海上特低幅構造稠油底水油藏水平井開發策略

劉 超，廖新武，李廷禮，張運來，馬躍明

(1.中海油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452;2.中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

引 言

世界上絕大部分的原油都儲藏在含有底水或邊水的油藏中，然而對于油柱高度小于20 m、甚至小于10 m，地層原油黏度200 μPa·s以上的底水油藏的開發是目前世界級的難題。

針對開發過程中底水錐進的問題，雖然采取了油層避射、控制生產壓差、氮氣泡沫壓水錐、化學堵水等一系列措施，但是效果不理想或以犧牲采油速度為代價［1－3］。在現代油田尤其是海上油田的開發過程中，由于受制于平臺壽命和操作成本等因素，往往需要較高的采油速度來獲得更好的經濟效益，因此以往的開發思路已經難以適應此類油田的開發需求［4－5］。本文針對油柱高度小于20 m的特低幅稠油底水油藏提出了相應的開發生產策略，為解決這一難題提供了思路。

1 油田概況及開采現狀

Z油田是1個海上大型河流相砂巖稠油油田，其主要含油層段為明下段和館上段。油田分為南區、北區、西區，開發方案設計以定向井多層合采的方式開發。2001年油田投入開發后，含水上升快，油田產量遞減快，其主要原因是底水油藏儲量比例大(約占40%)、多種油藏類型合采、油水黏度比大等。尤其是明下段的底水油藏，由于采用定向井開采，目前井點位置底水錐進嚴重，造成井點位置的含水普遍較高，處于相對較低水平的生產狀況，但同時采出程度卻很低，有很大的剩余油潛力。

以該油田西區明下段底水油藏E－NmⅡ1砂體為例，該砂體為低幅構造的底水油藏，疏松砂巖，孔隙度為17% ～38%，滲透率為30×10－3～8600×10－3μm2，平均滲透率為3100 ×10－3μm2，地下原油黏度為260 mPa·s，開發初期采用定向井開采，布井區的油柱高度為12～22 m。2002年投入開發后，大多數定向井表現出的生產特征是:初期生產狀況良好，產能在40～70 m3/d，但在投產后2～5個月，含水率就升高到80%以上，產量迅速下降為10～15 m3/d。截至2009年底，該砂體綜合含水率達到89.8%，而采出程度僅為6.9%。通過水驅曲線計算其水驅儲量動用程度僅為38%，數值模擬研究表明，大量的剩余油富集在定向井之間和儲層的中上部，沒有被動用。現場飽和度測井表明:井筒附近的油層縱向水淹差異大，底部水淹嚴重，沿著井筒向上油層水淹程度逐漸變輕，頂部沒有水淹，這也驗證了數模研究的成果。為了挖掘儲層上部和老井間的剩余油，改善低油柱稠油底水油藏的開發效果，對水平井在特低幅構造油藏中的適應性及其影響因素進行了研究［6］。

2 水平井開發稠油底水油藏影響因素分析

利用水平井開發底水油藏的效果主要受油層厚度、隔夾層分布、水平段長度、生產策略等因素的影響［7］。

2.1 油層厚度

對于構造幅度小、油柱高度低的油藏部署水平井開發的極限是多少，該采取什么樣的開發策略，C.S.Kabir給出自己的見解，但僅限于帶氣頂的輕質油藏，對于黏度超過200 mPa·s的稠油底水油藏的布井極限，國內外文獻論述較少［8］。建立Z油田西區E－NmⅡ1砂體地質模型，在不同油層厚度的區域布井，進行了數值模擬研究(圖1)。布井區域油層厚度從4～20 m不等，由圖1可知，井軌跡距離油水界面的高度在8 m以上時，累計產油可以達到5×104m3以上，通常是有經濟效益的。水平井盡可能布置在儲層頂部，距離2 m左右，因此油柱高度下限值為10 m。

圖1 水平井累計產油與低幅構造稠油底水油藏油柱高度關系

從Z油田已經投產的低油柱油藏水平井的生產情況看，油層厚度在10 m以上區域的水平井，初期日產油在50～100 m3/d以上，累計產油在5×104～15×104m3以上。這些水平井中大部分井的無水采油期都比直井長，而且含水率達到90%以后，通過大泵提液措施，仍然有很大的生產潛力。生產實踐表明，低油柱稠油底水油藏水平井全壽命期內累計產油的60%是在含水率達到90%以上后采出的。以Z油田的D25h井為例，該井含水率90%時累計產油為4.9×104m3，目前為96%，累計產油已達12.2×104m3，預計全壽命周期內累計產油在15.0×104m3以上。

2.2 隔夾層分布

模仿E－NmⅡ1砂體的地質油藏條件，建立了多個隔夾層分布機理模型(圖2)，研究表明:①隔夾層的存在能夠明顯增加累產油量;②多個隔夾層比一個隔夾層效果好;③連續分布的、范圍較廣的夾層能夠大大改善水平井開發效果。

