栗 偉，袁尚金

(大慶油田有限責(zé)任公司 第九采油廠地質(zhì)大隊(duì)，黑龍江 大慶 163853)

1 問題的提出

1.1 地質(zhì)概況

齊家油田位于松遼盆地齊家-古龍凹陷、齊家北凹陷的西北斜坡上，是一個(gè)穹隆背斜構(gòu)造。齊家油田開采層位為高臺(tái)子油層高二、高三組，含油面積0.9 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量152.4×104t。高臺(tái)子油層為淺湖相、三角洲前緣相沉積，砂體分布廣、厚度大。高二組劃分為5 個(gè)小層，高三組劃分為8 個(gè)小層，其中GⅡ1 -3主要發(fā)育小片席狀砂及透鏡狀砂體;GⅡ4 -5 及高三組主要發(fā)育厚層塊狀砂體，平均單井發(fā)育砂巖厚度30.7 m，有效厚度12.1 m，平均孔隙度為22.1%，平均空氣滲透率為136.6 mD。高二組以具有邊水的層狀油藏為主，高三組以具有底水的塊狀油藏為主。

1.2 開發(fā)簡況

1987年齊家油田投入開發(fā)，開發(fā)初期利用充足的邊底水進(jìn)行天然能量開采。由于邊水推進(jìn)和底水錐進(jìn)，造成油田含水上升快，產(chǎn)量遞減快。至1992年9月，綜合含水由投產(chǎn)初期的31.98%上升到69.39%，1992年的含水上升率高達(dá)7.21%，日產(chǎn)油由投產(chǎn)初期的125 t 降至60 t。

1992年和1994年有8 口井分兩批轉(zhuǎn)入注水開發(fā)，形成一個(gè)完整的環(huán)狀注水系統(tǒng)，但并未從根本上解決底水錐進(jìn)問題。1998年6月在高三組油層動(dòng)用較差的金6 井側(cè)鉆了1 口水平井，到2012年月累積產(chǎn)油1.82×104t，取得了較好的增油效果。2002年10月在構(gòu)造高部位加密了2 口油井，加大高二組、高三組油層動(dòng)用力度，到2012年6月累積產(chǎn)油分別達(dá)到1.32×104t 和1.33×104t，也取得了較好的加密調(diào)整效果。

2 油田開發(fā)存在的矛盾

2.1 底水錐進(jìn)造成高三組油層水淹嚴(yán)重

齊家油田邊、底水活躍，原始油層壓力高于飽和壓力，屬于彈性水壓驅(qū)動(dòng)油藏。由水壓驅(qū)油藏的物質(zhì)平衡方程(1)導(dǎo)出水侵量計(jì)算公式(2)。

式中:Np-累積產(chǎn)油量，104m3;Bo-在P 壓力下地層原油的體積系數(shù);N -地質(zhì)儲(chǔ)量，104m3;Boi-在Pi壓力下地層原油的體積系數(shù);Ct-地層巖石的有效壓縮系數(shù)，MPa-1;Pi-原始地層壓力，MPa;P -目前地層壓力，MPa;We-累積天然水侵量，104m3;Wp-累積產(chǎn)水量，104m3;Bw-在P 壓力下地層水的體積系數(shù);Bi-注入水的體積系數(shù)。

計(jì)算結(jié)果表明，目前油田邊、底水水侵量已經(jīng)達(dá)到60.08×104m3，其中高二組邊水水侵量達(dá)到22.49×104m3，高三組底水水侵量達(dá)到37.59×104m3。

采用球面流流動(dòng)方程(3)研究了底水錐進(jìn)情況。

式中:qs-臨界產(chǎn)量，t/d;Δρ-油水密度差，g/cm3;re-供液半徑，m;Z -底水水錐高度，m;h -油層厚度，m;L-射開油層厚度，m。

按公式(3)～(6)計(jì)算得到齊家油田油井底水錐進(jìn)高度，見表1。

表1 數(shù)據(jù)表明，齊3 -斜3 井底水侵入量最大，為10.365 8×104m3;齊1 -2 井底水錐進(jìn)高度最大，為19.6 m。但是由于構(gòu)造部位高，齊1 -2 井底水錐進(jìn)層位為GⅢ3 層，未達(dá)到GⅢ2 層。而齊3 -斜4、齊3 -斜3 等構(gòu)造較低部位井底水錐進(jìn)層位已達(dá)到GⅢ2 層。因此，GⅢ3 以下層普遍水淹，剩余油潛力小。

表1 齊家油田油井底水錐進(jìn)情況表

2.2 邊底水能量充足，注水調(diào)整難度大

注水開發(fā)后，注水調(diào)整難度大，效果不明顯。油井水淹后，高三組上部的GⅢ2 -3 層水淹程度仍然低。金6 井由于受底水錐進(jìn)影響，到1991年2月全井水淹，分析認(rèn)為高三組具有潛力。對該井進(jìn)行側(cè)鉆水平井試驗(yàn)，1999年8月投產(chǎn)后，日產(chǎn)液15.3 t，日產(chǎn)油13.2 t，含水14.0%。證實(shí)了盡管高三組水淹嚴(yán)重，但是高三組上部的GⅢ2 -3 層水淹程度仍然低，注水動(dòng)用差。

