分支井在油田调整方案中的应用

程明佳 (中海油能源发展股份有限公司，天津 300452)

王飞琼 (中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452 )

程自力，高 尚，姜光宏 (中海油能源发展股份有限公司，天津 300452)

分支井在油田调整方案中的应用

程明佳 (中海油能源发展股份有限公司，天津 300452)

王飞琼 (中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452 )

程自力，高 尚，姜光宏 (中海油能源发展股份有限公司，天津 300452)

分支井是开采稠油、疏松砂岩油藏有效手段之一，也是改善油田开发效果、提高油田整体经济效益的重要途径。针对油田存在的问题，采用计算机技术和Eclipse油藏数值模拟软件，对M油田剩余油分布规律及开发潜力进行分析，在此基础上对分支井开发方案进行了全面研究，为油田开发调整提供参考。

分支井；稠油油田；数值模拟；调整方案

我国渤海油气田的地质储量中，稠油占80%以上，如何经济有效地开发上述油田，是事关中国海洋石油总公司持续发展的重大问题。M油田为中日合作开发的我国第一个海上稠油油田，也是渤海已开发油田中开发效果较好的油田之一。由于油田生产18年以来没有进行过大的调整，为了挖掘油田潜力，改善开发效果，充分利用平台设施较好的有利条件，对已开发的东营主力油层进行调整方案研究，对未开发的馆陶组油层进行开发方案研究。为此，笔者对分支井在油田调整方案中的应用进行了研究。

1 研究区概况

M油田位于渤海西部海域，储层为下第三系东营组和上第三系馆陶组。东营组油层为该油田主力油层，馆陶组为未开发油层，是油田产量接替的首选目标。东营组主力油层上有气顶、下有边水，具有统一油水和油气界面的层状构造油藏。储层具有高渗透、连通好，天然边水能量充足。油层油质稠，地面原油密度大(0.955g/cm3)，地下原油粘度高(57mPa·s)，溶解气油比低(38m3/m3)。1987年6月投产，总井数52口，其中油井47口，注水井5口，在2%的采油速度下稳产了6年，开发效果达到了海上和陆地一类油田的开发标准，与常规稠油油田相比，达到良好的开发效果。馆陶组储层埋深1310m左右，岩性以中粗砂岩为主。馆陶组又分为Ng1和Ng2 2个油组，Ng1油组平均厚度为9.8m，Ng2油组平均厚度为16.1m。储层发育且横向对比好，区域上为辫状河沉积，连续性强，但油藏油水关系复杂，纵向上不同油组油水系统不同；平面上在同一油组内部，不同井区油水界面也有差异。油层以“油帽子”的形式分布在砂层顶部，为块状底水油藏，油质比东营主力油层稠，地面原油密度大(0.961～0.985g/cm3)，地下原油粘度较高(467.5mPa·s)，开发难度大。由于油田开发进入高含水后期，含油饱和度减小，剩余油分散。为了研究油田的储量动用情况，寻找剩余油富集区，应用数值模拟方法、油藏工程和生产测井法，结合油田开发动态资料，对东营组主力油层剩余油分布规律进行了研究。发现东营组主力油层潜力较大，剩余油主要分布在油层上部和油田内部，是油田调整挖潜的主要区域。馆陶组油层储量还未动，地质储量862×104m3，是油田产量接替的主要目标。但目前该油田开发所面临的主要技术难题有以下几点：①东营组主力油层开发后期，油水关系复杂，剩余油分布规律不易把握；馆陶组为块状底水油藏，储量动用难度大。②工程设施已接近设计寿命，面临在较短时间内尽快采出潜力区油气资源的挑战。③原平台仅有4个空井槽，不能满足油田开发调整的需要。④平台污水处理设施能力以及电站负荷，不能满足提液、新钻调整井的需要。

2 分支井简介

图1 分支井形状示意图

分支井与水平井、侧钻水平井相比具有更大的优越性，其一方面可以发挥水平井高效、高产的优势，增加泄油面积，挖掘剩余油潜力，提高采收率。另一方面可共用1个直井段同时开采2个或2个以上的油层或不同方向的同1个油层，在更好地动用储量的同时可节省投资。

分支井可分为3大类：①多分支井，指从主井眼中钻出的多个井眼或侧眼井；②水平分支井，指从水平井眼中钻出的水平面上的井眼；③垂向分支井(或叫鱼刺井)，指从水平井眼中在垂直方向上钻成的分支井眼。分支井形状如图1所示。

3 调整方案研究

3.1方案设计思路

调整方案应具有可实施性和抗风险的能力，调整后能增加可采储量，又能提高油田的最终采收率。方案设计思路如下：①方案采取整体设计、分步实施、滚动开发调整的原则。②应采取少井高产、高速开采的措施，即以尽可能少的井获取最高的经济效益。③东营主力油层在剩余油富集区，利用老井侧钻水平分支井，挖掘上部油层潜力，提高储量动用程度，实现剩余油的高效开采。④馆陶组油层利用原预留4个井槽，在储量丰度较高的区域钻分支井，增加泄油面积、减缓底水的锥进速度，从而提高油田的最终采收率。

