利用水平井配套开发技术提高孤岛油田采收率

利用水平井配套开发技术提高孤岛油田采收率

吴丽文，王守珍，盖丽鹏，姚坤乾

（中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂，山东东营 257231）

【摘 要】孤岛油田为河流相沉积的疏松砂岩稠油油藏，1992年进入特高含水期后，重点开展了以“砂体内部夹层空间预测”为核心的河流相储层构型分析、三维建模及剩余油分布规律等技术研究，配套形成了独具孤岛特色的水平井开发管理模式，水平井配套技术的应用，使孤岛油田特高含水期正韵律厚油层、稠油水淹层顶部、窄薄油层、高含水潜山油藏、断层边部等挖潜取得了新进展。截止2007年底，已投产各类水平井76口，提高了孤岛油田高采收率。

【关键词】孤岛油田；水平井；剩余油

【中图分类号】TE327 【文献标识码】A【文章编号】1008-1151(2008)10-0104-02

（一）水平井应用效果

孤岛油田为河流相沉积的疏松砂岩稠油油藏，具有高孔隙、高渗透、高粘度、油层非均质程度强、出砂严重等特点，作为稳产主要手段的聚合物驱和稠油热采产量递减明显加大，挖潜效果变差，进一步提高采收率面临严峻挑战。在老油田挖潜中发现，在高含水、高采出程度区域钻新井仍然能“碰”到低含水的高产井。研究发现，这些井的分布都与层内夹层对油层的分割和注水的遮挡有关，即夹层控制着剩余油的形成与分布，河流相沉积储层层内夹层薄而不稳定，井间预测难度大。截止2007年底，已投产各类水平井76口，占采油厂开井数2.8%的水平井，年产油占采油厂的4.6%，已累积产油66.6×104t。水平井投产初期平均单井日产油为18.4t，综合含水为72.7%；目前平均单井产量9.3t，综合含水为88.4%。其中厚油层顶部水平井41口，投产初期平均单井日产油为23.2t，综合含水为63.9%，目前平均单井产量6.1t，综合含水为89.1%，累积产油27.4×104t；薄层水平井7口，投产初期平均单井日产油为12.1t，综合含水为69.2%，目前平均单井产量6.5t，综合含水为87.8%，累积产油6.3×104t；稠油油藏投产水平井25口，投产初期平均单井日产油为11.5t，综合含水为82.6%，目前平均单井产量9.9t，综合含水为84.9%，累积产油30.5×104t，水平井的有效挖潜提高了孤岛油田高采收率。

（二）利用水平井配套开发技术主要做法

1.深化储层空间非均质结构描述

（1）利用密井网资料，分层次模式拟合空间揭示储层内部建筑构型。结合密井网及以完钻水平井资料确定单河道规模；最后根据多视角连井沉积相剖面图和沉积相平面图识别单河道最后在密井网条件下分层次模式拟合空间揭示曲流河和辫状河储层内部建筑构型，曲流河点坝砂体内的侧积层是其侧向渗透屏障；辫状河心滩砂体内的落淤层为其垂向渗透屏障，砂体内部结构非均质性复杂。通过对河流相储层成因单元类型的识别、细分与对比以及单一成因单元边界，由点到线、由线到面，建立精细的储层平面建筑结构模型，为剩余油研究奠定基础。

（2）探索河流相相控约束条件下、储层非均质内部建筑构型精细三维建模技术。三维储层建模是开发中后期进行剩余油分布预测及油田开发调整的重要基础。在系统分析曲流河地下储层内部构型的基础上，建立了真正意义上的三维储层构型模型及储层构型控制的参数模型，为下一步油藏数值模拟及剩余油分布预测提供了精确可靠的地质模型。在三维精细建模的基础上，实现了曲流河点坝内侧积体和辫状河厚油层层内平行层面夹层的空间展示，辫状河夹层平面上一般呈窄条带状或孤立的土豆状分布，垂向上多呈交错分布。