圖2 隔夾層阻擋底水錐進改善開發效果機理模型

在Z油田的實際生產中，隔夾層的分布與水平井的累計產油也顯示出密切的關系:有隔夾層遮擋的水平井累計產油通常比沒有隔夾層遮擋的要高出20%～30%;無隔夾層遮擋的水平井的無水采油期一般只有0～2個月，隔夾層局部遮擋的水平井無水采油期有3～5個月，有隔夾層連續分布遮擋底水的水平井無水采油期可達12～20個月。

此外，隔夾層的滲透性也是影響開發效果的重要因素。數值模擬研究表明，當隔夾層沒有或者幾乎沒有滲透性的時候，其擋水增油作用更明顯，還可以增大驅油面積。

總之，隔夾層的存在對低油柱稠油底水油藏的水平井是非常有利的因素，非滲透隔夾層下方的剩余油，可以在開發后期利用老井側鉆來開發。

2.3 水平段長度

前人對水平井的產能影響因素進行的大量研究表明，水平段長度對其產能有著重要的影響。考慮井筒摩阻后的JOSHI公式和陳氏公式都表明，水平井產能隨著水平段的增加成正相關性增加(但不是線性增加)，亦即水平段越長越好。CHEVRON公司在英國北海的Captain油田，水平井的水平段長度為1500～2000 m，PLT測試資料證實即使是在水平段的“趾端”仍然有產量貢獻。事實表明在地下情況簡單、含油面積較大的油藏中，水平段越長水平井的產量越高，控制同等規模的儲量需要的井數也越少。但是隨著水平段長度的增加，油藏情況更加復雜、鉆井難度加大，更重要的是由于受到老井底水錐進范圍、砂體展布范圍、斷層分布、油水邊界等因素的影響，使得有些油藏不適合將水平段鉆的很長。例如Z油田進行綜合調整時，在老定向井間布署水平井挖潛，就受到老井井距及其水錐范圍的限制。該油田的老定向井的井距大約是350～500 m，精細油藏描述研究對老井周圍的水錐進行的定量化表征結果是老井周圍80～110 m范圍內不適宜部署調整井，因為該區域已經嚴重水淹，很容易導致調整井快速水淹。因此結合數值模擬結果推薦的水平段長度在250～400 m(圖3)。事實上在實施的過程中，由于河流相沉積的復雜性，有的水平井的水平段甚至只有200 m左右，說明機理模型研究的理想條件和實際油藏的條件是有很大差別的。

圖3 低幅構造稠油油藏水平井長度優化決策示意圖

2.4 生產策略

前人的研究往往只關注如何避免底水突破［9］，而海上油田的高速開發使底水突破不可避免，所以對底水突破后的開發策略同樣感興趣。

采用CHAPERON公式計算水平井的臨界產能。

利用式(1)計算的臨界產能為12 m3/d，對應臨界生產壓差為0.08 MPa，這樣的采油速度在實際生產中達不到經濟效益的要求。合理的生產壓差應該既能獲得較高的采收率，又能保持較高的采油速度。陳民鋒、姜漢橋等研究了海上油田不同開發井型的合理生產制度，但主要依據生產井防砂的出砂極限壓差來對合理生產壓差取值［10］。

結合Z油田的油藏特點，設計了三段式生產模式:①在含水率低于40%的開發初期，采取小壓差生產，盡量延長低含水采油期;②在含水率40% ～80%的開發中期，逐步提液;③含水率超過80%以后，采用大壓差、高液量生產。

Z油田的開發實踐表明，采取上述“三段式”生產模式不僅是可行的，而且取得了良好的開發效果，尤其是在第3階段，采取“千方泵”進行提液，增油量非常顯著，而含水率卻不會明顯升高，甚至有所下降。

3 水平井實踐效果

自2003年4月，Z油田的第1口調整井D27m井投產以來，截至2012年底，該油田已投產水平調整井46口，大部分為低油柱稠油底水油藏水平井，油柱高度為10～20 m，地層原油黏度為260 mPa·s，這些位于特低構造幅度而且是稠油底水油藏等極限條件下的水平井，投產后生產狀況良好，通過大泵提液等措施，水平調整井的產量達到1450 m3/d，占油田總產量的1/3，截至目前，累計增油已達254×104m3/d，增加可采儲量835×104m3/d，油田最終采收率提高了4.9%。

4 結論

(1)以累計產油5×104m3為經濟效益底限，Z油田可利用水平井開發低油柱稠油底水油藏的厚度下限是8～10 m。

(2)受老井井距及水淹范圍的限制，Z油田水平調整井水平段的適宜長度是200～400 m。

(3)進行精細油藏描述，掌握隔夾層的分布規律，明顯改善了海上低幅稠油底水油藏的開發效果。

(4)初期盡量延長無水采油期，中期逐步提液、高含水后大泵提液的“三段式”生產策略適宜海上低幅稠油底水油藏的開發特點。

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