邊底水油藏水平井二次開發技術研究——以高淺北區為例

龔晶晶，唐小云，劉道杰，王 紅

（中國石油冀東油田公司勘探開發研究院，河北唐山 063004）

1 水平井開發適應性研究

高淺北區油藏位于南堡陸地高尚堡油田高柳斷層上升盤，是一個受構造控制的邊底水驅斷鼻狀常規稠油油藏，屬于辮狀河沉積，具有物性好、非均質性強的特點，采用250 m反九點基礎井網、局部180 m二次加密定向井井網開發，開發后期呈現出明顯的高含水、高遞減、低采出程度、低采收率開發特征，利用現有的開發井網和開發方式，采用卡堵水、防砂、解堵、提液等常規措施難以實現區塊開發形勢的根本好轉，需要創新開發思路，轉變開發方式。

水平井開發泄油面積大、底水錐進慢，可以提高油井產量和采收率、節約鉆井投資、提高油田開發效益，是已開發油田開發中、后期直井挖潛效果變差的情況下，一種經濟有效的二次開發手段［1－5］。

考慮到井身軌跡及水平井的儲量基礎，稠油油藏油層厚度一般應在6 m以上，稀油油藏油層厚度應在3 m以上［6］。高淺北區油藏埋深1700～1900 m，地層壓力下原油黏度為90.34 mPa·s，油層平均厚度6～20 m，適合水平井開發。

從高淺北區已實施的水平井效果分析，水平井開發生產壓差小，可有效解決定向井開采油井出砂、措施頻繁而造成的產量低、含水上升快、無法正常生產等問題；同時水平井開發底水錐進慢，泄油面積大，能有效提高驅油面積，提高油藏采收率，有效改善開發效果。

2 油藏潛力評價

根據剩余油潛力研究成果，按照含水階段、油藏類型及井控程度將潛力進行分類評價（表1），為不同類型剩余油潛力開展針對性的水平井開發技術政策研究提供基礎。

表1 剩余油潛力評價分類統計

3 水平井部署開發技術政策論證

水平井位置、水平段長度等是影響開發效果的重要因素，很多學者已開展了相關研究［7－14］。筆者針對目標區不同的潛力類型，開展了針對性的開發技術政策論證。

3.1 低含水期底水驅油藏開發技術政策

對于底水驅油藏，無因次水平井產量為：

水平井在油層中的無因次縱向位置：

水平井無因次見水時間：

由此計算并繪制出水平井無因次產量與無因次垂向位置關系曲線（圖1）、無因次見水時間與無因次垂向位置關系曲線（圖2）。由圖1可以看出，底水油藏水平井開發，產量與水平段的縱向位置相關，當hD為0.9左右時產量達到最大值；水平井見水時間也隨著hD的增加而增加（圖2）。受底水錐進影響，水平段距離底水越近，開發效果越差，油藏數值模擬顯示，目標區油藏水平段距離底水6～7 m，水平井累計產量才能達到經濟極限采油量（圖3）。綜合考慮各個因素，底水驅油藏水平井開發，油層厚度須達到7 m以上，最優垂向位置為hD＝0.9。

圖1 無因次臨界產量與無因次垂向位置關系曲線

圖2 無因次見水時間與無因次縱向位置關系曲線

圖3 不同垂向位置水平井累計產油曲線

由于水平井水平段內有摩擦損失，原油沿井筒流動出現壓降。當不考慮井筒內的摩擦損失時，油井產量與水平段長度成線形增長；當考慮井筒內的摩擦損失時，隨水平段長度的增加，油井產量增長變緩（圖4），目標區水平段長度以200 m以內為宜。

圖4 水平井產量與水平井長度關系曲線

3.2 低含水期邊水驅油藏開發技術對策

對于邊水驅油藏，水平井無因次產量為：

水平井在油層中的無因次縱向位置：

水平井無因次距邊水距離：

式中：L——水平段長度，m；b——水平段距邊水距離，m。

計算并繪制出水平井無因次產量與無因次垂向位置關系曲線（圖5）、無因次產量與無因次邊水距離關系曲線（圖6）。從圖5看出，當生產壓差和各向異性比一定時，水平井處于油層中部時的產量達到最大值。從圖6看出，對于一定的水平段長度，隨著平面上距邊水距離的增加，水平井產量開始時降低較快，當b＞4h時減緩而趨于常數。

