高含水油藏全生命周期剩余油挖潛三參數研究

畢永斌，耿文爽，張雪娜，羅福全，蓋長城

（中國石油冀東油田分公司勘探開發研究院，河北 唐山 063004）

0 引言

冀東油田近幾年由于大規模水平井開發、持續高強度開采，導致含水上升速度快，目前已進入高含水率開發階段。由于儲層以河道砂、心灘和邊灘為主，主要韻律類型為正韻律，高含水率階段剩余油主要集中在油層頂部及井間水淹繞流區。為了實現剩余油的有效挖潛，油田積極探索前期水平井+CO2吞吐、后期轉水平井氣頂重力驅的剩余油挖潛新模式，擴大波及體積與提高驅油效率并重，進一步提高采收率。但由于不同開發階段開發方式不同，不同階段對水平井部署、完井及生產的要求亦不同，需要著眼于全生命周期剩余油挖潛的最大化，加強水平井布井參數、完井參數、生產參數的研究，做好提高采收率技術頂層設計，構建各個開發階段的三參數技術體系。

1 剩余油挖潛模式

為了有效挖潛油層頂部的剩余油，冀東油田綜合應用水平井、氣頂重力驅技術，兼顧兩者優勢，并組合疊加構建“兩變”增油機理，探索了前期水平井+CO2吞吐、后期轉水平井氣頂重力驅相融合的全生命周期剩余油挖潛模式，不斷擴大波及體積，提高采收率。

“兩變”即定向井變水平井、面積驅變重力驅。其中：定向井變水平井，點對點徑向流變面對面線性流，增加平面泄油面積；面積驅變重力驅，平面流主導變垂向流主導，增加了滲流截面積。“兩助”即前期自助（水平井+CO2吞吐）、后期互助（水平井氣頂重力驅）。高含水油藏前期實施自助，即CO2吞吐，基本原理是溶解+重力驅，作用主要體現在2個方面：一是溶解作用增加原油流動性，二是氣液分異形成重力驅，抑制邊底水流動，有明顯降水增油效果。數值模擬結果表明（見圖1），通過CO2吞吐能夠有效降低原油黏度、抑制油水界面抬升，進而有效挖潛剩余油。油藏后期實施水平井互助氣頂重力驅，能夠集合水平井、重力驅、氣驅三要素協同提效，進一步擴大波及體積，提高采收率。

圖1 CO2吞吐前后剩余油飽和度、氣體密度與原油黏度變化數值模擬

2 剩余油挖潛三參數

2.1 布井參數

由于冀東復雜斷塊油田的地質情況復雜，特別是開發后期高含水油藏剩余油分布零散，造成水平井開發風險增加[1]，因此，精細優化水平井的布井參數是剩余油高效挖潛的關鍵。

水平井布井參數優化主要解決水平井水平段在油層中的運行軌跡，即重點解決水平段在平面上的軌跡、縱向上的位置以及水平段長度等問題，主要借助數值模擬手段進行多種設想方案的預測[2-5]，并進行優化，最終達到全生命周期增加可采儲量、延遲見水時間和提高采收率的目標。

2.1.1 水平段平面位置優化

水平井水平段平面位置優化是指根據油藏地質特點及剩余油分布情況，在水平井開發的有利部位多次設計水平井位置，通過數模計算定量比較開發效果，確定最佳平面位置。考慮水平段與構造線的位置關系，研究在水平段平行于構造線和垂直于構造線2種情況下的平面位置優化。

數值模擬研究認為，水平段平行于構造線的方案與水平段垂直于構造線的方案相比，含水率上升幅度較慢，相同采液量條件下累計產油量更高。這種布井方式水平井井底勢能的變化在水平段方向較平緩[6]，水平井需要的生產壓差小，邊底水均勻推向水平井方向。而垂直于構造線方向部署的水平井，井底勢能分布較陡，生產壓差較大，邊底水則向生產井井底突進，水淹速度明顯快于平行于構造線方向的水平井，前期CO2吞吐、后期氣頂重力驅效果差。

2.1.2 水平段縱向位置優化

確定水平段縱向位置是水平井部署過程中應慎重考慮的另外一個關鍵點。礦場統計結果表明（見圖2），隨著水平段距底水界面距離增大，CO2吞吐增油效果逐漸變好，但大于60%后增幅逐漸變緩。

