低含油飽和度底水油藏水平井開發技術——以高淺北區 Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層為例

李本維，龔晶晶，雷占祥，駱紅梅，李海東，溫玉煥

（1．中國石油冀東油田公司，河北唐山063004；2．中國石油南美公司；3．中國石油勘探開發研究院）

高淺北區Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層底水能量充足，儲層疏松，利用定向井試采時不產液，易出砂，儲量難動用。2004～2005年先后有12口水平井部署在油藏高部位，證實了水平井與定向井相比具有降低生產壓差、泄油面積大的特點，在控制底水和防砂方面具有優勢［1－2］。2006～2009年另有10口水平井進一步在油柱高度相對較大區域進行了推廣，但對于底水油藏水平井開發技術政策下限認識不清。2010年，利用數值模擬技術和油藏工程方法研究了該油藏的水驅特點和剩余油分布規律，論證了該油藏的開發技術政策，重新進行了整體部署，累計完鉆17口水平井。

通過部署水平井和小井眼側鉆水平井，逐漸形成針對該類油藏的水平井設計、化學堵水和CO2吞吐控水增油三步走開發技術。

1 低含油飽和度油藏特征

1．1 油藏地質特征

高淺北區油藏整體為一北西－南東向展布的寬緩斷鼻狀低幅度構造，Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層為新近系館陶組辮狀河沉積地層，儲層埋深在1 690～1 8 2 0 m，巖性粗，分選較差，膠結 疏松，泥 質含量10．2%，孔隙度31%，滲透率（796．5～1107．6）×10－3μm2，非均質性嚴重。地層條件下原油密度為0．9106 g／cm3，粘度90．34 mPa·s，屬于常規稠油油藏。

Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層平均含油飽和度45．4%～53．5%，存在可動用水，是典型的低含油飽和度油藏，油層均厚2．6～7．8 m，底水厚度最大達20 m以上。由于油柱高度小，含油飽和度低，頂部油層被稱為“油帽子”。層內縱向上由頂部至底部油水界面處含油飽和度逐漸降低，例如G308－4井油層厚20 m時頂底含油飽和度差達到20%（圖1）。

研究認為油藏低含油飽和度受儲層、流體物性和構造因素影響［3－5］。儲層親水，大量小孔隙和微孔隙被水占據，油驅水置換程度低，導致含油飽和度偏低，地層水飽和度高。另外，構造幅度低，油柱高度小，毛管力作用影響油水成層分異也是低含油飽和度的成因。

圖1 G308－4井測井解釋成果

1．2 生產特征

低含油飽和度油藏開發特征明顯不同于常規油藏，沒有無水采油期，含水率表現為迅速上升－穩定段－緩慢上升段［6］。高淺北區Ng6等4個油層油井初期含水率平均28．7%，投產60 d后達到85%，進入穩定階段，含水率略有降低，投產160 d后進入緩慢上升階段，200 d后含水率達到90%以上。

早期定向井不能正產生產，應用水平井及配套防砂、酸洗技術能很好地解決顆粒運移問題［7］。

1．3 剩余油分布特征

早期油藏高部位水平井開發后，底水突進導致高部位出現水脊體，而無水平井控制的中、低部位和斷層附近，以及井距較大的水平井井間，仍有大量原油無法動用。在有利構造部署完后，繼續挖潛這些區域的剩余油對水平井設計提出了更高的要求。

2 水平井設計

2．1 水平井合理位置

對于存在無水采油期的高含油飽和度油藏，水平井距離底水越近，底水驅動力越大，水平井越容易獲得最大產能，但見水時間越早。對于高淺北區低飽和度油藏，垂向上頂、底含油飽和度差異大，水平井越靠近底水初始含水率越高，生產后含水上升速度越快。由于底水能量強，垂向滲透率高，水平井在頂部時供液依然充足。水平井部署在底部，通過增加液量增油的方式在經濟上不可取，應盡可能靠近層頂以減少底水突進，同時避免進入頂部泥巖層導致生產時無液量。數值模擬計算表明，水平井合理位置為距離油水邊界9／10h處（h為油層厚度），即“擦頭皮”部署油井。圖2為水平井段長120 m，油層厚10 m時距離底水不同位置處累計產油－時間曲線。

圖2 距離底水不同位置處累計產油－時間曲線

辮狀河砂體內有時發育泥質非滲透夾層，厚度0．5～2．0m，平面范圍長寬150 m×100 m～800 m×500 m，通常沿物源方向連續性好。在夾層上方部署水平井可延長底水脊進時間。

2．2 水平井段合理長度

油層厚度和垂向滲透率一定時，累計產油與水平段長度成正比，增加水平段長度可增加單井控制地質儲量，有利于減少鉆井數量，節約投資。實際生產中受構造、含油面積、相鄰生產油井、薄油層中井軌跡控制難度的影響，合理部署方式為沿構造等高線部署，與鄰井保持合理距離，不能為增加長度而降低避水厚度，應避免水平段靠近底水導致油井快速水淹，水平段長度120～200 m能滿足生產要求。有夾層發育時，水平段長度可適當減小，但不宜低于60 m（圖3）。

2．3 最小油層厚度

水平段長度增加，有利于提高累計產油；垂向滲透率大，容易導致底水更快速脊進；水平滲透率大，有利于擴大泄油半徑，增加油井產量；油層厚度增加，有利于油井避開底水。水平井段長度和垂向滲透率一定時，累計產油與油層厚度成正比。以水平段長度最小120 m為例，無夾層時，為確保油井經濟上可行，生產10年累計產油不得低于0．5×104t，最小油層厚度應大于5 m；有夾層發育時，最小油層厚度不宜小于3 m（圖3）。

圖3 不同油層厚度、水平段長度、夾層發育條件下生產10年累計產油

2．4 最小井距

油層厚度5 m時，油水界面附近水錐半徑在80～100 m；油層厚度10 m時，油水界面附近水錐半徑在100～120 m。兩井水錐體間剩余油難以動用，新井部署應盡量避開水錐影響，且能控制一定量的地質儲量，距離鄰井平面距離最小應為160～200 m。

3 水平井控水增油技術

水平井生產過程中堵水和CO2吞吐是控水增油技術。由于實際構造與預計有差異，實鉆中水平井軌跡與設計往往有出入。儲層非均質性和井身軌跡對水平井出水規律影響大［8－9］。生產過程中容易出現局部井段高度水淹，可通過化學堵水實現控水。當底水全面脊進，可實施CO2吞吐，改善原油流動性，進一步驅替井筒周圍殘余油。

3．1 水平井段化學堵水

3．1．1 水平井段找水

機械找水發現高淺北區水平井出水規律是：跟端采液強度一般最大，當跟端物性差時，靠近跟端的中部井段采液強度最大（此時中部井段相當于跟端），是主產液段；水平段趾端往往采液強度最小，甚至不產液；當水平井軌跡明顯有高程差時，距離底水最近處往往是主產液段；水平段物性有較大差異時，物性較好井段是主產液段。

3．1．2 選擇性化學堵水

選擇性化學堵水比常規的油井堵水技術（如機械卡封高含水層、水泥堵炮眼等）具有優勢，可以充分發揮油層層內的潛力［10－11］。化學堵劑中的聚合物分子鏈在水相中伸展，在油相中收縮，可以有效降低水相滲透率，具有良好的選擇性堵水能力，迫使底水繞流，擴大水驅波及體積。

已實施10口井中有效8口，平均有效期397 d，不計遞減累計增油0．68×104t。例如，G104－5P35井出水井段主要在距離底水較近的井段，跟端剩余油潛力大（圖4）。實施堵水后，含水率由堵水前99%下降到最低93．1%，有效期1330 d，不計遞減累計增油0．35×104t。

圖4 G104－5P35井化學堵水前后水淹狀況分析

3．2 CO2吞吐

3．2．1 潛力井篩選

CO2吞吐增油的機理是使原油體積膨脹，降低原油粘度；CO2溶于水起到解堵作用，CO2溶解氣起到氣驅作用；萃取原油中輕質組分，改善原油和水的流度比［12－13］。高淺北區的原油密度、粘度、油藏深度、地層壓力、儲層滲透率、剩余油飽和度均適宜CO2吞吐［14］，但油層厚度、傳導率、驅動機制為不利因素，因此，篩選井況完好，具有一定避水高度的油井進行施工。對于部分井與底水之間形成竄流通道，CO2吞吐前先進行化學堵水［15］，合理設計控制參數，規避底水快速上升。

3．2．2 控制參數設計

注入參數包括注入量、注入速度、注入壓力、燜井時間和返排速度。水平井CO2吞吐注入量設計采用橢圓柱體模型，其計算公式為：

式中：V——地層條件下的 CO2氣體體積，m3；Φ——孔隙度；Pv——注入體積經驗系數（0．2～0．4）；a，b——垂直、水平方向處理半徑（a為油層厚度，b取值20～30 m），m；H——生產段長度，m。

已知地層條件下CO2氣體體積，可由范德華方程計算得到CO2氣體摩爾數、CO2氣體地面條件下體積和質量。

數值模擬計算最優注入速度是5 t／h；注入壓力低于地層破裂壓力；燜井時間為15～20 d，要求CO2氣體在地層中溶解達到飽和；放噴時控制放噴速度，采液速度控制在30 m3／d左右。

多輪次CO2氣體吞吐設計時，應增加注入量，達到前次的1．5～3倍。

3．2．3 實施效果

已實施21口井共29井次，其中6口井注入2次，1口井注入3次。第一次注入平均含水率從97．9%下降到最低40．0%，日產油從1．5t上升到最高7．4 t，日產液從56．8 m3下降到最低11 m3，有效期超過270 d（圖5）。第二次注入平均含水率從97．6%下降到35．5%，日產油從1．2 t上升到最高5．2 t，日產液從23．8 m3下降到最低7 m3，有效期超過400 d。CO2吞吐不計遞減累計增油達1．42×104t，減少液量42．8×104m3。

4 結束語

針對低含油飽和度疏松砂巖底水油藏，冀東油田研究應用了水平井和側鉆水平井“擦頭皮”部署油井、化學堵水和CO2吞吐技術，配套篩管和懸掛濾砂管防砂，沖砂、酸化和震蕩解堵技術，可有效開發油層厚度5 m的強底水油藏。截止到2013年2月底 Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層累計產油24．76×104t，油藏采出程度達到9．4%，采收率從水平井開發前2．8%上升到14．9%，整體開發水平大幅度提高。

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