D1區塊C油藏側鉆加密井技術研究及運用

楊 波，冉茂科

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750006）

1 油藏地質及開發特征

1.1 地質概況

位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡X1部，斷裂與局部構造不發育，東高西低的西傾單斜，傾角小于1°，主要開發 C1、C2層。

1.2 沉積特征

主要為內陸湖泊河流三角洲前緣沉積體系，受朵狀砂體和鼻狀隆起構造控制，以水下分流河道微相最為發育，砂體多呈北東-南西向的條帶狀分布。

1.3 物性特征

平均孔隙度12.32%，滲透率1.49 mD，為典型的低滲透油藏。

1.4 開發特征

C油藏NE62.3°裂縫發育，初期儲層壓裂改造，采用菱形反九點井網，井排距500 m×180 m，長對角線與最大主應力方向平行（NE72°），井網密度約為11口/平方千米。2007年沿水線周圍部署側鉆井，2011年西南部整體加密井，2007-2015年投產84口，累產油達34×104t，提高采出程度0.7%（由13.3%上升到14.0%）。

2 測井響應特征變化規律

2.1 測井響應變化機理

注入水驅替油層孔隙空間內的油，油層含油飽和度降低，含水飽和度升高；注入水與原狀地層水混合，改變了原狀地層水礦化度，從而改變地層導電性[1-3]。

2.2 測井響應特征規律

對比統計水驅前（原井）與水驅后（側鉆井加密）測井曲線響應特征，整體“一偏一降兩升”特征：自然電位（SP）泥巖基線偏移、電阻率（RT）下降（平均電阻率由25.1 Ω·m 下降到 19.2 Ω·m）、聲波時差（AC）增大（由229.3 μs/m 上升到 236.3 μs/m）、含水飽和度（SW%）增高（平均水飽由47.2%上升到53.2%）。

下面本文研究將測井響應特征規律總結歸納分為一、二、三類測井特征。

2.2.1 一類測井響應特征 水驅后油層下部電阻率異常抬升（12 Ω·m～20 Ω·m），含水飽和度略降低，SP 曲線泥巖基線左偏移，投產易即高含水（含水＞60%）。此類井強水洗，高電阻段并非剩余油富集區，含油性好存在假象，初期改造必須優化剩余油富集區射孔段，合理控制砂量，防止投產即水淹。

2.2.2 二類測井響應特征 水驅后電阻率下降（多小于10 Ω·m），含水飽和度上升，SP曲線泥巖基層左偏移，符合油層水淹規律。此類井投產易中含水（20%＜含水＜60%），如何防止投產含水過高是關鍵，必須要合理初期改造強度。

2.2.3 三類測井響應特征 水驅后電阻率下降、含水飽和度上升幅度都不大，多呈現電阻率、含水飽和度值與原井相當，SP曲線無向左偏移特征。此類井投產多為低含水井（含水＜20%），水驅前后測井曲線特征無異常，表明水驅油推進速度較慢，存在較長低含水采油期，初期考慮加大初期改造強度，提高單井產量，延長初期產量遞減期。

3 初期改造參數選擇

3.1 一類測井響應井初期改造參數選擇

錄井結束后出現一類特征時，壓裂射孔應盡量避免高電阻段（電阻率異常抬升 12 Ω·m～20 Ω·m），同時為防止投產見水甚至水淹的風險，建議小砂量、小排量改造，合理加砂 15 m3～20 m3，排量 1 400 L/min～1 700 L/min（對比原井加砂30 m3～40 m3、排 量1 900 L/min～2 200 L/min）。

3.2 二類測井響應井初期改造參數選擇

錄井結束后出現二類特征時，水淹后電阻率曲線幅度降低（0～10 Ω·m），SP 曲線基線左偏移，投產即中含水，如何防止投產含水過高是關鍵，必須要合理初期改造強度，合理加砂 20 m3～27 m3，排量1 600 L/min～1 800L/min（對比原井加砂 35 m3～40 m3、排量 1900L/min～2200L/min）。

