水平井与直井结合提高大底水疏松含砾砂岩油藏采收率

熊敏，程林松 （中国石油大学 （北京）石油工程学院，北京 102249）

临盘油田大芦家临2块新近系馆陶组馆二段 （Ng2）油藏是一典型的大底水疏松砂岩油藏，油藏描述成果表明底水水体是油藏体积的239倍，底水能量异常充足，但底水锥进一直影响其开发的采收率［1］。直井开发时，为降低底水锥进时间，油井常不完全打开，但这又会降低油井的产能，在提高产能和减缓底水锥进之间存在矛盾。随着油水界面的不断上升，这一矛盾越来越突出。水平井对解决这一问题有一定的优势［2］。从1996年开始探索利用水平井与直井结合提高其采收率，形成了一套完善的水平井与直井结合提高大底水疏松砂岩油藏采收率的技术。

1 油田地质概况

大芦家临2块新Ng2油藏是一典型的大底水疏松含砾砂岩油藏，是一个在背斜背景上被一条东西走向南掉的50～80m的正断层切割的鼻状构造油藏。油层埋深1387～1426m，储层为河流相沉积的厚层块状砂岩，砂层厚度140～150m左右，含油高度39m，含油面积1.2km2，石油地质储量340×104t。岩性以含砾砂岩及粉砂岩为主，局部为泥质粉砂岩和粉细砂岩，泥质体积分数1.9%～6.2%。

临2块Ng2顶部含油段储层内部发育有5个泥岩隔层、灰质夹层或泥质砂岩夹层，0号、4号夹层以泥岩为主，起隔挡作用，其余夹层在较小范围内零星分布，岩性为灰岩和泥质砂岩，具有不同程度的渗透性。夹层对于底水锥进有一定的阻挡作用。根据沉积的旋回性、韵律性和电性的组合特征及夹层特征，将Ng2顶部含油段细分为7个韵律段，0号韵律段在构造中西部发育，1～3号韵律段含油范围较大，4～6号韵律段含油范围较窄，仅在构造高部位靠断层附近含油。

含油段砂体厚度一般26～39m，平均32m。储层整体发育，平面分布比较稳定，储层物性较好，孔隙度30.5%～34.7% （平均33%），空气渗透率722～2629mD （平均1500mD），纵向非均质性不强，渗透率级差仅3.64。

Ng2储层原油为常规稠油，初期地面原油密度0.9485g/cm3，地面原油黏度481mPa·s。在生产过程中，原油黏度增大，目前地面原油黏度672mPa·s。地层水矿化度9120mg/L，水型为CaCl2型。

油藏具有统一的油水界面，油水界面1420m。该油藏为常温常压系统，原始地层压力14MPa，地温梯度3.2℃/100m。

2 精细建模

为了更好地认识油藏，更精确地进行油藏数值模拟，更准确地研究油水运动规律和把握剩余油分布规律，更合理地部署直井和水平井，根据临2块Ng2区域97口井的分层数据、小层精细对比结果和井斜数据，将油藏和底水作为一个整体，同时考虑储层和泥岩夹层，用Petrel软件建立了三维地质模型和孔渗饱属性模型。

数值模拟研究表明，纵向上受底水锥进规律的影响，4～6号韵律段含油范围小，已全部水淹；1～3号韵律段下部动用程度较高，水淹严重；1～3号韵律段上部动用程度较低，水淹较轻，剩余油富集；0号韵律段远离底水，水淹轻，剩余油也富集。由于底水的强烈锥进，使剩余油分布在井间，并形成了“剩余油倒锥体”。而且随两井间井距的增加剩余油相对富集、随含油高度的增加及井点累积采油量的减少 “剩余油倒锥体”的半径增加。井距大于150m的井间，仍存在底水锥进不到的区域。

3 水平井与直井结合开采方法

3.1 开发历程

1972年12月直井稀井网投入开发，底水能量充足，主要投入采油井，一直天然水驱。经历了1986～1987年直井加密、1994年斜井加密和1996年9月以来水平井调整加密，在其开发曲线上均有明显反映。

直井稀井网阶段有6口直井生产，1972～1973年投产，均部署在构造高部位，井距大 （多在400m以上），井网稀 （井网密度5口/km2），射孔厚度大 （平均11.5m）。由于底水能量充足，邻井间互不干扰，初期不含水，产量高 （平均初产38.2t/d）。但因油稠及底水锥进，无水采油期短 （平均5个月），油井见水后含水上升快。