圖5 無因次產量與無因次垂向位置關系曲線

數值模擬不同無因次距邊水距離下水平井見水時間的變化（圖7），當邊水位置一定，水平井隨著在油層中的位置hw增加，見水時間逐漸增加；當水平井在油藏中的位置hw一定時，見水時間隨著距邊水距離的增加，開始時增加較快，當b＞4h時，見水時間的增加減緩而趨于常數，此時見水最慢。

圖6 無因次產量與無因次邊水距離關系曲線

圖7 水平井見水時間與無因次邊水距離關系曲線

綜合考慮各個因素，邊水驅油藏水平井開發，最優平面位置為b＞4h，最優垂向位置為hD＝0.5～0.9。

3.3 底水驅動油藏高含水期井間剩余油潛力區開發技術對策

高含水期井間剩余油分布復雜，研究表明，目標區剩余油平面上主要分布在心灘等物性較差的構型體、油井之間、注采井組之間靠近油井一側、斷層和砂巖尖滅區附近、以及垂直于優勢滲流通道兩側；縱向上主要分布在隔夾層發育區域上下層位的中上部［15－16］。

生產實踐及油藏數值模擬研究表明，目標區底水驅油藏，當油層厚度5～10 m，水錐半徑為60～100 m，模擬在250 m井距反九點正方形井網井間進行水平井挖潛，結果表明水平井長度不宜過長，以60～90 m為宜（圖8）。隔層模擬表明，隔層能有效延緩油井見水時間（圖9），隔層范圍越大，隔層上部油井生產見水越慢。

綜合分析，對于底水驅動油藏高含水期井間剩余油挖潛，水平井部署優選隔夾層發育區域和遠離底水區域的剩余油富集區，平面上距鄰井距離應不小于100 m，水平段長度60～90 m。

4 水平井優化部署

圖8 高含水階段水平井長度與累計產油關系曲線

圖9 底水油藏隔層對油井見水時間影響

4.1 部署原則

（1）以小層為單元，依據各單元具體情況分別進行研究部署；

（2）通過開發與調整，提高區塊采油速度，提高油藏可采儲量和最終采收率；

（3）開發與調整部署與已有井網和層系相協調；

（4）開發與調整的區域具備剩余地質儲量物質基礎；

（5）開發與調整后能獲得較好的經濟效益。

4.2 開發調整部署

在精細油藏描述、油層動用狀況分析及油藏數值模擬剩余油分布研究基礎上，以提高區塊儲量動用程度、提高采收率、改善開發效果為目標，通過開發調整方案研究，在高淺北區優化部署水平井109口，鉆井進尺27×104m，設計單井日產能力8～11 t，日產水平1150 t，新建原油生產能力34.5×104t。

4.3 實施效果

截止目前，高淺北區二次開發完成109口水平井和側鉆水平井的實施，區塊采收率由15%提高到23%，取得了油藏高含水開發階段開發調整的較好效果。

5 結論

（1）通過研究低含水期和高含水期邊底水油藏開發技術政策，形成了邊底水油藏水平井二次開發技術，為該類型油藏二次開發提供了技術支撐。

（2）低含水期底水驅油藏開發，油層厚度須達到7 m以上，最優垂向位置為hD＝0.9，水平段長度以200 m以內為宜；低含水期邊水驅油藏開發，最優平面位置為b＞4h，最優垂向位置為hD＝0.5～0.9；底水驅動油藏高含水期井間剩余油挖潛，水平井部署優選隔夾層發育區域和遠離底水區域，距鄰井應不小于100 m，水平段長度60～90 m。

（3）高淺北區油藏實施水平井二次開發，提高采收率8.0個百分點，開發效果顯著，開發形勢得到根本扭轉，其經驗和做法值得相似類型油藏借鑒。

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