新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究

吴 琼，高 巍，李 楠，刘秋丽，马春波

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究

吴 琼，高 巍，李 楠，刘秋丽，马春波

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

对新立油田扶杨油层高含水期剩余油分布规律和特点进行研究，将剩余油分为注采不完善型、储层型、构造型3大类12种形式。结合新立油田套管变形井的井况特点，确定了以开窗侧钻为主的工艺技术，应用于3种剩余油类型，部署了挖掘构造型剩余油、储层型剩余油和换井底恢复储量型的侧钻井，共试验了6口井，平均日产液为9.2 t/d，日产油为4.5 t/d，日产油是老井产量的3.5倍，取得了较好的效果，为挖潜套变井剩余油潜力提供了广阔空间。

套管变形;剩余油分布;侧钻;高含水期;新立油田

引 言

新立油田是“六五”期间国内开发最早的低渗透－特低渗透裂缝性油藏［1］，1980年开辟生产试验区，1983年全面投入注水开发，目前综合含水为77.0%，已进入高含水开发期。近年来出现以下新问题:①油水井损坏严重。截至2009年底，油井套管变形为499口，占油井总数的40.9%，注水井套管变形为211口，占注水井总数的40.8%，造成注采井网不完善和储量、产能损失，并增加了维护和治理成本。②受储层非均质性和井况变差影响，注入水低效、无效循环严重。油井受井况制约无法实施找堵水，注水井因井况差导致分层调控能力变差，油田含水上升速度加快，这些问题制约了油田稳产。为此，在系统开展精细油藏描述工作、深化剩余油分布规律认识的基础上，应用侧钻井技术开展了剩余油挖掘试验，取得了初步效果，为改善油田开发效果和进一步提高采收率探索了一条技术出路。

1 地质概况

新立油田位于松辽盆地中央坳陷区扶余—新木隆起最西端。开发目的层是白垩系下统的泉头组三段(k1q3)和四段(k1q4)的扶余油层和杨大城子油层上部(简称扶杨油层)。具有以下地质特点:①断层和裂缝发育，南北向断层将整个背斜构造切割成7个垒堑相间的断块，储层天然裂缝比较发育，以EW向高角度的直立裂缝为主，岩心观察平均裂缝密度为0.23条/m;②油藏埋深浅，储层低孔、低渗，油藏埋深为1 100～1 500 m，平均孔隙度为14.4%，平均渗透率为 6.5×10－3μm2，外围区块平均渗透率小于5.0×10－3μm2;③储层非均质性严重。油层属于曲流河三角洲相沉积，单井油层厚度为5.0～30.0 m，平均有效厚度为9.2 m，砂体多呈条带状、透镜状分布。平面渗透率级差为30～120，渗透率变异系数为0.5～0.8;层间渗透率级差为50～300，渗透率变异系数为0.80～1.15;层内渗透率级差为10～950，渗透率变异系数为0.3～1.2。

2 扶杨油层剩余油分布规律和类型

进入高含水开发期以后，受油藏地质特征、井网方式、开采历史等影响，剩余油分布异常复杂［2－4］。为了深入挖掘油藏潜力，系统开展了精细油藏描述工作，应用油藏工程、地质建模和数值模拟等方法，尤其是应用井间微地震技术、示踪剂技术、高精度碳氧比技术(RMT)、脉冲中子－中子测井技术(PNN)等先进油藏监测技术手段，对剩余油进行了精细研究。通过研究剩余油分布规律与注采井网、构造、沉积相带的关系，按照剩余油分布的主控因素，将其划分为3大类12种形式。

2.1 与注采井网有关的剩余油类型

主要是由于注采井网不能完全适应油层展布特征，水驱控制程度低而形成的剩余油。

(1)注采不完善型。一是由于油水井套管变形，使得现有井网不能完全发挥作用，造成储量损失。二是受储层河流相沉积影响，油砂体规模小、横向连续性差造成的，即采取统一规则的井网，不可能与砂体几何形态完全匹配，造成砂体有注无采、有采无注、或无注无采，使得储量得不到有效动用。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为17.1%，按有效厚度计算为15.2%。这种类型是目前剩余油的主要类型。

