张天龙，吴长辉，梁卫卫，王 崟，曹 尚，宋小刚

（1.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075；2.延长油田股份有限公司富县采油厂，陕西延安 727500）

鄂尔多斯盆地致密油藏由于其低孔、低渗、低压的特点[1，2]，常规井开发效果较差，必须采用水平井大规模压裂技术开发才能获得工业油流[3]。由于储层条件、压裂参数与生产制度的影响，水平井高含水问题却日益凸显，更有部分水平井投产即高含水，严重影响了致密油藏水平井的开发效果[4]。吴晓慧等[5]通过数值模拟认为较强的储层非均质性是造成水平井含水跃升的主要因素；张东等[6]通过流管法优化了油水两相相渗曲线，从微观角度解释了水平井高含水的原因；龚宁等运用灰色关联法对水平井出水原因总结为避水高度、水平段长度和采液强度；贺越[7]针对长庆低渗油藏水平井开展了含水特征研究，认为裂缝与井筒夹角小、人工裂缝与注水井过近和注水过多是造成水平井含水较高的主要原因。

鄂尔多斯盆地D 区块长82油藏平均孔隙度10.45%，渗透率0.31 mD，原始地层压力11.3 MPa，缺乏边底水能量，属于典型的致密性油藏。D 区块长82油藏以水平井衰竭式开发模式为主，目前综合含水率53.5%，且含水率＞60%的水平井日产油量全部不足1.6 t，严重拉低了区块水平井整体开发水平；但是现今对于水平井的含水特征及主控因素却认识不清，若不及时处理，将会对致密油藏水平井的长期开发造成极大威胁。本文以鄂尔多斯盆地D 区块长82致密性油藏为例，采用单井采出程度-含水率曲线和灰色关联度分析法，对水平井含水特征及影响因素开展研究，揭示水平井高含水原因，为致密油藏的有效开发提供理论依据。

1 水平井含水特征

1.1 建立单井累计采出程度-含水率曲线

单纯分析含水率随生产时间的变化特征，无法反映出不同采油阶段含水变化情况。为消除采油速度差异性对曲线的影响，引入单井累计采出程度的概念:

式中:R-单井累计采出程度，%；Q（t ）-t时刻的油井产量，104t；N-单井控制地质储量，104t。

基于区块近几年的水平井开发实践，以单井累计采出程度为横坐标，含水率为纵坐标，建立单井含水变化曲线。按照含水率的高低和含水上升时的单井累计采出程度，将D 区块水平井含水曲线归纳为3 种类型，分别是高含水型、中含水型和低含水型（见表1）。

1.2 含水类型及特征分析

（1）高含水型。文中将投产后含水率始终较高，且含水率上升至80%时单井累计采出程度＜0.5%的水平井划分为高含水型（见图1）。研究区有7 口水平井为此种类型，占总数的16.7%。该类水平井平面上主要分布在砂体边缘地区，产量低，投产即为高含水，初期日产油不足2 t 且持续递减，投产12 个月之后日产油不足0.5 t（见表1）。

（2）中含水型。文中将含水快速上升，且含水率上升至80%时单井累计采出程度不足2.4%的井划分为中含水型水平井。研究区此类井数量最多，达到18 口，占水平井总数的42.9%，投产后先后经历含水下降期、稳定期和上升期（见图2）。此类井初月产油量较高，较低含水期一般只持续10～20 个月，含水快速上升时单井累计采出程度分布在0.5%～2.4%区间范围内（见表1），此类井在平面分布上无明显规律性。

表1 研究区水平井含水类型及产能特征

（3）低含水型。文中将截至目前含水还未发生明显上升的井划分为低含水型水平井。研究区有17 口水平井含水类型为此种类型，占总数的40.4%（见表1）。该类水平井投产至今，仍处于低含水阶段，采出程度均大于2%，开发效果整体较好（见图3）。

图1 研究区高含水型水平井含水曲线

图2 研究区中含水型水平井含水曲线

图3 研究区低含水型水平井含水曲线

对比分析水平井的3 种含水类型，低含水型水平井投产至今仍处于低含水阶段，采出程度均大于2%；而中、高含水型水平井投产之后含水上升较快，如今含水率高达80%以上且相对采出程度较低，无法达到经济开发的目的，因此，亟需找出后两种类型水平井高含水的原因，降低今后水平井钻探开发的风险。

