密井网条件下断层边部剩余油挖潜方法——以萨北开发区纯油区西部为例

邵碧莹， 李占东， 张海翔

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)



密井网条件下断层边部剩余油挖潜方法
——以萨北开发区纯油区西部为例

邵碧莹， 李占东， 张海翔

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

大庆油田萨北开发区纯油区西部经过近50年的开发，现已处于特高含水阶段，井网密度达到100 km2/口，此种情况与产量逐渐上升的需求相互矛盾，地下剩余油呈现出“整体高度分散、局部相对富集”的格局。由于断层的遮挡作用，剩余油潜力区主要集中在断层边部。以萨北开发区纯油区西部76-2#断层为例，通过优选高效井井型，最终确定在断层边部部署大位移定向井，并建立适用于研究区的数值模拟模型。通过比较断层上下盘的井位部署情况、高效井与断层面距离及与油水井不同距离下的产油及含水率情况，最终确定大位移定向井在断层下盘、与断层面距离50 m、与油井距离70 m、与水井距离120 m为最佳方案。

剩余油； 断层； 高效井； 大位移定向井

萨北开发区纯油区西部位于大庆长垣萨尔图油田北部背斜构造西翼，含油面积34.95 km2，地质储量25 435×104t。区域构造较为平缓，地层倾角1°～3°，断层发育较多。平均单井发育砂岩厚度94.6 m，有效厚度28.2 m，SII油组剩余油饱和度53.6%。纯油区西部纵向上发育萨尔图、葡萄花、高台子三套油层，北二西共分32个砂岩组，90个小层，108个沉积单元；北三西共分27个砂岩组，74个小层，92个沉积单元。根据3 443口测井资料统计结果，纯油区西部平均单井钻遇层数86.56个，砂岩厚度122.18 m，有效厚度62.58 m，渗透率346×10-3μm2。其中纯油段钻遇层数76.14个，砂岩厚度111.87 m，有效厚度60.18 m，渗透率357×10-3μm2。

近年来，萨北开发区纯油区西部历经开发调整和稳产阶段，目前大部分区域已经进入高含水和特高含水期，产量逐年递减，开采难度不断增大，开发矛盾突出[1-2]。采油速度和采出程度高，但储采比较低，还有大量石油存于断层边部。因此，对剩余潜力进行研究并给出合理的高效井挖潜措施至关重要。本文以萨北开发区纯油区西部76-2#断层为主要研究对象，76-2#断层长度1.8 km，断面倾角55°～89°，油层断距为5.8～21.6 m，断穿萨葡高三个油层。

1 高效井井型优选

考虑断层区剩余油分布现状以及断层空间分布特征，通过优选高效井井型，使高效井尽量通过断层边部储量动用较差区域。在利用高效井挖潜剩余油时，依据井眼轨迹分类，常用井型有两种，即直井和定向井，其中水平井可以看作定向井的特殊形式，通常依据研究区自身地质条件、剩余油分布情况、层系井网情况以及经济适用情况，选择不同的井型进行剩余油挖潜[3]。

1.1 直井

对于注采关系不完善造成的小断层附近剩余油富集的情况，直井可用于完善井网层系关系，对于井网控制不住类型的剩余油可以加以控制，提高断层附近的井网密度，建立有效的注采关系，通过在合理位置布井，优选注采井距，射开剩余油富集层位，可以进一步挖潜剩余油[4]。但对于断距大、延伸长度长，纵向延伸角度大的断层，打直井容易钻遇断层，无法钻至各小层剩余油富集区域，容易造成低效循环，导致剩余油开采情况变差。

1.2 定向井

定向井在钻井过程中具有一定井斜，依据井斜角的不同可以分为大位移定向井、水平井(接近90°)以及低角度定向井。其中水平井常用于挖潜厚油层顶部剩余油，以及剩余油富集的点坝砂体区域，水平井与油层接触面积较大，可以大幅度提高产量，通过与现井网注采井进行连接，优选水平段层位位置，对于平面分散连片性差的油层开采效果较好，但从经济角度来说，水平井投资成本比定向井要高[5-6]。