(3)二线受效型。主要位于2排注水井夹3排油井井区，中间排油井位于二线位置，因注水受效不好形成剩余油。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为6.2%，按有效厚度计算为5.4%。

2.2 与储层特征相关的剩余油类型

主要是由于储层非均质性和驱油效率低，造成水驱控制程度低或波及系数低而形成的剩余油。

(1)成片分布的差油层型。主要分布在河道相砂体边部、决口扇微相、席状砂微相中。由于油层变薄、物性变差，水驱作用较弱，注采关系没有完全建立起来，使其动用差或未动用，形成剩余油。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为10.2%，按有效厚度计算为9.1%。

(2)单向受效型。一是受储层平面分布影响，注水井有一个方向油井注水受效，而另一方向油层尖灭或油层变差而注水不受效;二是指钻遇油层但没射孔形成的剩余油。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为5.1%，按有效厚度计算为4.4%。

(3)裂缝型剩余油。扶杨油层吸水主要是靠裂缝吸水，注入水沿裂缝突进，导致注水井东西向油井水淹速度较快。由于低渗透油藏层间及平面上裂缝发育状况存在差异，平面和纵向水淹差异较大，表现为裂缝先进水、优先水驱，裂缝附近的基质内水淹程度高，而裂缝发育差的基质内部水淹程度低。两方面原因导致水线推进不均匀，水淹厚度小，波及效率低，使注水井周围储层中存在大量未水淹型剩余油。近年部署的点状补位井证实了这一点［6］。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为9.5%，按有效厚度计算为8.4%。

(4)层间干扰型。受渗透率级差大影响，纵向上物性相对较差的油层，虽然注采井网完善，但因储层不吸水、不出油，油层不动用而形成剩余油。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为6.6%，按有效厚度计算为6.1%。

高美影楼诚招摄影师，他没注意到门口的那张招聘启事。听到女郎如此发问，高志明忽然觉得好笑，转身指指橱窗，“这张照片就是我拍的。”

(5)层内水淹不均型。受沉积韵律影响，注入水在层内推进不均匀，注入水沿高渗透部位或区域突进，从而在局部形成剩余油(如正韵律油层顶部)。这种类型剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为7.1%，按有效厚度计算为8.2%。

(6)驱油效率低型。一是受毛细管力束缚作用和岩石润湿性影响的残余油(薄膜油);二是由于油水黏度比大，压力梯度较小时原油不易流动形成的剩余油;三是在注采完善区，由于油水井对应关系发生改变，储层原油因液流改变而被注入水切割，孤立无法运移形成的剩余油。这类剩余油分布零散，呈条带或片状分布。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为11.1%，按有效厚度计算为10.2%。

(7)隔层损失型。主要是基础井网受当时压裂和射孔工艺所限，为防止窜槽，留有一部分油层厚度作为隔层未射孔造成的剩余油。这类剩余油占总剩余油的比例较少，按砂岩厚度计算为3.6%，按有效厚度计算为3.2%。

2.3 与构造有关的剩余油类型

(1)微构造型剩余油。微构造的局部起伏使地层倾角发生变化，影响注水流动方向，受油水重力分异作用影响，导致水驱油产生差异，进而在正向构造的小断鼻、小高点、鼻状微构造处剩余油富集，而负向构造即小断沟、小沟槽与砂岩叠合处含水饱和度较高。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为6.0%，按有效厚度计算为11.2%。

(2)断层遮挡型剩余油。受断层的屏蔽作用影响，断层附近油层未能有效的驱替波及，成为滞留区型剩余油富集区。这类剩余油占总剩余油的比例，按砂岩厚度计算为9.1%，按有效厚度计算为10.5%。

