张洁，刘凤霞，柴世超，陈维余

（1.中国海洋石油有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

水平井注水生产动态特征研究

张洁1，刘凤霞2，柴世超1，陈维余2

（1.中国海洋石油有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

为了研究水平井注水的生产动态特征，以渤海BZ油田为例，对比分析了水平井与直井注水在霍尔曲线、注入压力、日注水量、视吸水指数四个参数的不同特征。研究发现，水平井注水初期井筒类似于一个“压力腔”，它的存在导致水平井与直井注水生产动态的差异。如霍尔曲线形态典型不同；水平井注水压力低于直井，且低压持续时间是直井的1.8倍，压力爬升时间是直井的12倍；在相同注水压力条件下，每米地层厚度水平井注水强度是直井的3倍；水平井注水吸水差异大于直井，视吸水指数级差倍数是直井的9倍。针对上述特点，分析认为水平井井型和井筒内复杂的渗流流动是水平井与直井注水差异的根本原因。

水平井；压力腔；霍尔曲线；注水压力；日注水量；视吸水指数

水平井注水技术是在上世纪90年代提出的一种新兴技术。成功的水平井注水先例证明，水平井注水技术是解决低渗透油藏［1］、裂缝性油藏和稠油油藏开发的有效手段之一。关于水平井注水方面的研究，目前多数还是在水平井注水井网设计、油藏适用条件、水平井注采优势、水平井水驱效果影响因素等方面。而对于水平井注水注入生产动态特征分析，水平井注水井筒渗流规律，多分支井注水井间干扰，水平井注采井网的整体部署及产量预测的理论研究较少［2-5］。因此，水平井注水技术作为21世纪油气田开发中最有潜力的一项技术，还有很多关键技术难题亟待解决［6］。

本文以渤海BZ油田开发的水平注水井为目标，分别从霍尔曲线、注入压力、日注水量、视吸水指数四个参数方面研究水平井注水与直井注水的生产特征。研究表明，水平井在注水开发初期存在一个“压力腔”效应，致使水平注水井在注入过程中的动态特征与直井表现出明显的差异。

1 BZ油田地质开发简介

渤海BZ油田位于渤海南部海域，于2009年3月投产，主要以水平井开发为主，定向井为辅。油田为一继承性发育并被断层复杂化的断块油田。主要含油层系发育于新近系明化镇组下段，共分为六个油组，22个小层［7］。油田范围内明下段属于浅水三角洲沉积，主力含油层段具有高孔高渗的储集物性特征，但每个小层的平面渗透率级差较大。油田地层原油为饱和油藏，溶解气油比中等、原油粘度中等。地层水为NaHCO3水型，总矿化度1483～6596 mg/L［8］。渤海湾BZ28-2S、BZ26-3、BZ34-1N油田油藏地质参数情况见表1。

表1 BZ26-3/BZ28-2S/BZ34-1N油田油藏地质参数Table1 Reservoir Geological Parameters of BZ26-3/BZ28-2S/BZ34-1N Oilfield

2 水平井注水生产特征分析

以BZ28-2S、BZ26-3、BZ34-1N油田水平注水井为目标，与直井注水生产特征对比，从霍尔曲线、注入压力、日注水量、视吸水指数四个参数分析水平注水井的注入生产特征。在特征分析中发现水平井因水平段较长，类似一个逐渐填充的“压力腔”，注水初期井筒内存在一定的低压期，随着压力逐渐累积，逐渐向地层扩散，当“压力腔”逐渐填充，注水压力才开始缓慢上升。“压力腔”的存在会影响注水压力在井底的变化，导致水平井与直井注水生产特征的差异。

2.1 霍尔曲线

霍尔曲线图表示霍尔积分与累积注入量之间的关系，研究发现，水平注水井与直井的霍尔曲线图存在明显不同［9］。

水平注水井的霍尔曲线图表现为二次函数关系（见图1），注入前期压力较低，曲线前段部分斜率很小，有的接近水平，随着累积注入量的增加，斜率变大，曲线逐渐上翘。因此水平注水井霍尔曲线可以看作两个直线段组成：一个是低压阶段，斜率很低、接近水平的直线；另一个是高压阶段，斜率很高的直线，这条直线类似于常规直井霍尔曲线。霍尔曲线各直线段斜率反映注水井在注入过程中阻力的变化。水平注水井由于“压力腔”的存在，注水初期压力低，注入阻力小。随着后期压力的不断累积，注入过程中的阻力也不断增大。