在实施钻井的过程中，直井不适合钻进地质构造较复杂的岩层，定向井与直井的差别在于钻井过程中不是垂直钻入，而是设定某一角度，沿着该角度的方向钻进，与断层保持较小的距离，同时可以有效地躲避断层区域，从钻井工艺角度和开发角度都具有优越性[7-9]。

综上所述，考虑到在断层附近布直井容易钻遇断层，且水平井仅适用于单油层开采，经济成本比较高。纯油区西部断层区内断层大部分断距较大，延伸较长，其边部存在大量剩余油，因此结合现有井网的注采关系，在平行于断层面的一定距离处部署大位移定向井，有利于扩大单井控制储量，从而实现经济高效地开采断层区剩余储量[10-11]。

2 大位移定向井井位部署参数优选

研究区目前大部分处于高含水期和特高含水期，为真实模拟研究区高含水的油藏状态，基于与研究区76-2#断层实际情况相符的地质模型，建立数值模拟模型，经过200个月的模拟，含水率达到90%，在此基础上设计不同大位移定向井部署方案，以进行大位移定向井井位优化，具体包括大位移井在断层上、下盘部署、与断层面距离、与油井距离、与水井距离四方面，最终总结出大位移井井位部署优选后的参数。

2.1 大位移井在断层上、下盘优选

一般大位移定向井的挖潜思路是“定高点，精挖潜”，在断层区构造高点布井位，具体做法是沿断层面设计大位移定向井来挖掘断层下盘剩余油[12]。采用这一方式具有以下优点：

(1)大位移定向井钻遇到的油层均处在构造高点。

(2)大位移定向井沿断层面下盘钻井方便找回断失厚度，完善被断层隔开部分油层的注采关系。

(3)大位移定向井可穿越断层下盘的所有油层,同时增加断层边部油层可视厚度及泄油体积，能够较好的挖掘整个断层面附近剩余油，提高断层边部可动用油藏采收率。

综上所述，最终确定大位移井在断层下盘布井最佳。断层上、下盘示意图如图1所示。

图1 断层上、下盘示意图

Fig.1 Sketch map of upper and lower plate of the fault

2.2 大位移井与断层距离优选

在沿断层走向进行部署大位移井时，布井位置距断层的距离设定至关重要[8-9]。若距离过近，会导致钻井过程中可能会穿过断层，若距离太远，又无法保证断层边部剩余油的开采，因此需要设置适当的距离进行开采。

考虑到断层与大位移井之间的距离小于30 m时，易钻透断层，对剩余油挖潜造成损失。研究区油水井井距为150 m，若断层与大位移井距离过大，则大位移井无法与原井网形成有效的注采关系。最终选定30 m为最小距离，以20 m为阶梯，设置了大位移井与断层距离分别为30、50、70、90、110、130 m的6种方案，开展大位移定向井与断层之间距离参数优选。生产指标对比如表1所示，图2和图3分别为大位移井与断层距离不同方案含水率和累产油对比结果。

表1 大位移井与断层距离生产指标对比

图2 大位移井与断层距离不同方案含水率对比Fig.2 Comparison of water content in different distance between large displacement well and fault

图3 大位移井与断层距离不同方案累产油对比

Fig.3 Comparison of oil production with different distance between large displacement well and fault

由表1、图2和图3可知，随着大位移井与断层距离的增大，含水率逐渐增大，大位移井距断层50 m时，累产油量高于其他方案，其含水率与其他方案相近。最终选择方案2，即大位移井与断层最优距离为50 m。

2.3 大位移井与油井距离优选

设计大位移井井位时，最大程度地结合研究区井网。研究区井网符合五点法，油水井距为150 m×150 m，井网与水平方向呈14°。若大位移井与油井距离过远，则无法达到将大位移井与原井网高效结合，从而挖潜断层边部剩余油的目的。

因此选定10 m为最小距离，以10 m为阶梯，设置了大位移井与油井距离分别为10、20、30、40、50、60、70、80、90 m的9种方案，优选大位移定向井与油井之间距离的参数。生产指标对比如表2所示，大位移井与油井距离不同方案含水率、累产油对比结果如图4、5所示。