3.3 三類測井響應井初期改造參數選擇

統計二次壓裂改造16口，符合三類曲線特征13口井，13口井初期加砂20 m3～30 m3，排量 1.6 m3/h～2.0 m3/h，二次改造加砂 25 m3～35 m3，排量 1.8 m3/h～2.2 m3/h。對比投產前三個月產量快速遞減，4個月后遞減35%，二次壓裂后8個月遞減11.7%，表明二次改造砂量加大、排量放大，延長措施有效期，且產降速度較初期緩慢。

結合二次改造效果，錄井結束后出現三類特征時，初期改造可適當加大砂量或排量，合理加砂25 m3～30 m3，排量1 600 L/min～2 000 L/min（對比原井加砂35 m3～40 m3、排量 2 000 L/min～2 200 L/min）。

4 時機及井位選擇

4.1 側鉆加密時機選擇

隨著開發時間延長，油藏進入中含水采油階段，水驅狀況復雜，開發矛盾凸顯，常規注采調控技術很難挖掘剩余油潛力，如何選取側鉆加密時機尤為重要。

4.1.1 距離原井見水時間分析 統計歷年側鉆加密效果與原井見水時間關系（57口），總結得出：側鉆加密距離原井見水時間越長，水驅前緣波及面越廣，油層水洗強度大，投產易中高含水，效果越差，尤其在距離原井見水時間超過6年以上，投產含水易突破30%，建議距離原井見水時間2～6年最佳（見圖1）。

4.1.2 原井見水至關井時間分析 統計歷年側鉆加密效果與原井見水至關井時間關系（44口），總結得出：原井見水與關井時間差越短反應原井暴性水淹關井可能越大，儲量失控未動用儲量越多，側鉆加密投產易高產低含水，效果越好。建議原井見水至關井時間0～4年最佳（見圖2）。

4.1.3 原井采出程度分析 統計歷年側鉆加密效果與原井采出程度的關系（55口），總結得出：原井采出程度＜10%（單井累產油＜7 000 t），投產單井產油高，低含水，效果最佳；原井采出程度＞20%，側鉆加密投產易中高含水（突破50%），效果差。建議對應原井采出程度＜10%為最佳，10%～20%適中。

4.1.4 周圍油井采出程度分析 統計歷年側鉆加密效果與周圍油井采出程度的關系（52口），總結得出：周圍油井采出程度10%～20%（單井累產油2×104t～5×104t），投產單井產油高，低含水，效果最佳；周圍油井采出程度＜10%，受油藏驅替壓力系統未有效建立，平面水驅方向不明確，投產易中高含水，效果差；針對油層物性好低含水的高產區，采出程度相對較高（＞30%），投產單井產油高，低含水，效果較好。建議對應周圍油井采出程度10%～20%為最佳，20%～30%適中（見圖3）。4.1.5 周圍油井含水分析 統計歷年側鉆加密效果與周圍油井綜合含水的關系（52口），總結得出：周圍油井含水＜20%，投產單井產油高，低含水，效果最佳；周圍油井含水＞40%，受油層中強度水洗，投產易中高含水（突破40%），效果差。建議周圍油井含水＜20%為最佳，20%～30%適中（見圖4）。

圖1 距離原井見水時間與油量、含水散點圖

圖2 原井見水至關井時間與油量、含水散點圖

圖3 對應周圍油井采出程度與油量、含水散點圖

圖4 對應周圍油井含水與油量、含水散點圖

4.2 側鉆加密井位的選擇

根據裂縫型油藏剩余油分布模式，側鉆加密井網位置均是在原井網長對角線的兩側布井（裂縫側向油井間加密）。

4.2.1 距離原井直線位置分析 統計51口距離原井直線位置與初期液油水關系散點圖，總結得出：當距離原井距離過小（小于110 m），剩余油富集量高，但投產易連通裂縫水線，投產即高含水，當距離原井距離過大（大于140 m），剩余油富集量低，側鉆加密井液量下降，且易連通裂縫水線，投產易快速見水。建議距離原井位置110 m～140 m最佳。

4.2.2 距離水線垂直位置分析 統計50口水線垂直距離與初期液油水關系散點圖，總結得出：當水線垂直距離過小（小于100 m），剩余油富集量高，但投產易連通裂縫水線，投產即高含水，當水線垂直距離過大（大于130 m），剩余油富集量低，投產液量下降，易連通裂縫水線，快速見水。建議距離水線垂直距離位置100 m～130 m最佳。