直井注水井霍尔曲线图为一条近似线性的直线（见图2），注水压力随着累积注入量的增加而不断增加。区别于水平注水井的是直井霍尔曲线前期没有一个低压累积的过程，注水压力高于水平注水井。

图1 水平井注水井霍尔曲线Fig.1 The Hall Curve of Horizontal Injection Wells

图2 直井注水井霍尔曲线Fig.2 The Hall Curve of Vertical Injection Wells

2.2 注入压力

水平注水井、直井注水井投注后注水压力均会出现三个阶段，分别为低压阶段、压力爬升阶段和高压阶段。对比两种注水井阶段特征，水平注水井因“压力腔”效应明显表现出低压持续时间长、压力爬升阶段持续时间长、高压阶段注入压力低的特点，在形体上，水平井压力曲线类似于倾斜的“S”型，而直井类似于“厂”字型（见图3、图4）。

图3 BZ油田水平井注水井注入压力曲线Fig.3 Injection Well Pressure Curve of Horizontal Wells in BZ Oilfield

图4 BZ油田直井注水井注入压力曲线Fig.4 Injection Well Pressure Curve of Vertical Wells in BZ Oilfield

根据水平井和直井注入压力曲线的不同特征表现，进一步分析水平井与直井在各阶段的压力倍数关系（见表2）。分析结果表明：水平注水井起始压力低于直井，最低为0，平均为0.3 MPa，为直井的0.12倍；水平井低压阶段压力低于直井，平均为0.35 MPa，为直井的0.13倍；水平井高压阶段压力低于直井，平均为8.85 MPa，为直井的0.82倍。水平井压力上涨倍数为52.85，直井仅为4.76；水平井低压持续时间较直井长，平均为418 d，是直井的1.8倍；压力爬坡时间比直井长，平均为425.5 d，为直井12倍。

表2 BZ油田水平井与直井注水井注入压力分析Table2 Injection Pressure Analysis Between Horizontal Injection Wells and Vertical Injection Wells in BZ Oilfield

2.3 日注水量

理论上，相同油藏注水压力条件下，单位厚度的油层水平井注水井的日注水量高于直井。以水平注水井较多的BZ28-2S油田为例，BZ28-2S油田直井注水为多个砂体合注，注水层段多；水平井注水井为单砂体注水。为了快速直观对比两者的注水量大小，本文进行了简化处理，水平井注水厚度根据相邻直井的厚度、结合有效厚度等值图计算，直井注水厚度为射开层段垂厚［10］。表3、表4分别为BZ28-2S油田水平注水井和直井注水井的注水情况。

表3 BZ28-2S油田水平井注水井注水情况Table3 Water Injection of Horizontal Injection Wells in BZ28-2S Oilfield

表4 BZ28-2S油田直井注水井注水情况Table4 Water Injection of Vertical Injection Wells in BZ28-2S Oilfield

由表3，表4可知，尽管直井注水井的注水层段多，在相同注入压力条件下，每米地层厚度水平井注水井的平均日注水量为34.4 m3/(m·d），直井为11.28 m3/(m·d），水平井的注水强度为直井的3倍。

2.4 视吸水指数曲线

视吸水指数的大小反映注水井的吸水能力。水平注水井视吸水指数曲线波峰数少，波峰值差异大，早期突现单个高波峰，视吸水指数值高达上千，后期近似一条直线，视吸水指数低至几十（见图5）。

图5 水平注水井视吸水指数曲线Fig.5 Apparent Water Injectivity Index Curve of Horizontal Injection Wells

图6 直井视吸水指数曲线Fig.6 Apparent Water Injectivity Index Curve of Vertical Injection Wells

直井注水井视吸水指数曲线波动平缓，波峰多，视吸水指数值较均匀，整体波动较小（见图6）。这种特征说明水平注水井在注水前后期吸水差异大，初期注水压力低，吸水能力强，后期随着注水压力慢慢上涨，吸水能力大幅降低，并逐渐趋于稳定。而直井注水井在整个注水过程中吸水差异变化不大，吸水能力均匀。

