葡萄花油层高含水期水平井参数优化

赵春森， 郑 鑫， 李佩敬， 李 超， 李承龙

(1.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江大庆 163318;2.中国石油大港油田分公司 勘探开发研究院，天津 300280)

目前，大庆油田经过几十年的开发，大部分油田已经进入高含水期，存在井网密度大、开发效果差、厚油层含水上升速度快等问题。这些问题一直是油藏工程师们关心和亟待解决的热点问题。水平井开发[1－4]能够有效动用厚油层，减少剩余油储量，提高采收率。相关学者[5－6]通过油藏数值模拟技术开展的高含水期油田开发参数优化研究多应用于直井开采，而对于水平井高含水期优化开采的研究较少，尤其对于水平井井轨迹、多段射孔层段和有效保留措施隔层等影响水平井产能的参数优化方面。

大庆油田萨北过渡带葡萄花油层PI3单元储层物性较好，含油面积大，含油饱和度较高，拟采用水平井进行开发以进一步提高其原油产量及最终采收率。笔者以萨北过渡带一条带水平井SJ1控制区内葡I组PI3厚油层为研究对象，通过水平井数值模拟技术优化高含水期油藏水平井开发方案，以期为油田高含水期的水平井开发提供技术保证。

1 油藏概况与三维地质建模

1.1 油藏概况

研究区位于萨北开发区的北部过渡带一条带东区葡萄花油层葡I组，目的层含油面积约4 km2，油水井共110口，综合含水率93%。PI3单元为泛滥平原亚相沉积，呈大面积的辫状水道和心滩沉积特征，河道砂体侧向连续性较好，中部有大片的河间砂发育，尖灭不发育，河道砂钻遇率为72.18%，平均单井有效厚度为3 m，平均渗透率为610×10－3μm2。

1.2 地质模型

应用Petrel软件模拟PI3油层和与其相邻且发育较好的PI4油层，建立精细三维地质模型。建模思路:通过井位数据、分层数据、断层数据建立地层构造模型;根据构造模型及沉积相微相图，利用确定性建模方法建立沉积相模型(图1);对测井数据(孔隙度、渗透率、含水饱和度、净毛比等)插值差分，再通过沉积相模型进一步约束，建立储层属性模型(其中含水饱和度模型纵向切片见图2);数据分析;通过地质类比法、概率分布一致性分析进一步修正地质模型精度;模型粗化。

平面网格采用5 m×5 m步长，纵向上细分小层为35个，纵向精度达到0.1 m。粗化后平面网格为25 m×25 m步长，纵向上为保留隔层信息，对隔层分布较密集层段粗化分层，没有隔层分布的层段则粗化为一层，PI4油层整体划分为一层，这样粗化后小层划分为7层。

图1 最优沉积相模型Fig.1 Optimal deposition phase model

图2 含水饱和度模型纵向切片Fig.2 Longitudinal slice of water saturation model

2 历史拟合与剩余油分布

2.1 历史拟合

根据油藏地质模型，应用Ecllipse软件建立三维油水两相黑油模型。模型计算区块地质储量为117.47万t，相对误差为1.7%。井史模块设定模型定液量，通过修正油水相渗曲线、局部网格渗透率等参数对全区含水率、累积产油量、综合地层压力及单井含水率等指标进行生产动态历史拟合，各指标相对误差均在5%以内。

2.2 剩余油分布

根据历史拟合后的数值模型，分析葡萄花油层剩余油饱和度分布规律，确定剩余油挖潜潜力，结果如表1所示。

表1 各小层平均剩余油分布Table 1 Distribution of average remaining oil at each layer

从表1可以发现，纵向上各小层从上至下剩余油饱和度[7]从0.453上升至0.671，表明PI3油层上部的1～3小层前期的开发效果较好，且越向上剩余油储量相对越少，而反观4～6小层，则是越向下剩余油储量相对越高，三层总剩余油储量达到33.34万t，占PI3油层总剩余油储量的61.51%。

综上可推断，PI3油层剩余油主要集中于中下部，其上部的动用程度较高，剩余油含量相对少。因此，PI3油层中下部仍具有较高的开采潜力，可以选择水平井开发方式对其剩余油进一步挖潜。

3 水平井参数优化设计

3.1 井轨迹

对精细沉积相模型中水平井目的层位进行分析，结合PI3油层剩余油饱和度分布规律、油层物性以及层内的隔夹层发育状况，设计平面水平井SJ1平面井轨迹，该轨迹穿过河道砂体发育河道最广的区域，如图3所示的直线段。

图3 水平井SJ1平面井轨迹Fig.3 Well trajectory of horizontal wells SJ1

根据PI3油层剩余油分布规律，按照平面轨迹设定水平井水平段分别沿3～6小层展布的四个纵向初步布井方案1、2、3、4。根据方案设计，模拟预测在相同注采条件(注采比1∶1，注入量50 m3/d)及射孔长度下各方案未来10年的开发指标，方案1最终累积产油量为0.981万t，方案2为1.146万t，方案3为1.246万t，方案4为0.916万t。可以看出井轨迹方案3和方案2累计产油量较大。由此，水平井SJ1水平段布井方案在5小层附近向4小层一侧展布效果更好。此时水平井在PI3层的入靶点位于980.3 m深度，钻井完钻深度为991.5 m，水平井段长约186 m。

3.2 射孔方案

3.2.1 设计原则

对水平井产能[8]有影响的射孔参数较多，文中主要对射孔段长度、方位角等参数进行优化。

水平井开发过程中，考虑端点效应的干扰，在设计水平井分段射孔方案时遵循如下原则:

(1)将射孔的首段和尾段选择在油层物性相对较好且水淹等级较低、剩余油富集的油层中。

(2)优选水平段的空间位置时，合理衔接现有井网，使水平井控区井网更完善。

(3)保留PI3油层一定厚度的内隔水层，为后期水平井开发技术措施调整留有余地。

3.2.2 层内分段射孔位置优化

根据PI3油层剩余油主要分布在油层中下部的特点，分析水平井SJ1井轨迹沿含水饱和度属性模型(图2)的含水分布走向。结合沉积相性模型中夹层的分布走向，在可控射孔井段范围内，根据水平井多段射孔方式理论，在含水饱和度较低区域，设计四个射孔层段，如图4所示。其中，在PI3和PI4层间1 272～1 458 m纵向区域内保留三段总长66 m的措施隔层。分析建模时的测井曲线数据发现，该段岩性较差，可以作为后期封堵或压裂等的措施隔层，起到遮挡的作用。

由图4可知，射孔层位段即①～④的长度自下而上分别为22、38、40和20 m，措施隔层段 a～c长度分别为18、30和18 m。

图4 沉积相模型中射孔层段Fig.4 Perforated interval in sedimentary facies model

组合各射孔段制定如下优化方案:

方案1 射开层段①+射开层段②+射开层段③，射开孔总长度为100 m;

方案2 射开层段①+射开层段②+射开层段④，射开孔总长度为80 m;

方案3 射开层段①+射开层段③+射开层段④，射开孔总长度为82 m;

方案4 射开层段②+射开层段③+射开层段④，射开孔总长度为98 m;

方案5 射开层段①+射开层段②+射开层段③+射开层段④，射开孔总长度为120 m。

根据模型设定各个方案注采条件相同(注采比1∶1，注入量50 m3/d)，预测未来10年的水平井开发指标，计算各射孔组合方案的累积产油量和综合含水率变化情况，如表2所示。