3 侧钻井挖掘剩余油可行性分析及侧钻方式确定

3.1 可行性分析

剩余油研究表明，尽管油田进入高含水开发期，但采出程度仅为24.69%，储层中仍然存在多种类型的剩余油，具备挖潜的物质基础［7］。

(1)“十一五”期间，采取部署点状补位井和套管变形井更新挖掘剩余油潜力，取得了较好效果。新钻井油层水淹状况与前期剩余油研究结果吻合程度高。新钻井初期日产油为8.7 t/d，比周围老井高7.1 t/d，稳定日产油为3.2 t/d，含水为64.4%，低于老井含水15个百分点，这为侧钻井的实施奠定了认识基础。

(2)随着油田进入高含水开发期，平面上剩余油分布日趋复杂、零散，规模部署新井经济效益较差，而依靠现有套管变形井的井筒单靶或多靶定向侧钻能高效地挖掘剩余油资源，完善单砂体注采井网，从而提高二次采油采收率。

(3)扶杨油层非均质性严重，层间动用差异大，目前物性相对差的二级主力层剩余储量大，在现有的一套注采井网、油井合采情况下进一步动用难度大。根据油层水淹状况研究，老井侧钻后单注、单采能够有效动用水淹程度低的二级主力层。

(4)油田地处查干湖自然保护区，利用现有老井井场，实施侧钻，可以有效减少新井占地，并减小环保压力。

(5)油层埋藏浅，可有效降低侧钻井成本，提高工艺适应性，经济可行性比较好。

3.2 侧钻方式的确定

根据现有的侧钻工艺技术，主要有套内开窗侧钻和取套侧钻2种方式。

开窗侧钻适用于油层以上套管状况较好的井。不足之处是受施工条件限制，水平位移相对小，多用于换井底型侧钻井。优点是可节省开窗点以上井段钻井工程(钻进、套管、固井)费用，投资费用相对低。

取套侧钻适用于油层以上套管严重损坏且地质要求有一定位移的井。这种侧钻井可以设计成单靶或双靶定向井，提高挖潜的多样性。优点是拔出套管可修复再利用，同时现有完井、测井和固井技术、采油配套工艺完全适应。缺点是取套工艺技术要求高，投资费用相对高。

根据对新立油田套管使用情况和套管变形井井况研究，综合考虑现有工程技术现状，确定主要采取开窗侧钻方式。考虑油田特殊的地质条件，确定侧钻井以油井为主，套变注水井采取更新方式。

4 侧钻井部署和实施效果

4.1 侧钻井部署原则

为了有效挖掘剩余油潜力，提高油田最终采收率，制订了侧钻井部署原则:①立足长远和现有井网，宏观上不打乱线状注采井网的总体格局;②侧钻井部署重点以挖掘剩余油为主;③根据老井的油层条件和产状，确定侧钻井的经济产量和效益界限;④以动用弱水淹的次要主力层为主，避免人为造成新的平面和层间矛盾。

4.2 侧钻井设计类型和实施效果

4.2.1 挖掘构造型剩余油侧钻井

主要是利用侧钻井挖掘断层遮挡区难以动用储量和在微构造高点处形成的剩余油。实施2口井，平均钻遇油层10层，钻遇砂岩厚度为33.2 m，射孔厚度为7.6 m，投产后平均单井日产液为11.3 t/d，日产油为4.4 t/d，含水为61.1%，比周围老井含水低10个百分点，产油量是老井的4倍。如JC10－3井垂直断层倾向、侧钻到正断层下盘的构造高部位，挖掘断层附近的剩余油。开窗位置为1 006.1 m，侧钻井深为1 006.1～1 366.0 m，水平位移为39.22 m，下入套管外径为101.6 mm，内径为86.0 mm(图1)。该井投产后稳定日产油为4.9 t/d，含水为56.5%。