2.分析储层空间剩余油富集规律

以提高采收率为目的的剩余油研究，一直是油田开发地质学家和油藏工程师关注的焦点，也是难度相当大的研究课题之一。油田的生产实践证实，剩余油的形成是受多种因素控制的。从宏观上讲，可分为地质因素和开发因素。影响剩余油分布的地质因素有储层的沉积模式、非均质性和构造特征。沉积模式对剩余油分布的控制主要体现在以下几个方面：①油藏开采中的层间差异导致纵向上剩余油分布的差异。②沉积微相的平面变化形成的水驱油非均质性控制了剩余油的平面分布。③夹层分布位置和射开程度控制了剩余油的层内分布。层内、层间和平面非均质性控制了水驱油田的开发和剩余油的分布。层内和层间非均质性控制了油层水淹厚度及垂向剩余油分布，平面非均质控制了油层的水淹面积及平面剩余油分布。依据重力分异作用原理，正向微型构造为剩余油富集区，负向微型构造为聚水区。影响剩余油形成与分布的开发因素有注采井网的完善程度、注采关系、布井方式、生产措施等。注采井网的完善程度，有注无采和有采无注都能造成剩余油的大量富集。注采关系、吸水状况、受效方向等开发因素综合作用控制了剩余油的形成与分布。实际上，剩余油的形成与分布是受地质因素和开发因素综合作用的结果。

饱和度的确定是剩余油研究中的重点。在三维储层构型模型的基础上，通过密井网条件下“10米级×厘米级”精细三维模型的数值模拟研究，揭示特高含水期平面、层间、层内韵律段剩余油空间富集规律。结果表明辫状河受层内韵律性和夹层分布控制，厚油层顶部呈多个剩余油富集段。从孤岛油田中一区Ng5砂层组夹层发育的水平井区的含油饱和度纵向分布来看，厚油层底部基本水淹，Ng532比Ng531水淹严重，形成油层顶部多个剩余油富集段（图1）。

【收稿日期】2008-06-26

【作者简介】吴丽文（1964－），女，河北定洲人，中国石化胜利油田分公司孤岛采油厂地质研究所工程师，从事油气田开发研究。

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图1 中一区馆53

模拟区剩余油分布图

水平井应用剩余油模拟实例：中一区Ng53水平井GD1-9P511井区在未描述夹层时的认为全井区水淹严重，没有剩余油富集区；而通过夹层描述后认为夹层上部有剩余油富集。通过储层构型研究，在高含水地区找到 剩余油富集储量，于2003年11月投产的水平井GD1-9P511，取得日产油23.7t 、含水31.7%的好效果，该井已累积产油7000t 。

3.优化开发技术政策

对不同油藏类型展开水平井优化设计，优化设计包括是层系整体调整还是井区接替及水平井、轨迹参数优化和生产参数优化三个方面，其中水平井轨迹参数优化有平面位置优化、水平段长度优化、距顶位置优化和方位优化，而生产参数优化则包含生产压差优化、提液时机优化和液量保持水平优化。通过进行水平井轨迹参数和生产参数的优化，有效指导水平井的矿场技术推广，挖潜效果明显。

在轨迹参数优化上，首先是水平井平面位置的优化，根据网格步长，设计水平井距离油排井1/3、1/4、1/5、1/10和油井井间，即距油井排120m、90m、70m、35m、油井间5个位置进行优化。数模的结果是水平井距离油井排越近，井组开发效果越好，但是随着平面位置靠近油井排，水平井与直井存在干扰。而从数模区三口水平井单井看，差异较大。有的井靠近油井排开发效果好，有的井靠近油井排累计产油量小，还有的井在1/5处产量是最高的，具体位置与剩余油

的富集程度、构造位置有关。另外对水平井油层厚度界限进行优化，数模的结果认为正韵律厚油层顶部水平井挖潜的剩余油富集厚度下限为有夹层为3m，无夹层为5m。从隔夹层发育状况优化看，夹层的分布半径是水平井水平段的2.6倍，面积是6.9倍以上水平井开采效果较好。水平井层内位置数值模拟显示：水平井段距油层顶部越小越好，考虑到储层物性及工艺适应性影响，水平井距油层顶部1.0m。而为减少顶（底）部盖层热损失，同时抑制底水推进，热采水平井应设计在油层中上部为宜。另外通过水平井水平段长度优化认为：随着水平井段的增长，水平井的产量增加，直井的产量逐渐减少，即水平井抢直井油。综合考虑，河流相厚油层顶部水平段确定在120m～150m 较好，热采水平段长度200m 左右为宜。