圖2 CO2吞吐增油效果與水平段距底水界面距離關系

這是由于受沉積韻律影響，正韻律油藏頂部水淹程度低，剩余油相對富集。水平段距離底水越近，含水率越高，且上升速度越快，挖潛效果變差。數值模擬表明，當水平段距底水界面距離占油層厚度的60%時，全生命周期剩余油挖潛效果最優，即確定此處（見圖3，圖例為水平段距底水界面距離占油層厚度的比例）。

圖3 全生命周期采出程度與水平段距底水界面距離關系

2.1.3 水平段長度優化

水平段長度對單井控制儲量、水平井產能、含水率上升速度、開發效果以及經濟效益都有很大影響，是水平井設計成敗的關鍵參數之一[7]。考慮到復雜斷塊油藏斷塊小、含油面積小，CO2吞吐階段設計水平段長度依次為 50，80，100，120，150，200，250 m。 隨著水平段長度增加，CO2吞吐階段提高采出程度不斷增加，但趨勢不同，水平段大于150 m時，增加速度減緩（見圖4a）。礦場統計亦表明（見圖4b），隨水平段長度增加，吞吐增油量逐漸增加，但大于200m后增幅漸緩。

圖4 水平井段長度與CO2吞吐效果關系曲線

已開發區水平井受周圍老井的限制，同時由于原油在井筒內流動時的摩阻效應，從跟端到趾端產量貢獻逐漸減小，產能增加幅度隨水平段長度延伸逐漸減緩并趨于平穩，因此水平段長度有一個合理極限，并不是越長越好，反而隨著水平段的增加，造成注氣量增大，使得產出投入比下降。水平段長度為150 m時，CO2吞吐階段產出投入比最高。考慮全生命周期挖潛效果，水平段長度控制在150～200 m。

2.2 完井參數

高含水油藏全生命周期剩余油挖潛完井參數包括完井方式及投產方式兩方面。

2.2.1 完井方式

影響水平井完井方式的因素，主要包括地質、工程、施工難度與安全方面等。分析對比表明：套管完井井筒穩定，可進行選擇性作業和測試，但防砂能力差；篩管完井能夠有效防砂且泄油面積大，數值模擬預測采收率較射孔完井能提高2.5百分點，但對調堵劑剪切作用大，不利于選擇性作業和測試。考慮氣頂重力驅階段注入井調堵、注采井針對性封竄治理的需要，出砂不嚴重的儲層均采用套管完井，出砂嚴重的儲層注氣井采用套管完井、采油井采用篩管完井。

2.2.2 投產方式

投產方式優選主要是指套管完井的水平井水平段在全生命周期內一次投產或分段投產，以及根據水平段鉆遇儲層情況是否考慮避射。為了論證不同投產方式，設計了3個方案（見表1）。

表1 高含水油藏全生命周期剩余油挖潛投產方式方案設計

對于邊底水發育的油藏，水平段平行于構造線方向時，CO2吞吐、氣頂重力驅整體投產效果好于分段投產，有利于減小生產壓差，防止邊、底水舌進及錐進導致的含水率上升過快。水平段垂直于構造線方向時，CO2吞吐階段分段投產效果好于整體投產，防止了由于不同水平段距離邊水、底水遠近的不同造成見水時間不同，在不同井段間形成干擾，影響整體開發效果；氣頂重力驅階段整體氣驅效果更優，表明該軌跡時，CO2吞吐階段應分段投產，互助階段應整體生產。如果水平段距離油水界面較近時，為控制含水率上升過快，投產時應考慮采取避射措施。

2.3 生產參數

水平井布井參數、完井參數確定后，為取得較好的開采效果和經濟效益，必須對生產參數[8-16]進行優化。著眼于“兩助”差異，應用數值模擬技術優化了全生命周期不同開發階段生產參數，為新井投產及開發方式的有效轉換提供決策依據（見圖5）。

圖5 水平井CO2吞吐生產參數論證結果

2.3.1 自助階段（水平井+CO2吞吐）

1）首輪吞吐半徑。吞吐半徑越大，抑制邊底水上升能力越強，增油效果越好。當吞吐半徑增加到一定值后，累計產油量的增幅減緩，產出投入比下降，綜合考慮技術水平和經濟效益，確定首輪吞吐半徑為15 m（見圖 5a）。

2）注氣量增加比例。隨著注氣量增加比例的增大，增油效果逐漸變好，含水率降低幅度逐漸增大，但產出投入比逐漸變差。當注氣量增加比例達到一定值之后，累計產油量增加幅度減緩，綜合考慮確定注氣量增加比例為1.2倍（見圖5b）。

