horizontal well testing of the horizontal well combination, guide the later water controlmeasures.
Keywords: rules of horizontal well with bottom water drive
中图分类号：TE144文献标识码：A文章编号：2095-2104(2013)
中原1区和KZ1区是中原油田碎屑岩底水油藏的典型区块，以研究两个区块揭示底水油藏油水运动规律。两个区块表现特征包括开发过程中油井的压力下降幅度较小。油藏的驱动能量充足，1区和KZ1区都不存在量衰竭的问题。影响油井产量递减的主要原因是水体锥进或脊进。
一 单井动态分析研究
1 水平井产能分析
与直井相比，在相同油层条件下,水平井的产能随着水平井水平段长度增加,油井与油藏接触面积增加,产量倍数亦有所增加。在实际油藏条件下,水平井增产倍数受油层岩性变化、地层污染、水平井井筒内的压力降的限制。在水平段长度相同情况下,低渗油藏的增产倍数高于高渗油藏。此外,增产倍数还受到偏心距、油层在纵向和垂向的渗透性差异、井筒半径等因素的影响。
由于水平井的产能高，生产相同流量的流体，需要的生产压差小，从而可减弱边底水的锥进速度。因此水平井的无水产油期长于直井，这些因素正是促进油藏采用水平井开发的原因。
2水平井递减规律分析
在分析油田动态形势过程中，通常引用两个概念，将产量递减划分为自然递减和综合递减，自然递减指上年老井无措施条件下的产量递减，综合递减指上年老井措施后的产量递减。
通过上述定义，拟合中原1区的大多油井的递减率超过15%。即油井的递减率非常快。根据产能公式，减缓产量递减的主要措施是改变油田或区块的井网密度、改变流动条件、改变生产压差，使有關参数变化系数向着有利于减缓产量递减的方向发展。
（1）提高井网密度
（2）控制生产压差
1）提高地层压力。主要是向油层注水或注气或注其它注入剂，采用合理的注采比，适时地补充地层能量。在注水达到一定阶段就要增加注水井点，改变液流方向。这不仅可以提高波及体积，而且可以提高地层压力。2）建立合理井底流压。就是在合理流压界限范围内，通过油井工作制度优化、泵优化、降低油井综合含水等措施尽可能优化油井井底流动压力。
（3）提高流动系数
流动系数的变化取决于渗透率、出油厚度、原油粘度的变化，提高流动系数就是要提高有效渗透率，增加有效出油厚度和降低地下原油粘度。
改变流动系数的有效厚度值可以有效增加流动系数变化率，在不改变渗透率值和流体粘度的情况下延缓了递减。另外也可以改变渗透率值和流体粘度来增加流动系数变化率，如：采用聚合物驱，微生物驱油或者采用压裂，酸化等措施来改变流体粘度和地层渗透率。
除了上述因素，还有更关键的因素需要考虑：控制水锥和剩余油的分布。因此下面对油井的产水规律及水驱曲线分析进行研究。
3 油井产水规律及水驱曲线分析
一般油藏的产水规律可用甲型水型水驱曲线、乙型水驱曲线、S型水驱曲线来反映。而研究发现中原1区和KZ1区的含水率变化特征比较复杂，不能采用单一的水驱曲线来预测。
通过研究分析认为：中原油藏油井可分为两种类型：
①双层递增型：水上升缓慢的井，这类井的含水率曲线有三个阶段，即无水生产期，中低含水较缓上升期，突变高含水生产期。出现突变的位置基本上处于30～50%之间。
②投产就见水的井。
双层递增型，不能采用单一的水驱曲线进行预测，需要引入分层预测的方法。即将双层水驱曲线在中跃位置进行分解，一般可以分成两条甲型曲线或两乙型曲线等多组曲线组合叠加的复合曲线。模拟和预测可对这两条曲线分别进行预测，即需要采用多层曲预测方法或者分段预测方法。
