胜利油田不同类型油藏水平井开发配套技术研究

孙 宁

(陇东学院能源工程学院，甘肃庆阳745000)

胜利油田不同类型油藏水平井开发配套技术研究

孙 宁

(陇东学院能源工程学院，甘肃庆阳745000)

通过对胜利油田屋脊断块层状油藏、厚层底水块状油藏、裂缝性油藏、低渗透油藏等不同类型油藏水平井的开发配套技术的研究，主要包括精细构造描述、剩余油分布研究、生产动态综合分析、数值模拟技术、水平井在油层中的位置优化、水平井生产参数优化、水平井轨迹参数优化、整体方案优化设计等开发配套技术，结果认为屋脊断块层状油藏、厚层底水块状油藏水平井技术是该油田应用效果和经济效益最好的油藏，也是今后水平井推广的主要阵地。

胜利油田；屋脊断块层状油藏；厚层底水块状油藏；水平井

胜利油田号称“地质大观园”，属复式油藏，断层纵横，构造复杂[1]。经过60年的勘探开发,已进入高-特高含水期，因此，提高油藏的采收率已成为油田进一步发展的关键。1990年，胜利油田以埕科1井为起点，开始了“八五”水平井钻井技术攻关，针对屋脊断块层状油藏、厚层底水块状油藏以及低渗透油藏等多种不同类型油藏的水平井钻井技术进行试验研究，经过多年的努力，已形成了较为完善的一整套胜利油田水平井钻井技术[2]。近年来,胜利油田的水平井应用取得了一系列新进展、新成果，呈现出进展快、亮点多、效果好的良好局面，水平井技术已成为胜利油田新区高效开发、老区挖潜提高采收率的重要手段[3]。

1 不同类型油藏水平井开发效果评价

截止到2015年3月份，胜利油田已累计完钻投产各类(侧钻)水平井1000余口，累计产油多达1300×104t，取得了良好的挖潜增油效果。胜利油田的水平井数每年以30～50口的速度增加，从胜利油田水平井历年投产井数和年产油量可以看出，水平井的应用规模在逐渐扩大，而且这种趋势越来越明显[4]。从效果来看，水平井与同期调整的直井或周围直井相比，钻井费用为直井的1.5倍，而初期日产油可以达到直井的2～5倍，含水比直井低30～60%，增加可采储量为直井的2～3倍。下面分不同油藏类型进行水平井开发配套技术论述。

1.1 屋脊断块层状油藏

目前已在永12、永66、辛151、营6区块等26个区块进行了水平井部署，该类油藏目前直井产量仅有5～6t/d，含水在90%以上；水平井投产初期平均单井日产油39.9t/d，是周围直井的7倍左右，含水37.3%，比周围直井低50%～60%(如表1所示)。目前平均单井日产油23.1t/d，含水72.9%。

表1 屋脊断块层状油藏直井/水平井产量/含水对比表

该类油藏的特点是：A.油层分布呈条带状，含油宽度窄；B.含油层数多且厚度相对较薄；C.油藏边水能量比较充足；D.油水关系复杂，各小层具有各自的油水界面；E.开发后期剩余油主要受断层控制，剩余油主要分布在断层附近的井间及无井控制区域。针对其特点，在水平井设计过程中主要采用以下几项技术：A.精细断层描述技术；B.剩余油分布定量研究技术；C.水平段轨迹参数优化技术；D.整体方案优化技术。下面以永12块水平井整体优化设计为例，简要介绍该类油藏水平井开发的主要做法。

1.1.1 永12块概况

永12块为一窄屋脊强边水层状砂岩油藏，含油面积2.6km2，地质储量915×104t，调整前综合含水94.1%，采出程度52.9%，剩余可采储量采油速度达14%，区块整体已进入“三高”开发阶段。底水锥进严重，剩余油分布高度分散。

1.1.2 精细构造描述

该类油藏中断层是剩余油分布的控制因素，因此断层的准确与否直接关系到水平井能否成功。研究过程中，首先进行补心、海拔、井斜等校正，然后通过地层对比与三维地震资料等综合确定构造断裂系统，准确定位断层，并做出目标层顶面2～5m等间距微构造图。对永12块重点进行断层空间位置及目的层顶面微构造的研究，设计水平井尽量靠近断层、占据构造高点。如设计的永12-平7井距断层27m，永12-平9井距断层仅20m。

1.1.3 剩余油分布研究

对于已进入“三高”开发阶段的老区，剩余油是水平井设计的物质基础，而搞清剩余油的定量分布则是设计水平井的关键。研究过程中主要采用水淹层测井解释、油藏工程综合分析、精细数值模拟等手段，对平面、层间、层内剩余油进行研究。研究结果表明：平面上该块剩余油主要分布在沿断层一线的特高含水井井间，层间剩余油主要分布于顶部小层油砂体，层内剩余油主要富集于油砂体中上部位。

1.1.4 水平井轨迹参数优化

轨迹参数优化主要包括水平段方位、距顶位置、长度等。

永12块水平井方位优化：设计3种方位进行对比优化，即平行构造线、斜交构造线及垂直构造线三种方位，采用定液法进行优化(如图1所示)。从结果来看，无论是初期含水还是含水98%时的累积水油比，都是平行构造线时最低，因此本块在水平井设计时方位以平行构造线为主。

图1 水平井方位优化图

永12块水平段位置优化：分别设计水平段距顶1.5m、4.5m、7.5m等3种位置，采用定液法进行优化。从结果来看，当水平段距顶1.5m时初期含水量低，含水98%时累积产油量最高，因此水平段位于距顶1.5m处最佳。

永12块水平段长度优化：老区水平段长度受周围直井井距的限制，该块井距为300m，因此设计了4个长度进行对比优化，分别为100m、150m、200m、250m，采用定液法进行优化。从初期含水和含水98%时的累积水油比来看，当长度为100～150m时为最佳。

1.1.5 整体方案优化设计

在参数优化的基础上进行整体方案的部署，首先通过开发指标和经济指标对方案进行初步的筛选，然后通过单水平井指标进一步进行优化，从而得出最终优化方案。永12块水平井整体调整方案共布水平井10口。

1.1.6 水平井开发效果

永12块在31-44个小层共设计水平井10口，投产初期平均单井日产油42.3t/d，是直井的8倍，含水50.5%；目前平均单井日产油27.4t/d，是直井的5倍，含水76.4%，累积产油5.66×104t。预计增加可采储量27×104t，提高采收率3%。

1.2 厚层底水块状油藏

目前已在临2、桩1、盘40等12个区块进行了水平井部署，设计水平井36口，累产油40.9×104t。该类油藏直井产量仅有4～5t/d，含水在90%以上；水平井投产初期平均单井日产油23.9t/d，为周围直井的4～5倍，含水55.8%，比周围直井低40%。目前平均单井日产油9.3t/d，含水95%。

厚层底水油藏在胜利油田分布得十分广泛，一般属于馆陶组下段辫状河沉积或东营组三角洲河口坝沉积，厚度大、分布广、连通好。油层多以上油下水的形式存在，纯油层厚度不等。油藏具有以下主要特点：A.边底水活跃，地层能量充足，压降小。如临2块开采30多年，压降只有0.5-Pa；B.目前区块含水高、采出程度偏低，如临2块在含水92.7%情况下，采出程度只有23.3%；C.老井产量低，一般低于5t，直井挖潜效益差。针对这一油藏类型的特点，根据水平井具有压制水锥、减缓含水上升的优势，编制水平井方案时，我们重点开展了以下三项技术的研究：A.剩余油分布规律研究；B.水平井在油层中的位置优化；C.水平井生产参数优化。下面以临2块水平井整体优化设计为例，简要介绍该类油藏水平井调整开发的主要做法。

1.2.1 临2块概况

临2块是典型厚层底水块状油藏，储层厚度140m左右，含油高度39m，平均有效厚度16.7m，地质储量262×104t。该块1973年投入开发，经历了1972～1984年的稀井网开采、1985～1993年逐步加密、1994～1996年打斜井为主的调整和1996年9月以来的水平井治理，开发效果逐步变好。

1.2.2 剩余油分布定量研究

水平井的主要目的就是开采油层中的剩余油，因此进一步搞清剩余油的分布，这是准确设计水平井的关键。我们主要采用了生产动态综合分析方法和数值模拟方法来对剩余油分布规律进行定量研究。

A.生产动态综合分析

通过对油田开发动态分析，充分认识油藏开采特征，尤其是含水上升规律、油藏能量、目前存在的矛盾和问题，并作出准确的评价。在此基础上，利用经验公式法、递减曲线法、物质平衡方程、水驱特征曲线法、同类油藏类比法等多种手段和途径进行采收率预测，通过水侵量计算、水驱前缘推进位置、含水率等值线图分布、产量劈分等对水平井井区剩余油分布进行定性、定量研究，对井区剩余可采储量给出定量评价。

B.数值模拟技术

剩余油分布数值模拟研究技术已经比较成熟，在准确的地质条件约束下，数值模拟不仅可以给出目前含油饱和度等值线图，而且结合残余油饱和度研究可以给出剩余油饱和度、剩余储量、剩余可采储量的分布等值线图，从而达到定量研究剩余油分布的目的[5]。研究中通过采用对重点水平井区进行平面、纵向网格细划技术，对临2块进行了剩余油数值模拟研究。

临2块数值模拟结果表明：A.直井井点高含水主要是由于水锥造成；B.高含水井间剩余油分布相对富集。因此，确定已投产直井水锥半径的大小是水平井设计的关键，水锥半径的大小与含油高度和累积产液量密切相关，随着含油高度的减小、累积产液量的增加，水锥半径增大。在水锥半径未定量化时，水平井靶点设计以老井距离为依据，而不是以动态水锥半径大小为依据，因此有可能导致水平段离水锥半径较近，引起水平井初期高含水或含水上升很快。例如临2块的临2-平5井，B靶点距离老井临2-24井60m左右，而临2-24井累积产液量达到1.8×104t，其含油高度在15m左右，水锥半径大约为90～100m，因此临2-平5井投产尾部50m初期含水就达到77.4%，并很快上升至90%以上，随后对该水平段进行封堵，并射开中部20m，初期含水在40%，此时效果明显变好。因此，必须计算出水锥半径的大小，同时设计水平段的A、B靶点要避开水锥半径影响的区域，此外还应避开边水或注入水舌进影响的区域范围。

1.2.3 水平井在油层中的位置优化

根据数模研究的结果，正常情况下，底水油藏水平井段应尽量位于油层顶部；气顶油藏，水平井段应尽量位于油层下部；而对于同时具有气顶和底水的油藏，水平井段位置应视气顶和底水能量的大小进行优化。临2块由于强底水的存在，水平段越靠近油层顶部越好。在该块水平井设计时，水平段位于油层顶部，距顶1.5～2m。

水平井初期含水的高低、含水上升速度的快慢与水平段距油水界面的含油高度关系密切。统计边底水断块油藏中的水平井初期含水与水平段距油水界面的距离关系，结果表明：初期含水高的水平井段距油水界面的距离小于8m，而初期含水低的水平井水平段距油水界面的距离绝大部分在10m以上。因此，在水平井设计时应尽量保持水平段距油水界面的距离大于10m。

1.2.4 水平井生产参数优化

水平井开发效果及产能大小受投产方式影响比较大，主要与油藏地质参数、油藏开采程度、水平井设计轨迹及开采方式等因素有关，在不同油藏类型中针对不同的产能影响因素，采取相应的措施，可以最终提高开发效果。

1.2.4.1 采液强度

在边底水断块油藏中，水平井的目的是为了减缓底水锥进，如果采液强度较大，必然导致含水上升加快，最终开发效果变差。临2块设计了4个不同采液强度方案进行数值模拟，结果表明：随采液强度增大，产油量呈下降趋势。这说明随水平井采液强度的增大，底水锥进将越来越严重，导致产油量越来越少，效果越来越差。实际投产水平井桩1-平1、桩1-平2对比结果也表明了这一点。桩1-平1井和桩1-平2井为长堤油田桩1块地质条件相似的2口水平井，初期两口井都以比较适合的液量(50～60t/d)进行生产，含水都比较低，只有30%左右，明显好于周围直井，之后，桩1-平1井提液生产，其含水则从30%左右猛增至80%以上，而桩1-平2井一直以比较稳定的液量生产，含水上升明显比桩1-平1井缓慢。因此，水平井在生产过程中应严格控制液量，从而控制含水上升速度。

