特高含水期砂巖老油田側(cè)鉆水平井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計研究
——以哈薩克斯坦K油田為例

李雅南

(中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010)

特高含水期砂巖老油田側(cè)鉆水平井參數(shù)優(yōu)化設(shè)計研究
——以哈薩克斯坦K油田為例

李雅南

(中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦 124010)

哈薩克斯坦K油田是一個中高孔-中高滲的層狀砂巖油田，儲層巖性復(fù)雜，注水開發(fā)已達(dá)37年。2015年9月，油田綜合含水已達(dá)到90.1%，處于特高含水期。為了研究和評價應(yīng)用側(cè)鉆水平井挖潛高含水砂巖油田剩余油的潛力，應(yīng)用地質(zhì)、測井、油藏工程等多學(xué)科理論，篩選低產(chǎn)低效老井，優(yōu)選層位，論證合理的水平段長度，分析水平段垂向位置以及合理產(chǎn)液量，部署實施側(cè)鉆水平井45口，單井初期日產(chǎn)油和含水遠(yuǎn)優(yōu)于同期直井，證實了側(cè)鉆水平井技術(shù)開發(fā)高含水老油田的可行性。

哈薩克斯坦；砂巖油田；注水開發(fā)；側(cè)鉆水平井；優(yōu)化設(shè)計

哈薩克斯坦K油田側(cè)鉆水平井技術(shù)的應(yīng)用始于2010年，截至目前共完鉆45口，單井產(chǎn)量高，平均日產(chǎn)油為周圍老井的2倍，高產(chǎn)側(cè)鉆水平井進(jìn)一步證實了各層系均存在剩余油富集區(qū)，且地層能量仍保持較高的水平，證明了油田采用早期注水開發(fā)方式的科學(xué)性，同時也顯示了側(cè)鉆水平井井型與直井組合式的開采方式對于K油田的科學(xué)合理性。

鑒于該區(qū)井網(wǎng)完善，井控程度高，屬于開發(fā)中后期，水淹程度高，為了繼續(xù)深入研究應(yīng)用側(cè)鉆水平井挖潛主體區(qū)塊潛力，探討同類油藏有效開發(fā)模式，提高儲量動用程度和整體開發(fā)效益[1-2]，開展了側(cè)鉆水平井優(yōu)化設(shè)計研究。

1 油田概況

哈薩克斯坦K油田位于北烏斯丘爾特盆地西北部，構(gòu)造形態(tài)是沿著緯度方向伸展的26.7×9.5 km的背斜構(gòu)造，北陡南緩，發(fā)育北東、北西和近東西向三組共21個構(gòu)造斷裂，將背斜切割成7個區(qū)，20個斷塊。含油氣目的層為中、上侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)，在縱向上分為12套砂巖組24個小層。巖性主要為粉砂巖和細(xì)砂巖，沉積相屬三角洲相，分為三角洲平原亞相和三角洲前緣亞相。儲層物性好，為高孔中高滲透儲層，孔隙度18%～42%。滲透率的變化范圍很大，為10×10-3μm2～50 000×10-3μm2，層間、層內(nèi)和平面非均質(zhì)性均較強(qiáng)，變異系數(shù)0.8～1.02。

K油田1979年9月投入開發(fā)，1980年開始注水，井網(wǎng)以反九點井網(wǎng)為主，局部為反七點井網(wǎng)。截至2015年9月，采油速度0.64%，采出程度達(dá)到22.43%，含水90.1%，各開發(fā)層系累積注采比0.49～1.43。

2 側(cè)鉆水平井選井原則

側(cè)鉆水平井是目前提高單井產(chǎn)量，彌補(bǔ)老井產(chǎn)量遞減小行之有效的進(jìn)攻性措施。油藏各層系空間上縱向疊加，每個層系具備獨立的油氣水界面，形成了較完善的注采系統(tǒng)，目前油藏整體進(jìn)入高含水開發(fā)階段，因此側(cè)鉆水平井的部署需要在綜合研究油藏構(gòu)造、儲層、沉積相、油層分布、剩余可采儲量及剩余油分布，進(jìn)行地層能量評價后，在地質(zhì)條件優(yōu)越，剩余可采儲量較大的弱水淹區(qū)域部署側(cè)鉆水平井，才能達(dá)到預(yù)期效果[3-4]，基于上述考慮，制定了部署水平井的基本原則，見表1。

部署側(cè)鉆水平井的同時，為了保持油藏現(xiàn)有生產(chǎn)能力，盡量減少產(chǎn)量損失，減少對其他層系的影響，同時滿足管柱條件，制定了選井標(biāo)準(zhǔn)，見表2。

表1 側(cè)鉆水平井部署原則

表2 側(cè)鉆實施井選井標(biāo)準(zhǔn)

3 側(cè)鉆水平井優(yōu)化設(shè)計

3.1 側(cè)鉆水平井水平段長度優(yōu)化研究

側(cè)鉆水平井設(shè)計的幾個重要參數(shù)中，水平段長度是影響水平井產(chǎn)量和水淹程度的重要參數(shù)[5-6]。通過水平段長度分別設(shè)計為160 m、200 m、240 m和300 m的4個方案進(jìn)行比較，在保證注采井距的前提下，水平段長度越長，階段累產(chǎn)量越高。水平段為300 m時，油井前期產(chǎn)量高，油井見水早，但較其他水平段提前達(dá)到95%含水量而關(guān)井，造成累產(chǎn)油量減少。因此，在井網(wǎng)完善區(qū)域，水平段長度應(yīng)設(shè)計在200 m左右，在井控制程度低的區(qū)域可以適當(dāng)加長[7]。

K油田屬于注水開發(fā)的高含水油田。在高含水油田設(shè)計水平井長度時，除了考慮含油面積外，還要考慮油層厚度，與注水井距離及油層水淹程度，油層厚度一般大于4 m以上時盡量規(guī)避水淹風(fēng)險，減緩含水上升時間。統(tǒng)計K油田45口側(cè)鉆水平井長度與產(chǎn)量的關(guān)系，確定目前水平井井段長度在200 m左右是合理的[性]。

3.2 側(cè)鉆水平井垂向位置論證

K油田已部署的側(cè)鉆水平井均沒有氣頂，也沒有底水，分析不同原油黏度條件下的最優(yōu)垂向位置，見圖1?？梢钥闯?，K油田地下原油黏度在20 mPa·s左右，最優(yōu)垂向位置比例為0.534～0.554。

而實際設(shè)計中，側(cè)鉆水平井的位置還須考慮剩余油在垂向上的富集位置。對于厚度較大的油層而言，通常水淹位置在油層的下部，特別是油層內(nèi)存在小的夾層時，水平段一般設(shè)計在夾層以上位置，所以5031井、3476井、4034井和3279井等水平段在垂向上的位置比例為0.62～0.89[7]。

圖1 不同原油黏度時最優(yōu)垂向位置

3.3 側(cè)鉆水平井合理產(chǎn)液量論證

通過數(shù)值模擬研究，側(cè)鉆水平井采用不同產(chǎn)液量生產(chǎn)對井組開發(fā)指標(biāo)有較大影響[3]。方案分別設(shè)定日產(chǎn)液量為25 m3/d，40 m3/d，60 m3/d和80 m3/d，結(jié)果表明，日產(chǎn)液為60～80 m3/d的方案開發(fā)指標(biāo)較好。盡管日產(chǎn)液為25 m3/d和40 m3/d的方案以較小的生產(chǎn)壓差生產(chǎn)，含水上升速度也較小，但累積產(chǎn)量受到影響，到2040年，累產(chǎn)油較60～80 m3/d的方案偏小，而日產(chǎn)液為80 m3/d的方案在2033年累產(chǎn)量逐漸接近60 m3/d的方案。因此，為保持開發(fā)效果，合理控制生產(chǎn)壓差，側(cè)鉆水平井初期采液量控制在60～80 m3/d為宜[8]，見圖2。

圖2 不同產(chǎn)液量下水平井采出程度及含水率對比

4 實施效果

截至2016年，全區(qū)共投產(chǎn)水平井45口，初期平均單井日產(chǎn)油17.9 t，含水68.7%，是同期實施直井的2倍。目前平均單井日產(chǎn)油10.9 t，是周圍老井的2倍以上，日產(chǎn)液61.94 t，綜合含水75.1%。平均單井水平段長度205.3 m，油層鉆遇率82.3%，平均單井油層長度168.9 m。側(cè)鉆水平井累建產(chǎn)能26.7×104t。

5 結(jié)論

隨著油價持續(xù)走低，有針對性地探索不同措施提高油田采收率顯得日益重要。優(yōu)化側(cè)鉆水平井設(shè)計是應(yīng)用水平井成功開發(fā)油田的基礎(chǔ)和關(guān)鍵，應(yīng)在油田精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，研究剩余油分布規(guī)律，確定側(cè)鉆水平井部署原則；在油藏工程理論指導(dǎo)下，優(yōu)化水平斷長度、垂向位置以及合理產(chǎn)液量等參數(shù)。水平井側(cè)鉆技術(shù)在哈薩克斯坦K油田取得較好效果，對于同類注水開發(fā)中后期大型砂巖油田具有一定的指導(dǎo)和借鑒意義。

[1] 李皓利. 側(cè)鉆井技術(shù)在老油田挖潛中的研究與應(yīng)用[J].斷塊油氣田，2005，12(5)：69-71.

[2] 秦積舜，李愛芬. 油層物理學(xué)[M].山東東營：石油大學(xué)出版社，1991：42-45.

[3] 成亞斌，李凡華. 水平井遞減規(guī)律分析[J].內(nèi)蒙古石油化工，2009，35(4)：118-120.

[4] 趙立軍. 水平井水平段長度優(yōu)化設(shè)計與實踐[J].石油地質(zhì)與工程，2014，28(2)：110-112.

[5] 范子菲，方宏長，俞國凡.水平井水平段最優(yōu)長度設(shè)計方法研究[J].石油學(xué)報，1997，18(1)：56-60.

[6] 陳明.水平段合理長度的確定方法研究[J].中國海上油氣(地質(zhì))，2003，17(5)：342-344.

[7] 姚凱，姜漢橋.水平井垂向位置優(yōu)化研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(自然版).2007，4(2)：201-204.

[8] 范子菲. 底水驅(qū)油藏水平井產(chǎn)能公式研究[J].石油勘探與開發(fā)，1993，20 (1)： 65-70.

編輯：岑志勇

1673-8217(2017)01-0118-03

2016-08-14

李雅南，工程師，1984年生，2009年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)礦產(chǎn)普查與勘探專業(yè)，現(xiàn)從事哈薩克斯坦K油田開發(fā)地質(zhì)研究。

TE324

A