熊敏，程林松 （中國石油大學 （北京）石油工程學院，北京 102249）

臨盤油田大蘆家臨2塊新近系館陶組館二段 （Ng2）油藏是一典型的大底水疏松砂巖油藏，油藏描述成果表明底水水體是油藏體積的239倍，底水能量異常充足，但底水錐進一直影響其開發(fā)的采收率［1］。直井開發(fā)時，為降低底水錐進時間，油井常不完全打開，但這又會降低油井的產能，在提高產能和減緩底水錐進之間存在矛盾。隨著油水界面的不斷上升，這一矛盾越來越突出。水平井對解決這一問題有一定的優(yōu)勢［2］。從1996年開始探索利用水平井與直井結合提高其采收率，形成了一套完善的水平井與直井結合提高大底水疏松砂巖油藏采收率的技術。

1 油田地質概況

大蘆家臨2塊新Ng2油藏是一典型的大底水疏松含礫砂巖油藏，是一個在背斜背景上被一條東西走向南掉的50～80m的正斷層切割的鼻狀構造油藏。油層埋深1387～1426m，儲層為河流相沉積的厚層塊狀砂巖，砂層厚度140～150m左右，含油高度39m，含油面積1.2km2，石油地質儲量340×104t。巖性以含礫砂巖及粉砂巖為主，局部為泥質粉砂巖和粉細砂巖，泥質體積分數(shù)1.9%～6.2%。

臨2塊Ng2頂部含油段儲層內部發(fā)育有5個泥巖隔層、灰質夾層或泥質砂巖夾層，0號、4號夾層以泥巖為主，起隔擋作用，其余夾層在較小范圍內零星分布，巖性為灰?guī)r和泥質砂巖，具有不同程度的滲透性。夾層對于底水錐進有一定的阻擋作用。根據(jù)沉積的旋回性、韻律性和電性的組合特征及夾層特征，將Ng2頂部含油段細分為7個韻律段，0號韻律段在構造中西部發(fā)育，1～3號韻律段含油范圍較大，4～6號韻律段含油范圍較窄，僅在構造高部位靠斷層附近含油。

含油段砂體厚度一般26～39m，平均32m。儲層整體發(fā)育，平面分布比較穩(wěn)定，儲層物性較好，孔隙度30.5%～34.7% （平均33%），空氣滲透率722～2629mD （平均1500mD），縱向非均質性不強，滲透率級差僅3.64。

Ng2儲層原油為常規(guī)稠油，初期地面原油密度0.9485g/cm3，地面原油黏度481mPa·s。在生產過程中，原油黏度增大，目前地面原油黏度672mPa·s。地層水礦化度9120mg/L，水型為CaCl2型。

油藏具有統(tǒng)一的油水界面，油水界面1420m。該油藏為常溫常壓系統(tǒng)，原始地層壓力14MPa，地溫梯度3.2℃/100m。

2 精細建模

為了更好地認識油藏，更精確地進行油藏數(shù)值模擬，更準確地研究油水運動規(guī)律和把握剩余油分布規(guī)律，更合理地部署直井和水平井，根據(jù)臨2塊Ng2區(qū)域97口井的分層數(shù)據(jù)、小層精細對比結果和井斜數(shù)據(jù)，將油藏和底水作為一個整體，同時考慮儲層和泥巖夾層，用Petrel軟件建立了三維地質模型和孔滲飽屬性模型。

數(shù)值模擬研究表明，縱向上受底水錐進規(guī)律的影響，4～6號韻律段含油范圍小，已全部水淹；1～3號韻律段下部動用程度較高，水淹嚴重；1～3號韻律段上部動用程度較低，水淹較輕，剩余油富集；0號韻律段遠離底水，水淹輕，剩余油也富集。由于底水的強烈錐進，使剩余油分布在井間，并形成了“剩余油倒錐體”。而且隨兩井間井距的增加剩余油相對富集、隨含油高度的增加及井點累積采油量的減少 “剩余油倒錐體”的半徑增加。井距大于150m的井間，仍存在底水錐進不到的區(qū)域。

3 水平井與直井結合開采方法

3.1 開發(fā)歷程

1972年12月直井稀井網投入開發(fā)，底水能量充足，主要投入采油井，一直天然水驅。經歷了1986～1987年直井加密、1994年斜井加密和1996年9月以來水平井調整加密，在其開發(fā)曲線上均有明顯反映。