表2 综合含水率与累积产油量Table 2 Finally moisture content and cumulative oil production

从表2可以看出，方案4累积产油量最高，达到1.817万t，综合含水率最低为97.41%。

各方案含水率、产油量变化情况如图5所示。从油层岩相发育状况看，方案1射开层段距PI3与PI4层间的天然隔水层位置较远，PI3的正韵律油层发育良好，随着开发的深入油层内的水受重力作用在PI3底部容易形成高水淹区，造成层内底水脊进现象而影响开发效果;方案1～3、5初期含水率上升缓慢，但后期明显加快，说明上述方案未充分利用隔水层段a～c的作用，随着开发的深入，后期隔层无法有效遮挡注入水的锥进，含水率上升趋势逐渐增大，隔层遮挡越来越弱，PI3上半部层位水受重力向下侧岩性更好且水淹较低的水平井射开层位移动，影响开发效果;而方案4射开层段虽不是最长，但充分利用了PI3与PI4层间的天然隔层与措施隔层a～c，其初期含水率上升较快，但随着开发的深入隔层效果显现，最终采油量最高、含水率最低。综上，方案4为水平井SJ1最佳射孔方案。

图5 各射孔组合方案累积产油量与综合含水率关系Fig.5 Relationship of perforating program between cumulative oil production and moisture content

3.2.3 分段射孔方式

优化射孔方位角可使射孔更准确地射入油层中剩余油富集的方向，增加水平井的产量。借鉴大庆油田以往开发实践经验，结合PI3油层剩余油富集于油层中下部的特点，与层内无效注水严重的实际，选择孔密度为12孔/m，以使油套管强度和生产压差尽量小。方位角采用向上仰角5°、10°、20°三种射孔方式。

考虑到实际射孔时，井段在油层的钻遇部位不同，最佳方案4中三个层段②、③、④分别采用不同的方位角射孔。射孔方式自上而下分别为:

(1)第④水平段由于距上方高水淹区垂直距离不到2 m，出于保护层内天然隔水层目的，该段采用上仰角5°、孔深0.5 m的方式射孔。

(2)第③水平段位于PI3油层下半部中间距离PI4层相对较远处，为更有效地挖潜剩余油，同时不至于射穿隔水层，采用下倾角1 0°、孔深0.8 m的方式射孔。

(3)第②水平段水平井SJ1井轨迹接近PI4交界处天然层间隔层，由于水平井开发后地层水受重力的影响会向下移动形成底水锥进现象，此段采用上仰角20°、孔深1.2 m的方式射孔。

采用上述分段射孔方式，修改数值模型井参数，在最佳射孔方案条件下预测得水平井SJ1累积产油量为1.961万t，综合含水率为96.8%。与表2对比可以看出，采用分段射孔方式，可以有效地降低水平井的综合含水率，提高产油量。

4 水平井合理产液能力

根据水平井各项参数优化结果，利用数值模型预测水平井在不同的产液量情况下的最终采出程度、累积产油量等生产指标。

模拟条件:水平井水平段在PI3油层内控制储量为13.195万t，占PI3油层总地质储量的24.34%;设计日产液量分别为 20、30、40、50、60、80、100、150、200 m3/d;注采关系为注采比1∶1;模拟预测结束时间为水平井综合含水率到98%的经济含水率的时步。

产液能力模拟结果见表3。由表3可以看出，在低产液条件下，采收率增幅随产液速度的加快而升高;当产液速度增加到一定范围时，采收率增幅达到最大;当产液速度超过该范围时，采收率增幅随产液速度的加快而减慢。

综上，水平井合理产液量在50～60 m3/d。此时水平井开发效果最好，采收率可提高16.08%，实现了对葡萄花油层高含水期的合理开发，达到了挖潜剩余油的目的。

表3 设计方案模拟结果Table 3 Simulation result of design projects

5 结论

(1)分析葡萄花油层剩余油分布规律，确定PI3油层剩余油主要分布在油层中下部的4～6小层内，剩余油储量为33.34万t，占总剩余油储量的61.51%。

(2)根据剩余油分布规律与油层发育情况，确定了PI3油层内水平井段长约186 m，最优水平井井轨迹横向穿过河道砂体发育最广的区域，纵向沿PI3油层第5小层方向展布。

(3)优化了射孔射开层段方案，确定了能充分利用层间的天然隔层与措施隔层的最佳射孔方案，射开层段总长度为98 m。

(4)葡萄花油层PI3单元高含水期，水平井的合理产液能力为50～60 m3/d，产液量为50 m3/d时，提高采收率16.08%。

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