1概況

中一區(qū)Ng5單元位于孤島披覆背斜頂部，構(gòu)造簡(jiǎn)單平緩，南高北低，地層傾角1°左右，縱向上分為4個(gè)小層，其中主力油層Ng5³大面積分布，含油面積5.4km²，地質(zhì)儲(chǔ)量1083×10⁴t，占中一區(qū)Ng5單元地質(zhì)儲(chǔ)量的71.8%。Ng5-6為辮狀河沉積，儲(chǔ)層具有高孔隙度、高滲透、非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，地面原油粘度280～2100mPa.s。

1.1開發(fā)簡(jiǎn)歷

中一區(qū)Ng5單元自1971年10月投入開發(fā)以來，經(jīng)歷了天然能量、注水驅(qū)、聚合物驅(qū)三個(gè)開發(fā)階段、七個(gè)開發(fā)時(shí)期:

①天然能量開發(fā)階段(1971年10月～1974年8月)

②注水開發(fā)階段(1974年9月～2000年8月)

A.無水采油期(1974年9月～1975年4月)

B.低含水采油期(1975年5月～1977年2月)

C.(細(xì)分前)中含水采油期(1977年3月～1981年9月)

D.(細(xì)分后)中含水采油期(1981年10月～1984年4月)

E.高含水采油期(1984年5月～1990年3月)

F.特高含水采油期(1990年4月～2000年8月)

③聚合物驅(qū)開發(fā)階段(2000年9月～目前)

21.2開發(fā)現(xiàn)狀

2003年12月，中一區(qū)Ng5有油井99口，開井89口，單井日產(chǎn)液62.7t，單井日產(chǎn)油6.9t，綜合含水88.9%;注水井62口，開井61口，單井日注131m³，采出程度45.2%，水驅(qū)采收率為47.6%，聚合物驅(qū)提高采收率8.2%，預(yù)計(jì)最終采收率為55.8%。

2厚油層層內(nèi)夾層分布規(guī)律及對(duì)剩余油分布的影響

2.1 中一區(qū)Ng5³儲(chǔ)層特征

中一區(qū)Ng5³儲(chǔ)集砂體以河道充填微相砂體與心灘壩微相砂體為主，其次為洪泛沉積的薄層砂。按照河流沉積學(xué)理論，河道成因砂體垂向上可以是一個(gè)單砂體，也可以是多期單砂體的垂向疊加形成的復(fù)合型砂體。在同期辮狀河沉積中，河道砂與心灘壩砂體之間通過侵蝕面或者側(cè)積面而相互疊切、互相連通，形成同期沉積復(fù)合體。而不同期次沉積，由于辮狀河河道的頻繁擺動(dòng)，而在垂向上互相疊加或側(cè)向接觸，建造了相當(dāng)規(guī)模寬度的大型復(fù)合儲(chǔ)集砂體，這是Ng5³層沉積砂體的主要成因類型。其特點(diǎn)是:砂體厚度大，在8～12m之間，平均為9.4m，一般順河道延伸方向，砂體厚度變化小，垂直河道方向，砂體厚度變化大，平均滲透率1500×10^-3μm²，孔隙度32%，泥質(zhì)含量10.8%。一般心灘亞相泥質(zhì)含量低(6%)，孔隙度32～36%，滲透率大于1000×10^-3μm²，變異系數(shù)大于0.8，突進(jìn)系數(shù)大于2.0;河道充填亞相泥質(zhì)含量10～15%，孔隙度28～34%，滲透率200～1000×10^-3μm²，變異系數(shù)0.4～0.8，突進(jìn)系數(shù)1.5～2.0;河道邊緣亞相泥質(zhì)含量20%，孔隙度小于28%，滲透率小于200×10^-3μm²?？v向上可以細(xì)分微兩個(gè)沉積時(shí)間單元，Ng5³¹、Ng5³²。

總體上看，中一區(qū)Ng5³河道砂體橫向切面呈透鏡狀，河道下切明顯，往上形成疊加砂體，砂體側(cè)向厚度變化快，連通性變差，河道砂體沿水流方向延伸較遠(yuǎn)，一般在砂體發(fā)育的地方泥質(zhì)含量較低。

2.2中一區(qū)Ng5³厚油層層內(nèi)夾層成因

中一區(qū)Ng5³夾層最基本的成因有2種:一是沉積形成的泥粉質(zhì)巖夾層和物性夾層。主要包括:心灘壩上部的成層泥粉沉積，是洪峰波動(dòng)過程中憩水期的懸浮質(zhì)落淤加積產(chǎn)物;河道砂壩沉積末期，洪水水動(dòng)力減弱形成的泥粉質(zhì)沉積，多位于正韻律段頂部;以及河道間水動(dòng)力弱，水中泥粉質(zhì)物沉積下來形成的夾層。二是成巖作用形成的鈣質(zhì)夾層，由于砂質(zhì)沉積物在成巖作用過程中，有機(jī)質(zhì)熱演化產(chǎn)生的大量CO\\-2與儲(chǔ)層水中的Ca2+、Mg2+離子，在一定條件下結(jié)合形成的碳酸鹽巖膠結(jié)致密夾層，分布局限。