直井稀井網階段有6口直井生產，1972～1973年投產，均部署在構造高部位，井距大 （多在400m以上），井網稀 （井網密度5口/km2），射孔厚度大 （平均11.5m）。由于底水能量充足，鄰井間互不干擾，初期不含水，產量高 （平均初產38.2t/d）。但因油稠及底水錐進，無水采油期短 （平均5個月），油井見水后含水上升快。

1985年以后在構造較高部位稀井網地帶鉆投產15口加密井 （9口直井、6口斜井），共有23口直（斜）井生產，井距150～250m，井網密度13.3口/km2。投產井射孔厚度減小 （平均4.6m），受底水影響減小，初期多不含水或含水較低 （平均30.2%），初產較高 （平均25.7t/d）。由于生產井的陸續(xù)投產，單元保持了較高的采油速度，開發(fā)效果明顯變好。階段末綜合含水93%，采出程度17.53%，計算采收率31.5%。

水平井技術的發(fā)展為挖掘厚油層底水油藏的剩余油開辟了一條新途徑。利用水平井開發(fā)，可有效減緩底水錐進速度，控制含水上升速度。在深化油藏研究的基礎上，1996年9月以來在該塊鉆投15口水平井，其中打邊部或腰部剩余油7口、打井間剩余油8口，很好地動用了井間及邊部的剩余油。15口水平井平均初產26.6t/d，含水42.9%，單井平均累產油2.5×104t。水平井技術的引進推廣使開發(fā)水平進一步提高，階段末綜合含水98.3%，采出程度35.4%，計算采收率44.1%。

3.2 開采特征

1）產液能力 天然能量充足，供液好，開發(fā)初期平均單井日產液38.9t。到2012年6月處于特高含水期，水平井多采用電泵、直斜井多采用大泵生產，直斜井單井日產液42.8t，水平井單井日產液225.4t。

2）產油能力 臨2塊Ng2油層厚度大、儲層物性好，投產初期產量較高，初期平均單井日產油26.4t。隨著底水錐進，含水上升，單井日產油量大幅度下降。到2012年6月單井日產油2.1t，直斜井單井日產油1.4t，水平井單井日產油2.9t。

3）含水率 開發(fā)初期投產井有1～7個月的無水采油期。見水后含水上升快，一般6個月可升至60%，16個月可升至80%，90%后含水上升緩慢。中低含水期隨射孔底界距油水界面距離的增大而延長。直井射孔底界距油水界面距離5～10m，生產4～8個月后含水上升至80%；射孔底界距油水界面距離15～20m，生產8～28個月后含水上升至80%；射孔底界距油水界面距離大于25m，生產40個月后含水上升至80%。高含水期是主要采油期，65%以上的可采儲量在含水90%以后采出。15口水平井含水上升明顯快于直斜井。

3.3 直斜井與水平井開采效果對比

鉆水平井之前共有28口直 （斜）井生產過，集中在油藏高部位，井距150～250m，單井控制儲量11.1×104t。投產初期平均單井日產油28.4t，含水24.3%，平均單井累產油3×104t。

15口水平井初期平均單井日產油能力26.6t，含水42.9%；目前開井14口，平均單井日產油能力2.9t，含水98.7%，平均單井累產油2.5×104t。

1996～1999年投產5口水平井，因投產時間長、構造位置高，累產油多，平均單井累產油5.14×104t；2000～2003年投產10口水平井，因多數(shù)井處于構造腰部，累產油少，平均單井累產油1.3×104t。

3.4 水平井與直井結合提高采收率潛力

鉆水平井之前，綜合含水已達93%，采出程度17.53%，計算采收率31.5%。鉆水平井以來，年產油量中水平井產量占的比例達到70%，預測采收率可達44.1%，提高12.6個百分點，增加可采儲量42.8×104t。

4 結 語

自1996年9月投產第1口水平井L2－P1井開始的水平井治理高含水大底水油藏技術，效果非常明顯，已取得巨大的效益，積累了豐富的經驗，水平井 （側鉆水平井）與直井組合仍是今后進一步挖潛剩余油、提高采收率的主要方向和對策。同時，面對高產液量、高含水引起的高污水量問題，也將探索新的思路，嘗試部分高液量高含水油井輪流關停來動態(tài)消錐的方法，實現(xiàn)穩(wěn)油控水，進一步提高油田的開發(fā)效果。

［1］熊敏，劉傳鵬，邵運堂 .水平井技術在臨2塊館二段底水油藏開發(fā)調整中的應用 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2002，29（3），76～77.

［2］張厚青，劉冰，徐興平，等 .底水油藏中水平井的合理位置優(yōu)化研究 ［J］.青島大學學報 （工程技術版），2011，26（4）：68～72.

［編輯］ 蕭 雨