特高含水砂岩油田水平井参数优化设计——以哈萨克斯坦K油田为例

李雅南

(中国石油天然气股份有限公司 辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)



特高含水砂岩油田水平井参数优化设计
——以哈萨克斯坦K油田为例

李雅南

(中国石油天然气股份有限公司 辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

为了充分挖潜井间剩余油，提高储量动用程度，2012年开始在哈萨克斯坦K油田规模实施水平井。为了研究和评价应用水平井挖潜高含水油田剩余油潜力，应用地质、测井、油藏工程等多学科理论，优选层位，论证合理的水平段长度，分析水平井垂向位置以及合理产液量。在K油田剩余油丰度较高地区部署实施水平井38口。平均单井初期日产油17.9t，是同期直井的2倍以上，含水68.7%，低于全区平均含水20%，证实应用水平井技术开发高含水砂岩油田是可行的。

哈萨克斯坦；砂岩油田；注水开发；水平井；优化设计

K油田属于高含水砂岩油田，综合含水已达90.2%，应用水平井开发始于2012年，截止目前共完钻38口，单井产量高，平均日产油为周围老井的2倍，鉴于该油田已属于开发中后期，水淹程度高，为了继续深入研究应用水平井挖潜主体区块潜力，探讨同类油藏有效开发模式，提高储量动用程度和整体开发效益，开展了水平井优化设计研究。

1 油田概况

哈萨克斯坦K油田位于北乌斯丘尔特盆地西北部，构造形态是沿着纬度方向伸展的26.7 km×9.5 km 的背斜构造，北陡南缓，发育北东、北西和近东西向三组共21个构造断裂，将背斜切割成7个区，20个断块。含油气目的层为中、上侏罗统和下白垩统，岩性主要为粉、细砂岩，在纵向上分为12套砂岩组24个小层。储层岩性主要为粉砂岩和细砂岩，泥质含量较高，平均29.5%，主要的胶结类型是孔隙胶结和接触孔隙胶结，优质储层是分选较好的细砂岩和粗粉砂岩，较差的储层主要是粉砂岩夹大量的泥质。碎屑岩储层中各小层砂岩厚度最大10.3 m，一般4～8 m。根据该油田岩心分析资料，孔隙度平均25%～30%，渗透率平均400～1 000 mD。发育多套油水系统，油水界面一般海拔-880～-900 m，不同区块稍有差异。

K油田1979年9月投入开发，1980年开始注水，井网以反九点井网为主，局部为反七点井网。截止2015年12月，区块油水井总数2 815口，采油速度0.64%，采出程度22.43%，含水90.1%。各开发层系累积注采比0.49～1.43。

2 优化设计原则

油藏各层系空间上纵向叠加，每个层系具备独立的油气水界面，形成了较完善的注采系统。目前油藏整体进入高含水开发阶段，综合含水达到90.2%，因此水平井的部署需要在综合研究油藏构造、储层、

沉积相、油层分布、剩余可采储量及剩余油分布的基础上，进行地层能量评价，在地质条件优越、剩余可采储量较大的弱水淹区域部署，同时还需做好完钻井的跟踪和动态监测，以保证钻井成功率和产能到位率[1]。水平井的部署区域储层具备一定的油层厚度，且油层稳定展布，存在弱水淹区域或存在动用程度低油层，周围生产井具有较高的生产能力[2](见表1)。

表1 水平井部署原则

3 水平井优化设计

3.1 水平井水平段长度优化研究

水平井设计的几个重要参数中，水平段长度将是影响水平井产量、水淹程度的重要参数[3，4]。通过水平段长度分别设计为160 m、200 m、240 m和300 m的4个方案进行比较，结果见图1。在保证注采井距的前提下，水平段长度越长，累产量越高，水平段为300 m时，油井前期产量高，油井见水早，但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200 m左右，在井控制程度低的区域可以适当加长。K油田属于注水开发的高含水油田。在设计水平井长度时，除了考虑含油面积(椭圆长轴和短轴半径)外，还要考虑油层厚度、与注水井距离及油层水淹程度，油层厚度一般大于4 m以上，尽量规避水淹风险，减缓含水上升时间。统计K油田38口水平井长度，35口井水平段长度大于最小合理长度，均小于最大合理长度。目前水平井井段长度在200 m左右是合理的[5]。