根据水平井和直井视吸水指数曲线的不同特征表现，进一步分析水平井与直井视吸水指数倍数关系（见表5），分析结果表明：水平井最高视吸水指数平均为7 173.3 m3/(d·MPa），最低视吸水指数平均为20.9 m3/(d·MPa），最高与最低视吸水指数相差311.4倍；直井最高视吸水指数平均为325.2 m3/(d·MPa），最低视吸水指数平均为10.1 m3/(d·MPa），最高与最低视吸水指数相差33.8倍。说明水平井注水井吸水差异大于直井，视吸水指数级差倍数是直井的9倍。

3 原因分析

3.1 水平井特殊的井型结构导致井筒“压力腔”效应

众所周知，水平井拥有较长的水平井段，在低渗透、裂缝性油藏、稠油油藏和薄油层中可以充分发挥水驱油优势。优势之一是对注水压力的要求降低，特征分析也表明水平井注水压力明显低于直井，水平井注水时压力降不会集中在某一点，而是分散在比较长的泄油井段上，压力降较小，在水平井注水初期，井筒内任意一点的压力较低，此时可将井筒看作一个“压力腔”，它可以快速分散压力至地层，随着累积注入量的不断增加，“压力腔”的压力在维持一段时间后才逐渐缓慢上升。

表5 水平注水井与直井注水井视吸水指数倍数关系Table5 The Relation ofApparent Water Injectivity Between Horizontal Injection Wells and Vertical Injection Wells

水平注水井裸眼井筒内任意一点在油藏中的压力分布可利用格林函数法和迭加原理导出［11,12］。通过数学模型求解，可知对长度为L、至地层底部边界距离为Zw的一口水平井的任意点的压力分布：

式中Pi为油藏初始压力，μ为粘性系数，k为油藏的水平渗透率，h为油藏厚度，Zw为水平井在油藏中距底部的距离，q(x,t)是水平井在时刻单位长度的产量。η，ηz的意义如下：

通过水平井筒壁上的压力分布公式可知，在油藏条件一定的情况下，水平井的压力分布与水平井段长度L密切相关。注水压力分布在井筒内比较长的水平段上，注水初期，“压力腔”内有足够的泄压空间，随着注入水不断向地层流入，累积注入量到一定程度，“压力腔”逐渐充满后，井筒内压力开始上升［13］。图7为裸眼完井水平井井筒压力分布物理模型。

图7 水平井井筒压力分布物理模型Fig.7 The Physical Model of Horizontal Wellbore Pressure Distribution

定向井或直井在实际生产中，在每一口井的井底附近，基本都呈平面径向流。直井注水井在渗流力学中，可以看作向四周发散流线的点源，设有一水平均质等厚的圆形地层，已知地层半径Re，水井半径Rw，井底供给压力Pw，边缘油井压力为Pe，油层厚度为h，地层渗透率为K，液体的粘度为μ。在以上条件下注入水向地层渗流时地层内任意一点的压力分布为：

从直井注水井压力分布公式可知，从水井到油井之间的压力分布成对数函数关系，从整个地层来看，压降面像一个漏斗状的曲面。注水压力在井底附近下降得很慢，在油井附近变陡，说明液体从水井流到油井井底，能量大部分消耗在油井井底附近。所以在直井注水初始压力较高，它是随着压力传播距离的增大而降低，因此在直井注水压力曲线中初期低压阶段的压力都要明显高于水平注水井。

3.2 水平井注水复杂的渗流流动

注入水从垂直井段进入水平井筒，然后从水平井筒向地层渗流经历了复杂的流动过程。注入水在井筒内管流与油藏渗流互为边界条件、相互影响和相互制约，它们构成了一个完整的水动力学系统。另外，当注入水进入井筒后，井筒内除了沿井筒方向的流动外，还有流体沿径向的流出，从跟端到趾端，井筒内流体质量不断增加，这两种流动互相影响，构成了复杂的井筒变质量流［14］。