有人說，“大數(shù)據(jù)公然蔑視傳統(tǒng)的數(shù)據(jù)保護(hù)方法”③。的確，大數(shù)據(jù)的挖掘、收集、傳播、利用以及個(gè)人信息保護(hù)等都與傳統(tǒng)的數(shù)據(jù)利用與保護(hù)有著極大不同，其所隱含的諸多問題已突破了現(xiàn)有的法律框架。一方面，技術(shù)創(chuàng)新引領(lǐng)社會(huì)變革，我們必須承認(rèn)大數(shù)據(jù)所帶來的社會(huì)價(jià)值和效用;另一方面，隨著大數(shù)據(jù)應(yīng)用越來越廣泛，難以預(yù)知的風(fēng)險(xiǎn)尤其是對私人數(shù)據(jù)利益的損害必然相生而來，而法律的功能之一在于通過制定規(guī)則，界分權(quán)利和義務(wù)，以平衡不同利益相關(guān)者的利益，使風(fēng)險(xiǎn)損失有所預(yù)期。

3 水平井加密技術(shù)研究

3.1 剩余油分布特征研究技術(shù)

通過對齊家油田的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析和數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，盡管絕大多數(shù)油井含水已超過80%，但在目前井網(wǎng)下，井間仍存在剩余油。齊家油田剩余油儲(chǔ)量見表2。

從表2 可看出，齊家油田目前剩余可采儲(chǔ)量為8.15×104t，主要分布在GⅡ2、GⅡ3 -1、GⅡ3 -2、GⅡ4、GⅢ2 五個(gè)沉積單元中，剩余可采儲(chǔ)量5.83×104t，占71.53%，單層剩余可采儲(chǔ)量均在0.5×104t以上。剩余可采儲(chǔ)量低于0.5×104t的15 個(gè)沉積單元主要有三類:一是GⅢ4 -1 以下7 個(gè)沉積單元位于油水界面以下，含油性差，剩余可采儲(chǔ)量低;二是GⅡ1 -1、GⅡ1 -2、GⅡ1 -3 、GⅢ1 -1 和GⅢ1 -2共5 個(gè)沉積單元砂體發(fā)育零散和單層厚度小，導(dǎo)致單層地質(zhì)儲(chǔ)量小，剩余可采儲(chǔ)量低;三是GⅡ5 -1、GⅡ5 -2和GⅢ3 共3 個(gè)沉積單元水淹嚴(yán)重。

齊家油田剩余油縱向上分布規(guī)律為主力層水淹程度較高，剩余油飽和度低，非主力層剩余油飽和度高;正韻律油層下部水淹程度高，中部和頂部留有較多剩余油;小層物性差異造成剩余油飽和度縱向分布不均。剩余油平面上主要分布在井網(wǎng)控制不到的區(qū)域、局部構(gòu)造高部位、砂巖尖滅線附近無生產(chǎn)井的區(qū)域。

3.2 邊底水油藏高含水期水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)

對邊底水油藏而言，水平井加密比直井加密具有優(yōu)勢。一是水平井鉆穿油層井段長，增加了井眼與油層的接觸面積，可更多地動(dòng)用剩余油;二是水平井可改變底水“錐”進(jìn)模式為底水“脊”進(jìn)模式，減弱了底水錐進(jìn)趨勢，能夠有效擴(kuò)大底水波及體積，有效挖潛剩余油;三是底水油藏的剩余油主要分布在油層頂部，水平井軌跡可沿頂部鉆進(jìn)，有利于追蹤剩余油。

表2 齊家油田剩余油儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)表

以動(dòng)用齊家油田剩余油局部區(qū)域富集的GⅡ2、GⅡ3 -2、GⅡ4、GⅢ1 -1 和GⅢ1 -2 層為目的，設(shè)計(jì)水平井5 口。加密后井網(wǎng)密度為24.4 口/km2。共設(shè)計(jì)加密井5 口，目的層分別為GⅡ2、GⅡ3 -2、GⅡ4、GⅢ1 -1 和GⅢ1 -2 層。

對以上加密方案和目前開采方案開展數(shù)值模擬研究，加密方案比目前開采方案采收率提高了3.66%，具體見表3。

表3 齊家油田加密方案指標(biāo)表

3.3 配套開采技術(shù)