对于双层递增型，由于存在阶梯状的跃变，因此时间范围的选取对于水驱效果的预测具有重要的影响。末期数据点的比重越大，则预测的水驱效果越差。
在矿场现场实践中，根据含水率的上升规律，结合产液量和油压变化特征，将含水上升模式分为以下五类。
①初期控液，含水缓慢上升
②配产合理，无水期较长，见水后含水缓慢上升
③物性较差，油压递减幅度大，底水指进严重
储层物性较差，油压递减幅度大，易导致底水指进严重，迅速见水，但物性差也阻碍的底水的全面推进，含水率维持在中等阶段
④油层薄，且避水高度较低，快速进入高含水阶段
⑤投产期晚，井区底水已上升，投产即进入中高含水期
投产期晚，周围邻井累产较大，油水界面已经抬升，油井邻近油水界面，投产即见水，迅速进入中高含水期
二 油藏的生产动态分析
1油藏递减规律
油藏递减规律的模型方可分为两类，一类是基于渗流方程求解的方法，另外一类是经验法。由于实际油藏复杂性，基于严格理论体系的渗流方程的分析方法主要是数值模拟方法。目前用来研究油藏递减规律的经验模型估计有数百种，不同的油藏一适用不同的模型。
2油藏的产水规律及水驱曲线分析
1区和KZ1区都属于底水砂岩油藏，底水能量充足，含水成为影响油井产量的主要因素。根据生产动态数据，1区和KZ1区的含水总体不断上升，在累积产油量－累积产水量的双对数关系曲线上，1区和KZ1区都出现台阶形态，出现两个直线段，故对其含水分为两个阶段进行分析。直线方程的形式与甲型水驱曲线相似，但两者具有不同的物理意义，甲型水驱曲线可由相渗曲线和达西渗流公式推导出来，而这里的直线段虽然与水驱相关，但是并不说明油藏的产水规律就是甲型曲线。
构造部位、避水高度是产水规律的重要影响因素。一般而言，中高部位的避水高度较高，无水采油期现对较长，含水上升缓慢；而低部位相对避水高度较小，投产后容易很快见水，含水率上升快。为了说明构造位置—避水高度对生产井含水的影响，将2口井对比时，选择投产时间相近、油层厚度相近而2口井构造位置一高一低，两口井在含水上升上速度和无水采油期都有明显区别。
3无因次采油与采液指数分析
无因次采油与采液指数在油藏中应用广泛，无因次采油指数的大小只与油水相对渗透率有关，而无因次采液指数却与毛管力、启动压力、重力油水相对渗透率和水油粘度比有关，为全面评价油藏开发效果提供了重要依据。
总的来看，油藏产量总体递减是必然的，下步需按照采液指数和采油指数的合理变化趋势，尽可能做好区块采液和采油指数的合理控制，既要避免采液指数过大，也要避免采液指数过小，从而达到稳油控水和改善开发效果之目的。
三 底水油藏水平井开发见水预测方法
随着开采时间的延续，水平井的临界产量会越来越小，出于经济效益的考虑，水平井的产量不可能始终控制在临界产量以下，当产量大于临界产量，将加速油井见水。考虑到底水锥进的机理十分复杂，对于临界产量可以用近似的解析解表示，但其见水后的生产动态则没有合适的解析解对其进行描述，而且水平井见水后，含水率上升很快，较直井更难控制，因此对水平井见水后的生产动态进行合理准确的预测致关重要。
底水油藏水平井开发，油井见水时间主要影响因素如下：
（1） 水平段长度对见水时间的影响，水平段长度越长，水平井见水时间相对较长。
（2） 水平段距离油水界面的距离对见水时间的影响，水平段位置越接近油水界面，水平井见水时间越短水平段位置越接近油层顶部，即越远离油水界面，见水时间越长。
（3） 油层厚度对见水时间的影响，油层厚度越大，水平段见水时间相对延长。
4）单井日产油量对见水时间的影响，水平井日产油量越大，见水时间相对越短。