水平井注水压力低于直井，这与注入水在水平井井筒和地层内的流动有关，因为水平井优势之一是水驱前缘可近似为线性驱动，因此当有多相同时流动时，流度比条件越不利，水平井的优势越明显［15］。通过调研，结合本文研究成果，验证了水平井注入水在井筒或地层内的复杂渗流流动导致了水平井与直井注水生产动态特征的差异。水平井注入水在井筒或地层内的流动分析如下：在水平井流动达到拟稳态前会经过2个线性流动阶段，首先是注入水沿水平井井筒内的流动，可看成是单向流流动。若水平井段远大于地层厚度，或者垂向和水平渗透率之比很小，这个阶段流体向水平井井筒X方向的流动可认为是线性的。随着注入水的不断注入，注入水沿井筒z方向和y方向呈椭圆状向地层内流入，此阶段可看作早期的径向流阶段。当注入水从井筒注入地层时，注水井中会产生热裂缝现象，而水平井注水可以在注水层段最大幅度产生多种不同的裂缝，使其注水的水驱前缘近似为线性驱动,并且具有很好的稳定性。流体在井筒和地层内的2个线性流动导致了水平井注水压力低于直井。

4 结论

（1）水平注水井由于井型的特殊性，在注水开发前期井筒类似于一个“压力腔”，致使水平注水井存在一个低压累积的过程。它的存在最终导致了水平井与直井注水生产特征的差异。

（2）水平注水井霍尔曲线线性回归为二次函数。按注水开发时段不同曲线可看作为两个近线性的直线段组成；而直井霍尔曲线仅为一条近线性直线。

（3）水平井注水压力低于直井，且低压持续时间是直井的1.8倍，压力爬升时间是直井的12倍。形态上，水平井压力曲线类似于倾斜的“S”型，直井类似于“厂”字型

（4）相同油藏注水压力条件下，单位厚度的油层水平井注水井的日注水量高于直井。以BZ28-2S油田为例，水平井的注水强度为直井的3倍。

（5）水平井注水时吸水差异大于直井，视吸水指数级差倍数是直井的9倍。水平井视吸水指数曲线波峰少，早期易突现单个高波峰，后期近似一条直线，直井曲线波动平缓，波峰多，视吸水指数值较均匀。

（6）水平井的井型和井筒内复杂的渗流流动是水平井与直井注水生产差异的根本原因。在薄储层，大井距条件下，水平井泄压井段长，注水压降小；水平井注水井筒内的线性驱动。

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Study on Dynamic Performance of Horizontal Wells in Water Flooding

ZHANG Jie1,LIU Feng-xia2,CHAI Shi-chao2,Chen Wei-yu2
（1.China National Offshore Oil Co.,Ltd.Tianjin Branch,Tianjin 300452，China；2.CNOOC Energy Development Co.,Ltd.Engineering and Technology Branch,Tianjin 300452，China）

In order to research the production dynamic performance of horizontal wells in water flooding,taking Bohai BZ oilfield as an example,different characteristics of the Hall curve,injection pressure,daily water injection rate and apparent water injectivity index of the horizontal wells and vertical wells were comparatively analyzed.The results show that horizontal wellbore is similar to a"pressure cavity"in early water injection,which leads to different injection production performance of horizontal wells and vertical wells.The injection pressure of horizontal wells is lower than that of vertical wells,and the duration of low pressure is 1.8 times that of vertical wells;the pressure climbing time is 12 times that of vertical wells;under the condition of same water injection pressure,the injection intensity of one meter formation thickness of horizontal wells is 3 times that of vertical wells;In the same work statu, the apparent injectivity index of horizontal wells is 9 times that of vertical wells.According to the above characteristics,it’s pointed out that the special well type of horizontal wells and the complex seepage flow in the wellbore are the root cause of the difference of horizontal wells and vertical wells in water injection.

Horizontal wells;Pressure cavity;Hall curve;Injection pressure;Daily water injection rate;Apparent water injectivity index

TE 357

A

1671-0460（2017）03-0461-06

2016-03-27

张洁(1972-)，毕业于石油大学（华东）采油工程专业，长期从事油藏动态研究与管理工作。电话：022-25803215。E-mail: zhangjie10@cnooc.com.cn。