2.3 中一區(qū)Ng5³厚油層層內(nèi)夾層分布規(guī)律

統(tǒng)計(jì)表明，Ng5³砂體內(nèi)部縱向上各類夾層所占比例不同，以泥質(zhì)夾層為主，局部灰質(zhì)含量較高，厚度一般在0.2～2.0m之間，平均為1.4m，延伸長度一般為100～500m，分布面積一般為0.02～0.2km²，最大的東部區(qū)域夾層分布面積0.38km²;夾層鉆遇率87.1%，其中夾層厚度小于0.5m的井20.0%，夾層厚度大于0.5m的井占67.1%。從不同沉積時(shí)間單元間夾層分布看，受后期沉積的Ng5³¹河道下切部位及切割程度控制， Ng5³¹與Ng5³²之間夾層盡管較發(fā)育，但連續(xù)性差，垂向上多呈交錯(cuò)分布。

2.4層內(nèi)夾層對(duì)剩余油分布的影響

孤島油田1996年以來4口取芯井資料統(tǒng)計(jì)表明，正韻律厚油層呈下部水洗好，中上部還存在較多剩余油，剩余油飽和度上部比下部高4～8%。但是由于不同成因疊置砂體厚油層受層內(nèi)滲透性差異影響，儲(chǔ)層連通性復(fù)雜多樣，加上油水重力分異的作用，造成流體滲流特征也有明顯差異，層內(nèi)水淹程度差異較大，尤其是厚油層內(nèi)部的夾層對(duì)剩余油的分布起著重要的作用。一般在夾層下部的正韻律油層頂部1～2m區(qū)域水驅(qū)效果較差，剩余油比較富集。

而在局部區(qū)域，尤其是上下均為河道或心灘沉積，隔夾層不發(fā)育、儲(chǔ)層連通性好、注采完善區(qū)域，上、下部含油飽和度相差不大。中10J413井位于河道下切疊置區(qū)，儲(chǔ)層均質(zhì)性好，因此水驅(qū)較均勻，Ng5³¹與Ng5³²含油飽和度僅差1.5%。統(tǒng)計(jì)中一區(qū)1998～2002年新鉆井Ng5³不同沉積時(shí)間單元間無明顯夾層的4口井資料，Ng5³-1、Ng5³-2含油飽和度相差不大，Ng5³-1比Ng5³-2高1.9%，且含油飽和度的絕對(duì)值較低。

3正韻律厚油層頂部水平井挖潛實(shí)踐

3.1水平井位置優(yōu)化

(1)平面位置優(yōu)化

選取距油井排為原井距的1/3、1/4、1/5、1/10和油井井間，即距油井排120m、90m、70m、35m、0m 等5個(gè)位置進(jìn)行優(yōu)化，模擬表明水平井距離油井排近，井組開發(fā)效果好。但隨著水平井平面位置距油井排距離的減少，水平井會(huì)干擾直井的生產(chǎn)。

從單井開發(fā)效果看，差異較大，有的井靠近油井排累計(jì)產(chǎn)油量大，也有的井靠近油井排累計(jì)產(chǎn)油量小，還有的井在1/4處產(chǎn)量是最高的，與具體位置剩余油的分布有關(guān)。選取三口水平井在各自最佳位置進(jìn)行計(jì)算，最終采收率5³.23%，均高于其他方案。所以水平井在平面位置的選取，不能一個(gè)標(biāo)準(zhǔn)。

(2)水平井距油層頂部位置優(yōu)化

選擇水平井段距油層頂部0.5m、1.0m、2.0m三個(gè)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，從正交模擬的效果分析，水平井段距油層頂部越小，初期含水越低，十年累產(chǎn)油越高，反映水平井距油層頂部越小越好。水平井段距油層頂部0.5m，初期含水38.4%，十年累產(chǎn)油4.22×10⁴t?？紤]到儲(chǔ)層物性及工藝適應(yīng)性影響，水平井距油層頂部1m左右較佳。(表2)

3.2 水平井長度優(yōu)化

在理想情況下，水平段越長開發(fā)效果越好。但由于受井筒摩擦、井壁坍塌、周圍直井等諸多因素的影響，實(shí)際生產(chǎn)中，并非水平段越長越好。根據(jù)數(shù)模計(jì)算結(jié)果:合理的無因次井段(=水平段長度/富集區(qū)域折算直徑)在0.23～0.36之間，當(dāng)無因次長度大于0.36，最終采收率有減少趨勢(shì)。在實(shí)施過程中，水平井段長度可根據(jù)井網(wǎng)及剩余油情況進(jìn)行具體調(diào)整。