3）吞吐輪次。吞吐階段增油量和產出投入比隨著吞吐輪次的增加而減少。當吞吐輪次高于4之后，產出投入比小于1.0，因此確定最優吞吐輪次為4（見圖5c）。

4）燜井時間。燜井時間越長，氣體利用率越高，有助于CO2在油藏中溶解、擴散，但燜井時間過長不僅會消耗CO2的膨脹能，還會影響生產時率。設計燜井10，20，30，40，50 d 等 5 套方案， 論證燜井時間對開發效果的影響。結果表明，采出程度隨燜井時間的增大先增大后減小，確定最優燜井時間為20 d（見圖5d）。

2.3.2 互助重力驅階段（水平井氣頂重力驅）

1）注采方式。設計連續注采、周期注采、異步注采3種方式，論證不同注采方式條件下的氣驅效果。數值模擬結果表明，連續注采提高采出程度幅度最大，因此，確定采用連續注采的開發方式（見圖6a）。

2）注入速度。數值模擬論證注入速度分別為0.02，0.04，0.06，0.08，0.10 HCPV/a 等 5 種情況下提高采收率的幅度。結果表明，隨著注入速度的增加提高采出程度幅度逐漸增大，但當注入速度大于0.06 HCPV/a后，容易造成油井氣竄，采出程度提高幅度明顯下降，因此，確定合理注入速度為0.06 HCPV/a（見圖6b）。

3）采液速度。利用數值模擬方法，設計采液速度分別為2%，4%，6%，8%，10%等5套方案，模擬氣驅增油的效果。結果表明，采出程度隨采液速度增加而降低，但當采液速度大于6%之后，采出程度增加幅度減緩，綜合考慮初期產能和最終采收率，確定采液速度為6%（見圖 6c）。

4）合理生產壓差。設計生產壓差分別為1.5，2.0，2.5，3.0，4.0 MPa，論證生產壓差對氣驅開發效果的影響。結果表明，提高出程度幅度隨著生產壓差的增加先增加后下降，當生產壓差在2.5 MPa時，開發效果最好，確定最優生產壓差為2.0～3.0 MPa（見圖6d）。

圖6 水平井氣頂重力區生產參數論證結果

3 實例應用

以冀東油田高淺北區油藏為例。該油藏為典型的邊底水層狀構造油藏，經過多年開發，目前采出程度19.2%，綜合含水率92.9%。剩余油定量評價表明，殘留型剩余油占比40.4%，滯留型剩余油占比59.6%，主要富集在油層頂部和水淹路徑繞流區，下一步應采取擴大波及體積為主的提高采收率技術。在全生命周期剩余油挖潛三參數技術體系指導下，開展了水平井氣頂重力驅先導試驗，細分為自助吞吐、互助重力驅2個開發階段，總體部署水平井70口，預計提高采收率11.6百分點。

目前該方案正在實施過程中，試驗區整體處于水平井CO2吞吐開發階段，新增可采儲量33.57×104t；同時，產量快速回升，年產油量從2016年的5.6×104t上升至2019年的11.1×104t，為近8年來新高（見圖7）。

圖7 高淺北區歷年年產油量柱狀圖

4 結論

1）高含水油藏采用前期水平井+CO2吞吐、后期轉水平井氣頂重力驅全生命周期水平井部署時，水平段軌跡設計應平行于構造線，縱向上水平段的位置距底水的距離為油層厚度的60%，水平段長度為150～200 m時最優。

2）綜合考慮影響水平井完井方式的因素，出砂不嚴重儲層采用套管完井，出砂嚴重儲層注氣井采用套管完井、采油井采用篩管完井。水平段平行于構造線方向時，整體投產效果好于分段投產；水平段垂直于構造線方向時，CO2吞吐階段分段投產、氣頂重力驅階段整體氣驅效果更優。

3）實施水平井+CO2吞吐，首輪吞吐半徑15 m，逐輪增加注氣量比例1.2倍，注入4輪，燜井時間20 d，采液速度10%；氣頂重力驅階段采用連續注采方式，注入速度0.06 HCPV/a，采液速度不超過6%，合理生產壓差 2～3 MPa。

4）高含水油藏全生命周期三參數研究為改善水平井開發效果和提高油藏最終采收率提供了科學依據，滿足了油藏全生命周期開發的需要。