3.2 水平井垂向位置论证

卡拉姆卡斯油田已部署的水平井均没有气顶，也没有底水，分析不同原油黏度条件下的最优垂向位置，见图2。可以看出，K油田地下原油黏度在20 mPa·s左右，最优垂向位置在油层厚度的上下占比为0.534～0.554。而实际设计中，水平井的位置还须考虑剩余油在垂向上的富集位置。对于厚度较大的油层而言，通常水淹位置在油层的下部，特别是油层内存在小的夹层时，水平段一般设计在夹层以上位置，所以井号为7000、7006、7013、7025和7033的水平井水平段在垂向上的位置比例为0.62～0.89[6]。

3.3 水平井合理产液量论证

通过数值模拟研究，水平井采用不同产液量生产对井组开发指标有较大影响[7]。方案分别设定日产液量为25 m3/d、40 m3/d、60 m3/d和80 m3/d(见图3)，结果表明，日产液为60～80 m3/d的方案开发指标较好。尽管日产液为25 m3/d和40 m3/d的方案，以较小的生产压差生产，含水上升速度也较小，但累积产量受到影响，到2040年累产油较60～80 m3/d的方案偏小，而日产液为80 m3/d，在2033年累产量逐渐接近60 m3/d的方案。因此，为保持开发效果，合理控制生产压差，水平井初期采液量控制在60～80 m3/d 为宜[8]。

4 实施效果

截止2015年，全区共投产水平井38口，初期平均单井日产油17.9 t，含水68.7%，是同期实施直井的1.5倍。目前平均单井日产油12.9 t，是周围老井的2倍，日产液61.94 t，综合含水75.1%。低于全油田平均含水15个百分点。平均单井水平段长度205.3 m，油层钻遇率82.3%，平均单井油层长度168.9 m。

5 结论

优化水平井设计是应用水平井成功开发油田的基础和关键，在油田精细地质研究的基础上，研究剩余油分布规律，确定水平井部署原则，在油藏工程理论指导下，优化水平井长度、垂向位置以及合理产液量等参数，目前实施取得较好效果，对于同类注水开发中后期大型砂岩油田具有指导和借鉴意义。

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Optimization of Design Research for Horizontal Well Parameter in Extra-high Water Sandy Oilfield —Kazakhstan K Oilfield

LI Ya-nan

(Liaohe Oilfield Company of PetroChina, Panjin 124010, Liaoning, China)

In order to dig the potential interwell remaining oil and improve the degree of producing reserves, horizontal wells in scale were applied in the K oilfield of kazakhstan from 2012. For studying and evaluating the remaining oil potential with applying horizontal well to dig high water oilfield, we used geology, well logging, reservoir engineering and many multidisciplinary theory to optimize horizon demonstrate reasonable horizontal length, analyze vertical location of horizontal well and rational liquid producing capacity. We implemented 38 horizontal wells in K oilfield which have high abundance remaining oil. The average daily oil production of single well reached 17.9 t and that was twice over the production of vertical wells, and water content was 68.7% and 20% lower than the whole area. It has proved that using the horizontal wells to develop high water content sandstone field is feasible.

Kazakhstan; sandstone field; waterflooding development; horizontal well; optimization design

2016-04-30

李雅南(1984-)，女，辽宁康平人，中国石油天然气股份有限公司辽河油田公司工程师，硕士，从事哈萨克斯坦K油田石油地质研究。

TE34

A

1008-9446(2016)05-0018-03