表2 大位移井与油井距离生产指标对比

续表2

图4 大位移井与油井距离不同方案含水率对比Fig.4 Comparison of water content in different distance between large displacement well and oil well

图5 大位移井与油井距离不同方案累产油对比Fig.5 Comparison of oil production with different distance between large displacement well and oil well

由表2、图4和图5可知，随着大位移井与油井距离的增大，含水率升高趋势逐渐变缓。各方案累产油量均呈上升趋势，各方案初期累产油量上升较快，后期增幅减小；当距离大于70 m时，初期累产油量上升较缓，但持续稳产时间较长，最终累产油量高于其他方案。综合剩余油分布规律，最终确定大位移定向井与油井最优距离为70 m。

2.4 大位移井与水井距离优选

设计大位移定向井与水井距离时，应遵循大位移定向井与原井网注水井形成注采关系的原则。由此才能最大程度地将大位移井与原井网内的油井、水井共同开采。选定20 m为最小距离，以20 m为阶梯，设置了大位移井与水井距离为20、40、60、80、100、120、140、160、180 m的9种方案，开展大位移定向井与水井之间距离参数优选。生产指标对比如表3所示，图6、7分别为大位移井与水井距离不同方案含水率、累产油对比结果。

表3 大位移井与水井不同距离生产指标对比

图6 大位移井与水井距离不同方案含水率对比

Fig.6 Comparison of water content in different distance between large displacement well and water well

图7 大位移井与水井距离不同方案累产油对比

Fig.7 Comparison of oil production with different distance between large displacement well and water well

由表3、图6和图7可知，随着大位移井与水井距离逐渐增大，含水率随之升高，采出程度也随之提高。当井间距离大于120 m时，随着距离的增大，累产油量增幅变小，水井对大位移定向井控制程度降低。最终选择大位移井与水井距离最优为120 m。

3 结论

(1) 考虑到剩余油分布情况及特征，通过优选高效井井型，使得所选的高效井尽量通过断层边部储量动用较差区域，最终选择在断层边部部署大位移定向井进行挖潜，从而实现经济高效地开采断层区剩余储量。

(2) 对75-2#断层所在的研究区进行精细油藏数值模拟，通过多套方案对大位移定向井具体井位部署进行优化，其中主要为四方面：大位移井在断层上下盘的优选、大位移井与断层面、油井、水井距离优选，最终得出大位移定向井位于断层边部的构造高点，定向井与断层面距离一般为50 m，大位移井与油井距离在70 m，大位移井与水井距离在120 m为最佳。

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(编辑 宋官龙)

The Method for Tapping Surplus Oil of Fault Edge under the Condition of Dense Well Network:Take Western Pure Oil Areas of North Saertu Development Area as an Example

Shao Biying， Li Zhandong， Zhang Haixiang

(SchoolofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

After nearly 50 years of development, western pure oil areas of north Saertu development area has came into the late high water cut，and well density has been reached 100 km2/well. This situation and the yield gradually increased demand contradictory, the underground remaining oil shows overall highly scattered, relatively concentrated in local "pattern". Due to the shielding effect of the fault, the surplus oil are mainly distributed in the fault boundary area. In this paper, we take north Saertu development area west of 76-2#fault as an example. By optimization of the parameters of well-type and well location, we choose large displacement directional well finally, and establish a numerical simulation model for the study area. By comparing the deployment on the fault location, the distance, between wells and fault plane, oil and water wells, we determine the distance are respectively 50 m,70 m,120 m.

Fault; Surplus oil; High efficiency well; Large displacement directional well

1006-396X(2016)05-0060-05

2016-01-22

2016-04-05

国家十三五重大专项“海上油田化学驱综合调整技术研究”(2016ZX05025003)；教育部重点实验室开发性课题“页岩气地层脆性评价研究”(NEPU-EOR-2014-010)；东北石油大学校培育基金“基于物模下的曲流河点坝侧积体时空分异机理研究”(XN2014127)。

邵碧莹(1992-)，女，硕士研究生，从事油气田开发数值模拟方面研究；E-mail：2573610708@qq.com。

李占东(1979-)，男，博士，副教授，从事油藏描述、油田开发方面研究；E-mail:13644593771@163.com。

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.010

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn