特高含水期砂岩老油田侧钻水平井参数优化设计研究——以哈萨克斯坦K油田为例

李雅南

(中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010)

特高含水期砂岩老油田侧钻水平井参数优化设计研究
——以哈萨克斯坦K油田为例

李雅南

(中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁盘锦 124010)

哈萨克斯坦K油田是一个中高孔-中高渗的层状砂岩油田，储层岩性复杂，注水开发已达37年。2015年9月，油田综合含水已达到90.1%，处于特高含水期。为了研究和评价应用侧钻水平井挖潜高含水砂岩油田剩余油的潜力，应用地质、测井、油藏工程等多学科理论，筛选低产低效老井，优选层位，论证合理的水平段长度，分析水平段垂向位置以及合理产液量，部署实施侧钻水平井45口，单井初期日产油和含水远优于同期直井，证实了侧钻水平井技术开发高含水老油田的可行性。

哈萨克斯坦；砂岩油田；注水开发；侧钻水平井；优化设计

哈萨克斯坦K油田侧钻水平井技术的应用始于2010年，截至目前共完钻45口，单井产量高，平均日产油为周围老井的2倍，高产侧钻水平井进一步证实了各层系均存在剩余油富集区，且地层能量仍保持较高的水平，证明了油田采用早期注水开发方式的科学性，同时也显示了侧钻水平井井型与直井组合式的开采方式对于K油田的科学合理性。

鉴于该区井网完善，井控程度高，属于开发中后期，水淹程度高，为了继续深入研究应用侧钻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[1-2]，开展了侧钻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26.7×9.5 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，在纵向上分为12套砂岩组24个小层。岩性主要为粉砂岩和细砂岩，沉积相属三角洲相，分为三角洲平原亚相和三角洲前缘亚相。储层物性好，为高孔中高渗透储层，孔隙度18%～42%。渗透率的变化范围很大，为10×10-3μm2～50 000×10-3μm2，层间、层内和平面非均质性均较强，变异系数0.8～1.02。

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。截至2015年9月，采油速度0.64%，采出程度达到22.43%，含水90.1%，各开发层系累积注采比0.49～1.43。

2 侧钻水平井选井原则

侧钻水平井是目前提高单井产量，弥补老井产量递减小行之有效的进攻性措施。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，因此侧钻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，进行地层能量评价后，在地质条件优越，剩余可采储量较大的弱水淹区域部署侧钻水平井，才能达到预期效果[3-4]，基于上述考虑，制定了部署水平井的基本原则，见表1。

部署侧钻水平井的同时，为了保持油藏现有生产能力，尽量减少产量损失，减少对其他层系的影响，同时满足管柱条件，制定了选井标准，见表2。

表1 侧钻水平井部署原则

表2 侧钻实施井选井标准

3 侧钻水平井优化设计

3.1 侧钻水平井水平段长度优化研究

侧钻水平井设计的几个重要参数中，水平段长度是影响水平井产量和水淹程度的重要参数[5-6]。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，在保证注采井距的前提下，水平段长度越长，阶段累产量越高。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%含水量而关井，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[7]。

K油田属于注水开发的高含水油田。在高含水油田设计水平井长度时，除了考虑含油面积外，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以上时尽量规避水淹风险，减缓含水上升时间。统计K油田45口侧钻水平井长度与产量的关系，确定目前水平井井段长度在200 m左右是合理的[性]。

3.2 侧钻水平井垂向位置论证

K油田已部署的侧钻水平井均没有气顶，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1。可以看出，K油田地下原油黏度在20 mPa·s左右，最优垂向位置比例为0.534～0.554。

而实际设计中，侧钻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5031井、3476井、4034井和3279井等水平段在垂向上的位置比例为0.62～0.89[7]。

图1 不同原油黏度时最优垂向位置

3.3 侧钻水平井合理产液量论证

通过数值模拟研究，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[3]。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的方案在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，侧钻水平井初期采液量控制在60～80 m3/d为宜[8]，见图2。

图2 不同产液量下水平井采出程度及含水率对比

4 实施效果

截至2016年，全区共投产水平井45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2倍。目前平均单井日产油10.9 t，是周围老井的2倍以上，日产液61.94 t，综合含水75.1%。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。侧钻水平井累建产能26.7×104t。

5 结论

随着油价持续走低，有针对性地探索不同措施提高油田采收率显得日益重要。优化侧钻水平井设计是应用水平井成功开发油田的基础和关键，应在油田精细地质研究的基础上，研究剩余油分布规律，确定侧钻水平井部署原则；在油藏工程理论指导下，优化水平断长度、垂向位置以及合理产液量等参数。水平井侧钻技术在哈萨克斯坦K油田取得较好效果，对于同类注水开发中后期大型砂岩油田具有一定的指导和借鉴意义。

[1] 李皓利. 侧钻井技术在老油田挖潜中的研究与应用[J].断块油气田，2005，12(5)：69-71.

[2] 秦积舜，李爱芬. 油层物理学[M].山东东营：石油大学出版社，1991：42-45.

[3] 成亚斌，李凡华. 水平井递减规律分析[J].内蒙古石油化工，2009，35(4)：118-120.

[4] 赵立军. 水平井水平段长度优化设计与实践[J].石油地质与工程，2014，28(2)：110-112.

[5] 范子菲，方宏长，俞国凡.水平井水平段最优长度设计方法研究[J].石油学报，1997，18(1)：56-60.

[6] 陈明.水平段合理长度的确定方法研究[J].中国海上油气(地质)，2003，17(5)：342-344.

[7] 姚凯，姜汉桥.水平井垂向位置优化研究[J].长江大学学报(自然版).2007，4(2)：201-204.

[8] 范子菲. 底水驱油藏水平井产能公式研究[J].石油勘探与开发，1993，20 (1)： 65-70.

编辑：岑志勇

1673-8217(2017)01-0118-03

2016-08-14

李雅南，工程师，1984年生，2009年毕业于中国石油大学(北京)矿产普查与勘探专业，现从事哈萨克斯坦K油田开发地质研究。

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