2 含水影响因素关联度分析

2.1 影响因素

结合调研和区块资料情况[8-10]，优选了油层厚度、渗透率变异系数、压裂段数、压入砂量、压裂排量和泵距油层高度作为影响因素进行含水影响关联。水平井含水变化影响因素复杂，适合采用灰色关联度分析法分析其主控因素。

2.2 灰色关联度计算模型及方法

根据水平井含水高低与各影响因素的关系，建立灰色关联度计算模型:

（1）确定参考序列与比较序列。将水平井含水类型作为参考序列来表征含水好坏程度（高含水型=0，中含水型=1，低含水型=2），将油层厚度、泵距油层高度等一系列因素作为比较序列。

参考序列:

（2）对数据进行无量纲化处理。此处采取均值化方法处理。

（3）计算灰色关联度系数。

（4）灰色关联度计算。

（5）关联度排序。

2.3 关联度计算结果及分析

以研究区42 口致密油藏水平井含水类型为参考序列X0，油层厚度为比较序列X1，渗透率变异系数为X2，压裂段数为X3，压入砂量为X4，压裂排量为X5，泵距油层高度为X6（见表2），按照上述建立的关联度模型计算各个因素的关联度。

计算结果表明，油层厚度、泵距油层高度对致密油藏水平井含水影响最大，其次是压入砂量、压裂排量，而压裂段数和渗透率变异系数对其影响较小（见图4）。

表2 研究区水平井含水影响因素序列表

表2 研究区水平井含水影响因素序列表（续表）

图4 水平井含水影响因素关联度计算结果与排序

3 实例分析

3.1 油层厚度影响分析

研究区17 口低含水型水平井平均油层厚度12.2 m，而中含水型、高含水型水平井主要分布在砂体的边部，平均油层厚度分别为8.2 m 和8.0 m。生产实例证明，即使同为中含水型水平井，随着油层厚度的增大，含水上升时的单井累计采出程度也将不断升高。

3.2 泵距油层高度影响分析

根据生产实践，地层压力保持在饱和压力的80%以上，可有效缓解溶解气逸出导致地层原油黏度增大的风险[11]。当泵距油层较近时，将会产生较大的生产压差，使地层压力快速降低，改变地层中油水相渗关系。

选取相似地质条件及压裂参数下的L79-P1 井和L101-P1 井，两口井同期投产，前者泵距油层高度230 m，而后者为141 m；截至目前，泵距油层较高的L79-P1 井含水稳定处于低含水阶段，采出程度不断升高；而泵距油层较近的L101-P1 井，含水已经发生明显的上升，采出程度也相较增加缓慢（见图5）；根据区块水平井泵挂高度统计，泵距油层高度220 m 以上可有效延长低含水采出期。

3.3 压入砂量和排量影响分析

选取相似地质条件和生产制度下的H231-P1 井和H231-P2 井，前者平均压入砂量32.25 立方米/段、排量8 m3/min，后者平均压入砂量23.18 立方米/段、排量2.2 m3/min；结果表明，高砂量、大排量的压裂方式使储层改造形成更为复杂的缝网系统，极大地提高了水平井低含水期持续时间和采出程度（见图6）。

4 结论

文中通过引入单井累计采出程度的概念，建立了单井含水变化曲线，按照含水率的高低和含水上升时的单井累计采出程度，将D 区块水平井含水曲线进行了归纳划分，此方法消除了采油速度差异性对含水曲线的影响，能够准确应用于油气田生产动态分析过程中。另外从地质、工程、生产等多个方面出发，运用灰色关联法对水平井含水影响因素进行了关联和排序，明确了水平井含水特征及主控因素，主要总结出以下结论:

图5 不同泵距油层高度下的含水特征曲线

（1）D 区块长82油藏水平井含水类型分为高含水型、中含水型和低含水型3 种。

（2）灰色关联度分析法关联排序结果显示，水平井含水高低主要影响因素依次为油层厚度、泵距油层高度，其次为压入砂量、压裂排量、压裂段数和渗透率变异系数。

（3）钻井时，应多考虑油层厚度大于10 m 的区域；压裂时，应在不压窜前提下尽量加大压入砂量和排量；生产制度上应将泵挂设置在高于油层220 m 以上的位置，可有效延缓水平井衰竭式开发模式下高含水问题的出现，提高采出程度。