1.2.4.2 投产方式及长度

根据水平段轨迹延伸方向的不同，水平井投产时射孔方式和射孔长度也将有所不同。临2块数值模拟结果表明：水平井段平行于构造线方向时，一次投产效果好于分段投产；当水平井段垂直构造线方向时，分段投产效果好于一次投产。同时，我们对分段压裂参数作了优化。裂缝越长产量越高，但增幅逐渐减小，而裂缝长度增加，其施工难度和投资都随之增加，长度最佳值110～130(如图2所示)。裂缝导流能力提高，水平井产能增加，但随生产的进行增加的幅度越来越小，最佳的裂缝导流能力值：20～50Dc.cm(如图3所示)。

图2 水平井分段压裂参数优化—缝长优化

图3 水平井分段压裂参数优化—导流能力

1.2.4.3 提液时机

对于底水油藏初期必须控制液量生产，但当含水达到一定程度时，只有通过提液才能达到稳产的目的，因此必须确定合理的提液时机。用矿场资料研究了临二块馆二段水平井的含水上升规律、生产方式及提液时机。由生产资料可得出如下认识：

油田在含水80%-90%以前，高采液强度的水平井比低采液强度的水平井含水上升速度明显快，因此这一阶段必须控制液量生产。油田含水90%以后，不论是高采液强度的水平井还是低采液强度的水平井其含水上升速度都非常缓慢。因此提液时机选择在含水90%以后比较合适，该阶段提液不会造成含水快速上升，因此增油效果比较理想。如临2-P1、临2-P6井提液时含水较高(88%左右)，提液后含水上升较慢、增油效果明显，日产油能力均在20t/d以上；而临2-P3井提液时含水较低(83%)，提液后含水上升较快、增油效果较差，日产油能力只有7.4t/d。

1.2.5 水平井开发效果

临2块共设计水平井8口，投产初期平均单井日产油39t/d，是直井的8倍，含水42%；目前平均单井日产油10.7t/d，是直井的2倍，含水94.5%，累积产油16.6×104t。预计增加可采储量28.8×104t，提高采收率11%。

1.3 裂缝性油藏

该类油藏一般为特殊岩性油藏，如灰岩潜山油藏、火成岩油藏等，其主要的地质特点是储层的渗流能力受裂缝发育程度的控制，同时受基质孔隙度的影响。裂缝发育程度受多重因素控制，既受断层活动影响，还受构造作用影响，因而具有极强的非均质性。这表现在裂缝分布不仅在纵向上很难确定有效储层，而且在平面上也较难于把握裂缝的连通范围，同时受大地应力的影响还具有方向性，在钻直井时经常可以打出高产井，也经常会在高产井的附近打出空井，其原因即在于此。

在这一油藏类型中设计水平井的目的就是利用水平段横向延伸的优势多穿裂缝，提高油井产能，因此裂缝性油藏描述的关键就是要搞清储层裂缝分布规律，包括主裂缝延伸方向、平面上裂缝连通关系、纵向上裂缝集中发育段以及裂缝充填程度等。目前我们主要采用以下技术进行储层裂缝描述，首先，利用地应力研究方法确定主裂缝分布方向，因为地应力的主方向与裂缝的方向存在一定的关系，这是目前常用的定性研究裂缝方向的方法，但也是比较有效的方法；其次，利用地层倾角测井等多种测井信息综合研究裂缝方向；最后，利用相干分析的方法对地震信息进行处理，研究裂缝展布方向。通过上述研究，比较准确地把握裂缝分布规律，为水平井设计奠定良好的基础。

为了保证水平井能够钻遇更多的裂缝，提高水平井的生产能力，水平井设计过程中，水平段延伸方向应尽量与裂缝方向垂直。往往潜山不同部位的裂缝发育的主方向不同，所以不同的潜山部位设计的水平井延伸方向也不一样。

同时考虑到描述手段的局限性和裂缝分布的复杂性，为了保证水平井的成功率，一般将水平井设计成“弓”形，如草古100-平5井就是典型的带有一定弧度的“弓”形井，该井1999年7月投产，初期产量39t/d，第一周期累积产油11442t，取得了很好的经济效益。