3.3水平井生產(chǎn)壓差優(yōu)化

模擬了生產(chǎn)壓差分別等于0.1、0.3、0.5、0.7、1.0、1.3MPa等6種方案。當(dāng)生產(chǎn)壓差大于0.5MPa后，開發(fā)效果明顯變差，采收率趨于平緩并逐步下降。生產(chǎn)壓差選取0.5～1.0MPa采收率達(dá)到最優(yōu)。

3.4實(shí)施效果

在充分論證基礎(chǔ)上，2002年底首先在中一區(qū)Ng5對(duì)Ng5³開展頂部剩余油挖潛試驗(yàn)。試驗(yàn)區(qū)

選擇位于中一區(qū)Ng5單元中部，Ng5³油層埋深1244～1270m，砂體大片連通，厚度大，縱向上可劃分為Ng5³¹、Ng5³²。隔夾層較發(fā)育，厚度在0.3～3.0m之間，平均為1.4m。由于中一區(qū)Ng5³¹儲(chǔ)層發(fā)育穩(wěn)定，正韻律特征明顯，縱向上儲(chǔ)量動(dòng)用不均勻，頂部?jī)?chǔ)量動(dòng)用低、剩余油飽和度較高，因而試驗(yàn)?zāi)康膶舆x擇為頂部韻律段Ng5³¹，含油面積為2.84km²，有效厚度3～6m，平均4.1m，地質(zhì)儲(chǔ)量為192×10⁴t。

根據(jù)方案的總體部署，2002年10月首先在中10XN509井附近部署了先導(dǎo)試驗(yàn)井中9P9，延伸方向?yàn)楸蔽?南東向，A靶點(diǎn)垂深1245.5m，B靶點(diǎn)垂深1245.5m，水平段距油層頂0.5m，水平段長度130.7m。采用三段式射孔:1346～1362m，102槍102彈，水平兩排射孔，相位角180o，10孔/m;1380～1430m，102槍102彈，水平下相位四排射孔，相位角60o ，14孔/m;1430～1467m，102槍102彈，水平下相位四排射孔，相位角60o ，16孔/m;射孔長度103m，用金屬氈防砂。2002年11月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油達(dá)33.5噸，含水僅有38.8%，峰值產(chǎn)油47t/d，含水22.3%;目前日產(chǎn)液70.0t，日產(chǎn)油21.9t，含水68.7%，日產(chǎn)油能力相當(dāng)于中一區(qū)直井產(chǎn)量的3倍，已連續(xù)生產(chǎn)417天，累計(jì)產(chǎn)油1.09×10⁴t。

目前中一區(qū)Ng5水平井投產(chǎn)5口，初期平均單井日產(chǎn)液為49.5t，單井日產(chǎn)油29.0t，含水41.4%，動(dòng)液面603m；目前平均單井日產(chǎn)液為38.2t，單井日產(chǎn)油13.6t，含水64.5%，動(dòng)液面913m，已累積產(chǎn)油1.92×10⁴t (表3)。

與周圍及同期投產(chǎn)直井相比，水平井投產(chǎn)初期單井日產(chǎn)油是直井的2～3倍，含水比直井低30～50%，含水上升速度比直井慢1.3%/月，取得了較好的開發(fā)效果。但由于水平井所處相帶層內(nèi)夾層分布及注采狀況等不同，水淹狀況各異，造成水平井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)差異大。

4認(rèn)識(shí)與體會(huì)

水平井技術(shù)是特高含水期正韻律厚油層頂部提高采收率的一項(xiàng)重要挖潛措施，但其配套技術(shù)仍需不斷的攻關(guān)與完善。

厚油層層內(nèi)夾層比較發(fā)育，但連續(xù)性差，在平面上多呈窄條帶狀或孤立的土豆?fàn)?，其分布與沉積相帶的展布密切相關(guān)，自河道中心相帶向河道邊緣相帶夾層層數(shù)逐漸增多。夾層的發(fā)育特征，是控制和影響層內(nèi)波及體積和剩余油形成分布的重要因素，高含水后期厚油層剩余油極其分散。開展韻律段級(jí)別油藏描述，搞清儲(chǔ)層內(nèi)部結(jié)構(gòu)、隔夾層分布和平面、縱向非均質(zhì)性，定量描述剩余油分布，是準(zhǔn)確設(shè)計(jì)水平井的關(guān)鍵。

(作者通訊地址: 勝利油田孤島采油廠 山東東營 252700)