3.2开发井型优选

利用分支井进行油田开发或挖潜是当前国内外采取的一种新的开发技术。M油田剩余油分析研究结果，油田内部和上部低渗透率层是油田的重点潜力区。为了挖掘油层上部的潜力，利用长期停产井钻侧钻井或分支水平井挖掘上部油层的潜力。

图2 不同井型累积产油对比

东营组主力油层，已进入高含水产量递减阶段，上部油层开发潜力较大，如何挖掘上部油层剩余油，采用何种井型开发效果最好，针对上述问题，使用油藏数值模拟方法，对开发井型，即侧钻定向井、侧钻分支水平井进行了优选。方案1是利用2口长期停产井，在剩余油富集区侧钻2口定向井，累积增油15.9×104m3，方案2是利用2口长期停产井，在剩余油富集区侧钻2口分支水平井，累积增油达到53.9×104m3。开发井型方案优选对比结果，侧钻分支井比侧钻定向井的开发效果好，分支井累积产油是定向井的3.4倍。

馆陶组为稠油底水油藏，对该类油藏使用何种井型开发效果最好。为此，使用油藏数值模拟方法，对开发井型，即定向井、水平井、鱼骨井、分支水平井进行了优选，结构如图2所示。从图2可知，水平井开发效果比定向井好，累积产油是定向井的3倍；鱼骨井开发效果又好于水平井，累积产油是定向井的4倍；分支水平井开发效果最好，累积产油是定向井的5.6倍。

3.3推荐方案

根据东营组油层剩余油分布特点及陶组油藏地质特征，使用Eclipse油藏数值模拟软件，在开发井型优选的基础上，对调整方案进行了优选，最终确定推荐方案如下。东营组主力油层利用老井眼，在剩余油富集区侧钻2口水平分支井，油田累计增油量较多，到2012年累积产油820.5×104m3，采出程度达到37.5%；馆陶组油层在储量丰度较高的区域，钻2口分支井压裂适度防砂井(见图3)和1口分支水平井。高峰年产量为11.9×104m3，衰竭开采9年，累计产油65.2×104m3，含水率77.9%，采出程度为7.6%。油田共钻调整井5口，其中侧钻水平井2口，分支井2口，分支水平井1口，累积增油122.0×104m3。该方案开发效果好，而且井槽也够用。

4 应用效果

在东营组主力油层侧钻水平分支井，实现剩余油的高效开采。2003年12月利用A22井筒在剩余油富集区成功侧钻了A22hs井(见图4)，该水平段长400m，油井投产初期日产油达到122.0m3，是原老井的8倍。截至2010年12月，累积增油14.2×104m3，取得了良好的增产效果。东营组主力油层调整井的成功，为老油田剩余油挖潜，提高采收率奠定了基础，同时延长了油田的经济开发年限，推迟了平台废弃费的投入。

图3 A29m井油藏剖面示意图

图4 A22hs井油藏剖面示意图

开发馆陶组新层，提高储量动用程度。2003年10月，在馆陶组2油组完钻1口水平分支井A29m井，采用优质筛管适度防砂。因为该井是第1口馆陶组生产井，因而在布井上充分考虑动用地质储量，水平段布置在厚度大、井控程度高的部位。A29m井实钻水平段长度375m，2个分支各为150m，根据领眼测井解释资料，实际钻遇馆陶组2油组油层厚度为30m。油井投产初期日产油29.5m3。2005年5月，将该井频率从42Hz逐渐调整到50Hz，产油、产液都有所上升。后来将此研究结果应用于馆陶组第2口调整井A31h井、第3口调整井A32h井，也取得较好效果。截至2010年12月，馆陶组累积增油6.55×104m3。

5 结 语

分支井对油藏开发而言，有助于制定合理的开发方案，以较低的成本有效开发多产层的油藏，形状不规则油藏，低渗、稠油、薄层、枯竭油藏及裂缝油藏等，可最大限度地扩大油藏裸露面积。分支井技术在这类油藏的应用比常规井有着更大的优势，将对提高油气产量和油田采收率起到重要作用。 采用侧钻井及分支井技术，成功解决了M油田剩余井槽不足的问题。东营主力油层利用侧钻水平分支井挖掘上部油层剩余油的潜力，增加可采储量，实现剩余油的高效开采；馆陶组为块状底水稠油油藏，常规开发效果不好，用水平井和分支井开发，增加泄油面积，减缓底水的锥进速度，从而提高油田的最终采收率。

[1]王飞琼.埕北油田开发特点与认识[J].中国海上油气(地质)，2001，15(6)：399-404.

[2]郑毅，黄伟和，鲜保安.国外分支井技术发展综述[J].石油钻探技术，1997，25(4)：52-54.

[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409.2012.01.030

TE242

A

1673-1409(2012)01-N092-03