该油藏类型水平井投产均较晚。目前在草古1、平南、商741等5个油藏中共完钻投产水平井26口，累积产油13.2×104t。从投产情况来看，水平井产量是周围直井的3倍，其效益非常显著。

1.4 低渗透油藏

表2 部分低渗透油藏水平井投产情况

该类油藏的特点是埋藏深(一般大于2000m)，储层渗透性差，非均质性严重，油层导流能力差，地层能量较弱，在生产上表现为供液不足。

到目前为止，胜利油田在低渗透油藏中已完钻并投产38口井，累积产油约31×104t，其中5口井效果较好(如表2所示)。如辛154块设计的水平井辛154-平2井，该区平均孔隙度20.2%，渗透率19.2×10-3μm2，平均油层厚度15m，设计水平井段长350m，钻井和完井过程中采用了聚合醇-正电胶强抑制性钻井液和防膨、防乳化完井液及螺旋式扶正器、自动回位式固井技术。该井投产后，初期日产原油43.1t，目前21.2t，为周围油井的3倍，累油1.7×104t。另外，4口井水平井开发效果比较差，主要原因有3个：A.水平井段延伸方向与地应力方向不匹配，导致水平井水淹，如樊15-平1井；B.储层水敏严重，从而造成油层污染，如辛154-平1井；C.地层能量不足，提液困难。

有鉴于此，该类油藏今后应从以下几个方面进行攻关研究：A.加强储层研究，寻找相对高渗储层；B.加强应力和裂缝分布研究，优化水平段设计；C.采用欠平衡钻井，加强油层保护，减少油层污染；D.采用压裂酸化工艺技术进行储层改造。

2 结论

通过以上对不同油藏类型水平井开发配套技术的分析，可以看出：

(1)屋脊断块层状油藏、厚层底水块状油藏是水平井开发配套技术应用效果和经济效益最好的油藏，也是今后水平井推广的主要阵地之一，今后应加大该类油藏设计水平井的力度。

(2)裂缝性油藏水平井虽然投产时间较短，但增产效果比较明显，也应加大推广力度；

(3)目前低渗透油藏水平井开发效果整体较差，所以今后应加强攻关研究，形成配套技术，改善这类油藏的开发效果。

[1]张桂林.胜利油田水平井钻井技术现状与发展趋势[J].石油钻探技术，2005,33(2):66-70.

[2]刘汝山,王宝新.胜利油田水平井钻井技术[J].石油钻探技术，1999,27(5):27-29.

[3]王增林,张全胜.胜利油田水平井完井及采油配套技术[J].油气地质与采收率，2008,15(6):1-5.

[4]叶金胜,田启忠.胜利油田水平井完井及采油技术[C]//2008复杂结构油气井开发技术研讨会,2013,171-178.

[5]何鲁平,陈素珍,俞启泰.底水驱油藏水平井数值模拟研究[J].大庆石油地质与开发,1995,14(2):26-30.

【责任编辑 赵建萍】

Research on the Matching Technology of Horizontal Well Development in Different Types of Reservoirs in Shengli Oilfield

SUN Ning

(SchoolofEnergyEngineering,LongdongUniversity,Qingyang745000,Gansu)

The research was done on roof faulted layered reservoir, thick layer block bottom water reservoir, fractured reservoir and low permeability reservoir, different types of reservoir with horizontal well development matching technology of the Shengli Oilfield, including the fine structure description and remaining oil distribution research, production analysis, numerical dynamic simulation technology, development technology of horizontal wells in the reservoir location optimization, parameter optimization of horizontal well production, horizontal well trajectory parameter optimization, the overall optimization design etc. The results considered roof faulted layered reservoir and thick layer block bottom water reservoir with horizontal well technology is the field application effect and economic benefit of the best reservoir, it is also the main position of horizontal well extension in future.

Shengli Oilfield; roof faulted layered reservoir; thick reservoirs with bottom water reservoir; horizontal well

1674-1730(2017)01-0091-05

2016-04-08

孙 宁(1981—)，女，陕西澄城人，讲师，硕士，主要从事油气田开发研究。

TE348

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