4.2.3 井網部署分析 目前兩種模式，2007-2015年期間均是采用原井水線兩側油井間加密1口井；2016年試驗轉變側鉆加密井網模式，采用原井水線兩側油井間加密2口井。

井網模式一：2007-2015年側鉆加密84口，初期均單井日產液5.8 m3，日產油3.4 t，含水30.1%，目前均單井日產液3.0 m3，單井日產油2.2 t，含水28.1%，累計產油達34×104t，提高采出程度0.7%（由13.3%上升到14.0%）。

井網模式二：2016年側鉆加密2口，初期均單井日產液13.9 m3，單井日產油1.3 t，含水89.1%，目前均單井日產液12.96 m3，日產油1.4 t，含水87.3%，累計產油僅110 t。

就目前該井網模式看，側鉆加密效果較差，考慮投產井僅2口井采取井網模式二，不足定性井網模式二的不適應性。

5 技術運用及效果

5.1 一類測井響應特征運用

側鉆加密井11口井投產即高含水（＞60%），9口井一類測井特征，分析成功率比例占81.8%。

5.2 二類測井響應特征運用

側鉆加密井22口投產即中含水（20%～60%），16口井二類測井特征，分析成功率比例占72.7%。

5.3 三類測井響應特征運用

側鉆加密井49口投產即低含水（小于20%），44口井三類測井特征，分析成功率比例占89.8%。

5.4 2016年新投側鉆加密井運用

2016年側鉆加密井5口：A1、A2井投產即中高含水（＞60%），A3、A4井投產即中含水（20%～60%），A5井投產低含水（＜20%）（見表1）。

表1 D1區塊C油藏2016年側鉆加密井效果綜合分析

通過2016年5口側鉆加密井綜合效果分析，進一步驗證了側鉆加密時機、井網位置、測井響應特征及初期改造參數的研究成果是具有可行性的。

5.5 提出側鉆加密方案

結合效果運用，綜合側鉆加密效果影響因素，提出了6套側鉆加密時機及井位方案，根據油藏開發階段需求及注水受效單元生產動態，可擇優實施（方案一＞方案二＞方案三＞方案四＞方案五＞方案六）（見表2）。

同時，提出了3套側鉆加密初期改造及射孔方案，特低滲油藏具有普遍適用性，錄井結束后，針對不同測井響應類型實施差異化參數改造（見表3）。

6 結論與認識

（1）歸納出側鉆加密井測井響應特征，主要分為一、二、三類特征。

（2）不同測井響應特征井提出差異化參數改造及射孔方案。一類井，射孔避免高電阻段（電阻率異常抬升 12 Ω·m～20 Ω·m），建議低砂量、低排量改造，加砂 15 m3～20 m3，排量 1 400 L/min～1 700 L/min；二類井，加砂 20 m3～27 m3，排量 1 600 L/min～1 800 L/min；三類井，加大砂量、排量，加砂 25 m3～30 m3，排量 1 600 L/min～2 000 L/min。

表2 D1區塊C油藏側鉆加密時機及井位方案

表3 D1區塊C油藏側鉆加密初期改造及射孔方案

（3）側鉆加密時機距離原井見水時間2～6年，關井時間2～4年，見水至關井時間0～4年為最佳；原井采出程度＜10%為最佳，10%～20%適中；周圍油井采出程度10%～20%為最佳，20%～30%適中，高產區低含水，采出程度放大30%～40%；周圍油井含水＜20%為最佳，20%～30%適中。

（4）側鉆加密井位距離原井位置110 m～140 m，距離水線垂直位置100 m～130 m，就目前效果看，沿水線兩側向油井加密1口井效果優于沿水線兩側向油井加密2口井，后期須擴大試驗1～2個井組驗證效果，明確最佳側鉆加密井網模式。

（5）系統總結出一套從合理部署時機、精確井網位置、優選射孔段、優化初期改造參數等方面側鉆加密技術方案，具有可行性、推廣價值。

［1］高立軍，王廣新，郭福祥，李瑞營.大慶油田小井眼開窗側鉆水平井鉆井技術［J］.斷塊油氣田，2008，（4）：94-96.

［2］夏寶華，王新海，張勇.開窗側鉆水平井挖潛中高滲高含水油藏剩余油的方法［J］.石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2005，27（3）：380-382.

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