在水平井生产参数优化上，厚油层顶部水平井初期液量保持在40t/d，生产压差0.5 MPa～1.0MPa，水平井合理提液时机在含水70%～80%。

4.配套钻采工艺技术

孤岛油田属于疏松砂岩油藏，泥质含量高，为充分发挥水平井段长度，提高泄油面积，防止油层出砂等方面入手，分别对完井方式、油层保护和防砂工艺等进行优选配套。

首先在完井工艺上，根据不同的油层钻遇特点筛选不同的完井方式，对于电阻率高、电测显示好、有夹层抑制底水锥进选择筛管完井，其余像由于原油粘度大，需要热采的稠油水平井一般选择套管固井管内金属毡滤砂管防砂射孔完井，匹配的完井工艺均取得良好开发效果。在孤岛疏松砂岩油藏针对水平井套管射孔完井投资高、防砂后完善程度低的问题，水平井20P515井首次采取套管+筛管两段式完井，投产筛管完井井段，取得初期日油能力54t、含水34.2%的好效

果。在射孔工艺上，主要根据油藏特征及水平段长度，选择不同射孔方式，底水油藏选择水平相位射孔方式，弱水侵油藏选择下相位射孔方式，分段射孔，孔密为12～16孔/m，孔深为200～600mm；孔径为12～14mm （图2）。为了保证注汽效果，热采水平井一般采用分段射孔方式，即在前段采用127射孔枪，孔密为12孔/m，中段孔密为14孔/m，后段孔密为16孔/m，孔密逐步加大，保证了注入的蒸汽顺利到达底部，有效提高水平井的热采效果。

图2 水平井射孔方式示意图

5.及时调整注采系统及水平井生产方式

从采油厂水平井生产情况来看，主要有两大问题：一是部分水平井开发后期液量低；二是部分水平井投产后含水上升快。这两类水平井的一般具有以下的地质特点：首先是隔夹层较发育的厚油层顶部水平井、薄层及条带水平井开发后期，由于地层能量补充不足，容易出现低液低效；其次是无隔夹层或隔夹层发育差的厚油层顶部水平井投产后，注入水突破以后，含水上升快且含水上升后措施难度大。初期合理控制生产压差，降低水井注水量，延长低含水采油期，如中一区水平井GD1-16P422井由于位于断层边部，离对应水井GD1-16-21井230m，隔夹层不发育，容易造成注入水单向突破。2007年10月该井投产以后，合理控制GD1-16P422井生产压差，并对对应水井井进行降水，延长低含水高产期。二是后期细分韵律层注水，及时补充地层能量，提高开发效果，例如2004

年6月对水平井区水井GD1-7N12井实施封堵，Ng53

层顶部重新射孔，使Ng53层吸水强度由13.4m 3/d.m 上升到41.7m 3/d.m，通过细分注水控制注水的推进速度，提高驱油效率。对应油井GD1-9P512井连续稳产12个月，累计产油10423t。三是后期加强注采调整，保持合理注采比，控制含水上升；四是后期适时提液，提高产能，发挥水平井优势，如X8P406井于2003年3月投产，累积产油22215t，产水136610m 3。投产初期效果较好，但由于受3口注入井影响，含水快速上升。在单元注聚见效后，于2006年2月进行提液促效，参数由6调整为9次，日增油10吨，目前仍保持良好的开发。

（三）结论与认识

1.水平井效果好，深化构型与剩余油研究是基础。

2.优化水平井布井方式与轨迹控制是关键。

3.发展水平井配套工艺技术，是改善水平井开发效果的有力保障。

4.精细管理和注采调整，延长水平井开发效果。 【参考文献】

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531-1531-2532-1532-2532-3

韵律段