1985年以后在构造较高部位稀井网地带钻投产15口加密井 （9口直井、6口斜井），共有23口直（斜）井生产，井距150～250m，井网密度13.3口/km2。投产井射孔厚度减小 （平均4.6m），受底水影响减小，初期多不含水或含水较低 （平均30.2%），初产较高 （平均25.7t/d）。由于生产井的陆续投产，单元保持了较高的采油速度，开发效果明显变好。阶段末综合含水93%，采出程度17.53%，计算采收率31.5%。

水平井技术的发展为挖掘厚油层底水油藏的剩余油开辟了一条新途径。利用水平井开发，可有效减缓底水锥进速度，控制含水上升速度。在深化油藏研究的基础上，1996年9月以来在该块钻投15口水平井，其中打边部或腰部剩余油7口、打井间剩余油8口，很好地动用了井间及边部的剩余油。15口水平井平均初产26.6t/d，含水42.9%，单井平均累产油2.5×104t。水平井技术的引进推广使开发水平进一步提高，阶段末综合含水98.3%，采出程度35.4%，计算采收率44.1%。

3.2 开采特征

1）产液能力 天然能量充足，供液好，开发初期平均单井日产液38.9t。到2012年6月处于特高含水期，水平井多采用电泵、直斜井多采用大泵生产，直斜井单井日产液42.8t，水平井单井日产液225.4t。

2）产油能力 临2块Ng2油层厚度大、储层物性好，投产初期产量较高，初期平均单井日产油26.4t。随着底水锥进，含水上升，单井日产油量大幅度下降。到2012年6月单井日产油2.1t，直斜井单井日产油1.4t，水平井单井日产油2.9t。

3）含水率 开发初期投产井有1～7个月的无水采油期。见水后含水上升快，一般6个月可升至60%，16个月可升至80%，90%后含水上升缓慢。中低含水期随射孔底界距油水界面距离的增大而延长。直井射孔底界距油水界面距离5～10m，生产4～8个月后含水上升至80%；射孔底界距油水界面距离15～20m，生产8～28个月后含水上升至80%；射孔底界距油水界面距离大于25m，生产40个月后含水上升至80%。高含水期是主要采油期，65%以上的可采储量在含水90%以后采出。15口水平井含水上升明显快于直斜井。

3.3 直斜井与水平井开采效果对比

钻水平井之前共有28口直 （斜）井生产过，集中在油藏高部位，井距150～250m，单井控制储量11.1×104t。投产初期平均单井日产油28.4t，含水24.3%，平均单井累产油3×104t。

15口水平井初期平均单井日产油能力26.6t，含水42.9%；目前开井14口，平均单井日产油能力2.9t，含水98.7%，平均单井累产油2.5×104t。

1996～1999年投产5口水平井，因投产时间长、构造位置高，累产油多，平均单井累产油5.14×104t；2000～2003年投产10口水平井，因多数井处于构造腰部，累产油少，平均单井累产油1.3×104t。

3.4 水平井与直井结合提高采收率潜力

钻水平井之前，综合含水已达93%，采出程度17.53%，计算采收率31.5%。钻水平井以来，年产油量中水平井产量占的比例达到70%，预测采收率可达44.1%，提高12.6个百分点，增加可采储量42.8×104t。

4 结 语

自1996年9月投产第1口水平井L2－P1井开始的水平井治理高含水大底水油藏技术，效果非常明显，已取得巨大的效益，积累了丰富的经验，水平井 （侧钻水平井）与直井组合仍是今后进一步挖潜剩余油、提高采收率的主要方向和对策。同时，面对高产液量、高含水引起的高污水量问题，也将探索新的思路，尝试部分高液量高含水油井轮流关停来动态消锥的方法，实现稳油控水，进一步提高油田的开发效果。

［1］熊敏，刘传鹏，邵运堂 .水平井技术在临2块馆二段底水油藏开发调整中的应用 ［J］.石油勘探与开发，2002，29（3），76～77.

［2］张厚青，刘冰，徐兴平，等 .底水油藏中水平井的合理位置优化研究 ［J］.青岛大学学报 （工程技术版），2011，26（4）：68～72.

［编辑］ 萧 雨