图1 挖掘构造型剩余油侧钻井典型剖面

4.2.2 换井底恢复储量型侧钻井

针对原有油井因套管变形严重、大修无法修复，生产能力不能有效发挥甚至停产的油井，通过侧钻换井底，恢复对原有储量的控制，完善注采井网。试验1口井，JC11－24井钻遇油层7层，钻遇砂岩厚度为23.8 m，射孔厚度为7.0 m，投产后日产液为2.7 t/d，日产油为2.7 t/d(图2)。

图2 换井底型侧钻井典型剖面

4.2.3 挖掘储层剩余油型侧钻井

主要针对3种类型的剩余油实施侧钻井。①由于砂体几何形态与井网不匹配而形成的有注无采型剩余油，河道相砂体边部、决口扇微相、席状砂微相等弱水驱部位的剩余油富集区，由于砂体发育变化而形成的单向受效型剩余油;②由于层间差异造成的层间干扰型剩余油;③注水井间、油井间的注采滞留区型剩余油。试验3口井，平均钻遇油层11层，钻遇砂岩厚度为31.0 m，射孔厚度为10.4 m，投产后日产液为9.9 t/d，日产油为5.1 t/d，含水为48.5%，含水比周围老井低30个百分点以上。图3中的JC12－7井根据三维地震与储层精细对比技术对储层进行预测，针对19号小层油砂体边部进行侧钻，投产只动用该层，射开厚度为4.2 m，日产液为 15.0 t/d，日产油为 3.6 t/d，含水为76.0%。

图3 挖掘单砂体边部剩余油侧钻井典型剖面

5 结论

(1)新立油田高含水期应用侧钻井挖掘剩余油的试验表明，应用侧钻井技术可以有效完善注采井网、挖掘剩余油，具有较好经济效益。

(2)深化剩余油研究，找准剩余油富集区，是降低风险提高侧钻井效果的关键。

［1］李道品.低渗透油田开发［M］.北京:石油工业出版社，1997:37－52.

［2］朗兆新.油藏工程基础［M］.东营:石油工业出版社，1991:110－120.

［3］段秋者，等.孔隙介质中非混相微观驱替机理及影响因素［J］.西南石油学院学报，2001，23(6):41－43.

［4］王明健，等.唐庄地区沙河街组构造特征及油气富集［J］.特种油气藏，2009，16(2):27 －36.

［5］吴琼，等.新立油田注水井转抽油井的机理研究［J］.复杂油气田，2007，16(1):41 －44.

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［7］陆惠民，等.更新补位井的有效利用率及其可行性［J］．大庆石油地质与开发，1988，7(1):43 －47.

Pilot test of sidetrack drilling at high water cut stage for Xinli oilfield

WU Qiong，GAO Wei，LI Nan，LIU Qiu －li，MA Chun －bo
(Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan，Jilin138000，China)

The characteristics of residual oil distribution at high water cut stage have been studied for the Fuyang reservoir in Xinli oilfield，and the residual oil has been classified into 3 categories of uncompleted injection－production type，reservoir type and structural type which include 12 styles．It has been decided to employ sidetrack drilling as the major technology according to the features of casing deformation in this oilfield．Six sidetracking pilot wells have been placed respectively for the 3 categories of residual oil．The pilot wells have an average daily liquid production of 9.2 t/d，oil production of 4.5 t/d，which is 3.5 times of the existing wells．This technology has provided a broad potential for producing residual oil from casing deformation wells．

casing deformation;residual oil distribution;sidetrack drilling;high water cut stage;Xinli oilfield

TE357

A

1006－6535(2011)05－0079－04

20110209;改回日期20110526

中油吉林油田公司“新立油田二次开发”技术攻关项目(ER20100109)

吴琼(1970－)，男，高级工程师，1995年毕业于大庆石油学院石油地质专业，2009年硕士毕业于东北石油大学地质工程专业，现从事油田开发和科研工作。

编辑 孟凡勤