1)隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)。成立現(xiàn)場軌跡控制小組，主要是將地質(zhì)導(dǎo)向由靜態(tài)人員控制模式轉(zhuǎn)變?yōu)閯?dòng)靜態(tài)結(jié)合控制模式，充分發(fā)揮動(dòng)態(tài)人員對構(gòu)造、儲(chǔ)層、水淹狀況的熟知程度，微觀調(diào)整設(shè)計(jì)，確保水平井最大限度沿油層頂部鉆進(jìn)。

2)數(shù)值模擬確定射孔方式技術(shù)。對于邊底水塊狀油藏，以數(shù)值模擬結(jié)果(圖1)為指導(dǎo)，采用大段射孔方式，保證水線均勻推進(jìn)，延長低含水采油期。從數(shù)值模擬結(jié)果(圖2)分析，采用大段射孔方式開發(fā)，在相同含水條件下，采出程度較分段射孔高，最終采出程度也較高。

3)隨鉆資料與水驅(qū)前緣結(jié)合確定射孔層段技術(shù)。在制定射孔方案時(shí)，將隨鉆資料與水驅(qū)前緣結(jié)合，確保射開含油層段，避免射開高含水層段。以齊4 -平3 井GⅡ3 -2 層為例，其隨鉆曲線及水淹圖見圖3。隨鉆資料顯示電阻值上升，但是無熒光顯示，結(jié)合水淹圖認(rèn)為已經(jīng)見到邊水，該層段不射開。

在水驅(qū)前緣附近井段，利用井段坐標(biāo)計(jì)算距離，避免射開水驅(qū)前緣附近井段。齊4 -平3 井GⅡ4為目的層，隨鉆軌跡及水淹圖見圖4。該層齊3 -斜3 井已見邊水，距離水平井段2 176 m 處最近，距離為98 m。為此，2 136～2 215 m 井段不射孔，使水驅(qū)前緣至射孔井段最近距離達(dá)到了106 m。

對邊水附近和注入水前緣附近部位不射開，避免水平井過早見水，隨鉆軌跡及水淹圖見圖5。例如，齊4 -平3 井GⅡ2 層水驅(qū)前緣距水平井34 m，鉆遇含油段不射孔，避免過早見水。

4)油藏工程方法確定水平井臨界產(chǎn)量。底水油藏流體流動(dòng)時(shí)受流體黏滯力和油水密度差作用力的共同影響。如果水平井開采產(chǎn)量低于臨界產(chǎn)量，就可以減緩底水推進(jìn)速度，延緩見水時(shí)間。

范子菲底水油藏水平井臨界產(chǎn)量計(jì)算公式為

根據(jù)公式(7)計(jì)算5 口水平井的臨界產(chǎn)量，見表4。投產(chǎn)后，可按表4 計(jì)算的臨界產(chǎn)量調(diào)整合理生產(chǎn)參數(shù)，控制底水推進(jìn)速度，延緩含水上升。

表4 齊家油田水平井臨界產(chǎn)量表

3.4 推廣應(yīng)用效果

從齊家油田5 口完鉆水平井情況看，鉆遇率達(dá)到了93.7%，儲(chǔ)層發(fā)育穩(wěn)定。平均單井射開砂巖厚度208 m，投產(chǎn)后平均單井日產(chǎn)液21.6 t，日產(chǎn)油12.3 t，綜合含水40.6%，達(dá)到了理想效果。

4 結(jié)論

1)動(dòng)態(tài)分析和數(shù)值模擬相結(jié)合的邊底水油藏剩余油描述技術(shù)，可以更準(zhǔn)確地確定剩余油的分布，是有效挖潛的基礎(chǔ)。

2)邊底水油藏高含水期水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)，可以變底水“錐”進(jìn)為“脊”進(jìn)，有效提高底水驅(qū)動(dòng)體積。

3)水平井配套技術(shù)可以有效動(dòng)用高含油部位，控制底水脊進(jìn)，延緩含水上升。

［1］張曉燕，陳紅飛，楊海飛，等.榆某井區(qū)三維地質(zhì)建模及數(shù)值模擬研究［J］.石油化工應(yīng)用，1992(12):65 -73.

［2］蘇云河，杜志敏，陳小凡，等.高含水油藏動(dòng)態(tài)局部網(wǎng)格加密技術(shù)［J］.石油學(xué)報(bào)，2003(5):53 -56.

［3］溫希娟，何先華.羅馬什金油田開發(fā)晚期的原油穩(wěn)產(chǎn)［J］.國外油田工程，1995(3):15 -18.

［4］趙靜，趙泉.低滲透分支井井網(wǎng)產(chǎn)能預(yù)測及參數(shù)敏感性分析［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，1996(2):15-17.

［5］王曉冬，胡永樂，丁一萍.水平井生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析模型［J］.石油勘探與開發(fā)，2003(9):28 -32.

［6］劉懷珠，李良川，孫桂玲，等.水平井選擇性化學(xué)堵水技術(shù)在高160 -平6的先導(dǎo)試驗(yàn)研究［J］.內(nèi)蒙古石油化工，2001(4):63 -66.