卡拉姆卡斯油田侧钻水平井开发效果影响因素

陈东明

(中国石油辽河油田 勘探开发研究院，辽宁　盘锦　124010)



卡拉姆卡斯油田侧钻水平井开发效果影响因素

陈东明

(中国石油辽河油田 勘探开发研究院，辽宁盘锦124010)

油田进入开发后期，含水率高，剩余油分布高度分散，侧钻水平井可以充分利用原有采油井，对剩余油富集区域重点挖掘，是老油田稳产和二次上产的主要挖潜措施之一。为了提高侧钻水平井的开发效果，通过建立侧钻水平井注采井组机理模型，分析储层渗透率、油层厚度、侧钻水平井产液量、注采井距以及水平段长度对于侧钻水平井产能的影响。结果表明，选择储层物性好、油层厚度大的区域侧钻水平井，并且选择合理的注采井距、日产液(油)量以及水平段长度，能够较大程度地延缓含水上升，提高侧钻水平井产能和开发效果。

卡拉姆卡斯油田；侧钻水平井；机理模型；数值模拟；影响因素

卡拉姆卡斯油田位于哈萨克斯坦共和国西部，共有13个生产层，其中9个为油气同层，4个为油层，1979年投入开发，目前已进入高含水开发阶段，综合含水率达到90.4%，剩余油分布高度分散，自然递减严重，侧钻水平井可以充分利用原有采油井，对剩余油富集区域进行重点挖掘[1-3]，目前，侧钻水平井已经成为高含水老油田保持稳产和二次上产主要的挖潜措施之一[4-5]。卡拉姆卡斯油田2015年完钻侧钻水平井3口，2016年部署侧钻水平井14口，为有效控制侧钻水平井的含水上升，保持侧钻水平井产量，需要对影响侧钻水平井产能的因素进行分析研究[6]，为改善油田的整体开发效果提供依据。利用CMG数值模拟软件，针对卡拉姆卡斯油田目前的注采井网，建立侧钻水平井注采井组的机理模型。通过对储层物性、油层厚度、侧钻水平井产液量、井距以及水平段长度等五个方面的研究，确定不同因素对于侧钻水平井产能和开发效果的影响。

1　机理模型的建立

选取卡拉姆卡斯油田的一个注采井组，建立一个长410 m，宽420 m，纵向为5层的均质模型，网格步长为10～20 m，网格系统为41×21×5。

为便于对比不同条件下的侧钻水平井的开发效果，选用一个基准模型作为参照。根据卡拉姆卡斯油田的储层条件，基准模型地层渗透率400 mD，油层厚度20 m，孔隙度0.28，含油饱和度0.66，侧钻水平井部署在油藏顶部，在油藏开发初期投产，水平段距注水井排的距离200 m，水平段长度200 m，日产液量25 m3/d。2口注水井在3～5层注水，注水量按照注采平衡配注。2口采油井直井在1～3层生产，距离注水井400 m。生产条件为采油井定液量生产，含水达到95%后关井。

2　侧钻水平井开发效果影响因素分析

2.1储层渗透率

对于不同渗透率的储层，侧钻水平井开发的效果存在明显差异。卡拉姆卡斯油田13个油气层的平均渗透率在50～900 mD，因此，选择储层渗透率分别为100 mD、400 mD、700 mD、1 000 mD进行模拟。通过对侧钻水平井的日产油量和含水变化对比分析(图1)，渗透率越高的储层，侧钻水平井的日产油量越高，含水上升越慢，采油速度越高，相同的生产时间内，采油井的累积产量高。模型中垂向渗透率为水平渗透率的0.1倍，水平渗透率越大，其与垂向渗透率的绝对值差异也就越大，有利于注水井水平方向驱替，提高了平面波及系数。

2.2油层厚度

卡拉姆卡斯油田的储层厚度主要分布在5～25 m，因此，在基准模型的基础上改变油层厚度，选择油层厚度分别为5 m、10 m、15 m、20 m、25 m进行模拟计算，分析油层厚度对于侧钻水平井产能的影响，结果见图2。

对比不同油层厚度条件下侧钻水平井的日产油量和含水率(图2)可以看出：油层薄、储量小的模型，侧钻水平井部署在油层顶部，距注水井垂向距离较近，采油井见水早，含水上升较快，日产油量下降快；油层厚、储量大的模型，采油井见水晚，含水上升减缓，日产油量下降慢。因此对侧钻水平井日产油量和累产油量有一定要求的情况下，应该优先在厚度大的油层实施侧钻水平井。

2.3侧钻水平井产液量

通过模拟发现，侧钻水平井采用不同产液量生产对井组开发指标有较大影响(图3)，根据卡拉姆卡斯油田对侧钻水平井产量的要求，方案分别设定日产液量为25 m3/d、40 m3/d、60 m3/d和80 m3/d，结果表明，日产液为25 m3/d的方案较其他方案开发指标好。日产液为25 m3/d的方案，以较小的产液量生产，生产压差相对较小，采油井保持稳产，注入水稳步推进，含水速度上升也较慢，累积产量较高。与此成为对比的是，如果侧钻水平井产液量大，其初期产油量高，开发初期效果好，但由于侧钻水平井井底生产压差大，油水前缘突进速度较快，采油井见水早，含水上升较快，造成其稳产时间和生产时间大幅度缩短，从而影响区块开发效果，导致整体采出程度偏低。因此，在满足侧钻水平井产量的情况下，合理控制生产压差，是保持侧钻水平井长期稳产、控制含水上升的必要条件。

2.4注采井距

卡拉姆卡斯油田的注采井距为400 m，在基准模型的基础上改变注采井距，方案对比和预测了侧钻水平井距注水井160 m、200 m、240 m和300 m时的开发指标，研究注采井距的大小对侧钻水平井产能的影响，结果见图4。

通过模拟结果与基准模型的对比，由不同注采井距条件下的井组采出程度和含水率(图4)对比可以得出以下结论：侧钻水平井距注水井远，在合理控制生产压差的前提下，采油井见水晚，井组采出程度较高。但是注采井距过大时，侧钻水平井和采油井直井的生产井距减小，井间会存在干扰，同时，侧钻水平井和采油井直井的生产井距减小也会造成单井控制储量降低，综合考虑注采井距、生产井距和区块采出程度，注水井和侧钻水平井注采井距应大于200 m，生产井距不小于160 m。

2.5水平段长度

侧钻水平井设计的几个重要参数中，水平段长度将是影响侧钻水平井产量、水淹程度的重要参数(图5)。通过对水平段长度分别设计为160 m、200 m、240 m和300 m的4个方案进行对比，结果表明：水平段长度在200 m左右时，累产油及含水率差别较小，水平段为300 m时，采油井前期产量高，生产压差大，而且与注水井距离短，因此，采油井见水早，较其他水平段提前达到95%而关井，造成累产油量减少。因此，在井网完善区域，水平段长度应设计在160～240 m，在井控制程度低的区域可以适当加长。

3　应用实例

以卡拉姆卡斯油田第一口侧钻水平井K2357C井为例，该井位于断层边部，侧钻层位1C，油层厚度大，平均达20.8 m，物性好，平均渗透率达到1 000 mD，受注入水水侵影响较小。实际水平段长度230 m，注采井距300 m，最小生产井距170 m，地层压力为8 MPa，约为原始地层压力的85%，与侧钻水平井机理模型的模拟结果相符。

该井于2015年12月投产，初期使用10 mm油嘴自喷生产，日产油98 t/d，日产液118 m3/d，含水在20%以内。由于产液量大，含水率快速上升，生产43 d后，达到62%，改用6 mm油嘴，产液量控制在30 m3/d左右，含水率由60%下降到30%，目前含水率稳定在50%左右，得到了有效的控制。

图6为卡拉姆卡斯油田无量纲采液(油)指数变化曲线。从图6中可以看出，无因次采液指数在含水达到90%以后将出现大幅度上升，对应的无因次采油指数则出现持续下降，直至为零。

从K2357C井开采曲线(图7)看，侧钻水平井的见水规律与直井接近，反映了边水或注入水水侵的规律，而不是底水水锥的规律，含水率曲线呈持续上升的态势，而且由于早期产液量较高，含水率由5%迅速上升到60%，说明水驱前缘已接近该井。

4　结论

通过油藏数值模拟，结合卡拉姆卡斯油田现场情况和实际应用，分析储层物性条件、油层厚度、侧钻水平井产液量、注采井距、水平段长度对侧钻水平井开发指标的影响，得出如下结论：

1)储层物性好，油层厚度大，侧钻水平井含水上升慢，开发效果好。

2)保持合理的井距，侧钻水平井距注水井应大于200 m，距采油井不小于160 m，控制合理的生产压差，采液量初期定在30～40 m3/d。

3)水平段长度设计在160～240 m比较适合，在井控制程度低的区域可以适当加长。

[1]纪宏博, 柳汉明, 何世恩．辽河油田稠油油藏侧钻井技术研究[J].钻采工艺，2009,32(4):20-22.

[2]蒋有伟.应用侧钻井提高油田采收率[J].石油天然气学报，2005,27(2)：358-359.

[3]马明芳,刘希东,贺昌华.利用水平井技术开发不整合油藏[J].石油钻探技术，2002,30(3)：15-16.

[4]孙立柱,何海峰,刘英.利用侧钻水平井提高高含水油藏采收率[J].吐哈油气，2009,14(4)：377-378.

[5]羊玉平,张利锋,段畅,等.北布扎奇油田含水上升原因分析及改善措施[J].石油天然气学报，2009,31(3)：291-293.

[6]杨智,丁艺,羊玉平,等.浅谈侧钻水平井在改善薄层、底水稠油油藏开发效果中的运用[J].特种油气藏，2007,14(4)：88-90.

Analysis of Factors Affecting Development of Lateral Horizontal Well in Kalamkas Oilfield

CHEN Dong-ming

(Reseach Institute of Petroleum Exploration & Development，Liaohe Oilfield Corporation，CNPC，Panjin 124010，Liaoning，China)

When the oilfield enters late-stage of development, the water cut is high，and the distribution of remaining oil is highly disperse．Taking advantage of the existing oil wells, lateral horizontal well can develop enrichment regionals of remaining oil. Therefore, lateral horizontal well is one of the main measure for production stability and increased production．In order to improve the development effect of the horizontal well, the injection-production groups mechanism model of the horizontal well is established. This article analyzes the impact to capacity of lateral horizontal well by analyzing reservoir permeability, thickness of the reservoir, lateral horizontal well production volume, the level of injection-production well spacing, and length for horizontal section. The results show that development effect of lateral horizontal well is better and the water cut rise slower if drilling well is in good quality thick reservoir and rational production volume, and the level of injection-production well spacing and length of horizontal section are selected.

Kalamkas；lateral horizontal well； mechanism model； numerical simulation； influence factor

2016-03-05

陈东明(1985-)，男，河北沧州人，中国石油辽河油田勘探开发研究院工程师，硕士，主要从事海外油气田开发方面的研究工作。

TE35

A

1008-9446(2016)04-0006-04