劉 超，廖新武，李廷禮，張運來，馬躍明

(1.中海油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452;2.中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

引 言

世界上絕大部分的原油都儲藏在含有底水或邊水的油藏中，然而對于油柱高度小于20 m、甚至小于10 m，地層原油黏度200 μPa·s以上的底水油藏的開發(fā)是目前世界級的難題。

針對開發(fā)過程中底水錐進的問題，雖然采取了油層避射、控制生產(chǎn)壓差、氮氣泡沫壓水錐、化學(xué)堵水等一系列措施，但是效果不理想或以犧牲采油速度為代價［1－3］。在現(xiàn)代油田尤其是海上油田的開發(fā)過程中，由于受制于平臺壽命和操作成本等因素，往往需要較高的采油速度來獲得更好的經(jīng)濟效益，因此以往的開發(fā)思路已經(jīng)難以適應(yīng)此類油田的開發(fā)需求［4－5］。本文針對油柱高度小于20 m的特低幅稠油底水油藏提出了相應(yīng)的開發(fā)生產(chǎn)策略，為解決這一難題提供了思路。

1 油田概況及開采現(xiàn)狀

Z油田是1個海上大型河流相砂巖稠油油田，其主要含油層段為明下段和館上段。油田分為南區(qū)、北區(qū)、西區(qū)，開發(fā)方案設(shè)計以定向井多層合采的方式開發(fā)。2001年油田投入開發(fā)后，含水上升快，油田產(chǎn)量遞減快，其主要原因是底水油藏儲量比例大(約占40%)、多種油藏類型合采、油水黏度比大等。尤其是明下段的底水油藏，由于采用定向井開采，目前井點位置底水錐進嚴重，造成井點位置的含水普遍較高，處于相對較低水平的生產(chǎn)狀況，但同時采出程度卻很低，有很大的剩余油潛力。

以該油田西區(qū)明下段底水油藏E－NmⅡ1砂體為例，該砂體為低幅構(gòu)造的底水油藏，疏松砂巖，孔隙度為17% ～38%，滲透率為30×10－3～8600×10－3μm2，平均滲透率為3100 ×10－3μm2，地下原油黏度為260 mPa·s，開發(fā)初期采用定向井開采，布井區(qū)的油柱高度為12～22 m。2002年投入開發(fā)后，大多數(shù)定向井表現(xiàn)出的生產(chǎn)特征是:初期生產(chǎn)狀況良好，產(chǎn)能在40～70 m3/d，但在投產(chǎn)后2～5個月，含水率就升高到80%以上，產(chǎn)量迅速下降為10～15 m3/d。截至2009年底，該砂體綜合含水率達到89.8%，而采出程度僅為6.9%。通過水驅(qū)曲線計算其水驅(qū)儲量動用程度僅為38%，數(shù)值模擬研究表明，大量的剩余油富集在定向井之間和儲層的中上部，沒有被動用?，F(xiàn)場飽和度測井表明:井筒附近的油層縱向水淹差異大，底部水淹嚴重，沿著井筒向上油層水淹程度逐漸變輕，頂部沒有水淹，這也驗證了數(shù)模研究的成果。為了挖掘儲層上部和老井間的剩余油，改善低油柱稠油底水油藏的開發(fā)效果，對水平井在特低幅構(gòu)造油藏中的適應(yīng)性及其影響因素進行了研究［6］。

2 水平井開發(fā)稠油底水油藏影響因素分析

利用水平井開發(fā)底水油藏的效果主要受油層厚度、隔夾層分布、水平段長度、生產(chǎn)策略等因素的影響［7］。

2.1 油層厚度

對于構(gòu)造幅度小、油柱高度低的油藏部署水平井開發(fā)的極限是多少，該采取什么樣的開發(fā)策略，C.S.Kabir給出自己的見解，但僅限于帶氣頂?shù)妮p質(zhì)油藏，對于黏度超過200 mPa·s的稠油底水油藏的布井極限，國內(nèi)外文獻論述較少［8］。建立Z油田西區(qū)E－NmⅡ1砂體地質(zhì)模型，在不同油層厚度的區(qū)域布井，進行了數(shù)值模擬研究(圖1)。布井區(qū)域油層厚度從4～20 m不等，由圖1可知，井軌跡距離油水界面的高度在8 m以上時，累計產(chǎn)油可以達到5×104m3以上，通常是有經(jīng)濟效益的。水平井盡可能布置在儲層頂部，距離2 m左右，因此油柱高度下限值為10 m。

圖1 水平井累計產(chǎn)油與低幅構(gòu)造稠油底水油藏油柱高度關(guān)系

從Z油田已經(jīng)投產(chǎn)的低油柱油藏水平井的生產(chǎn)情況看，油層厚度在10 m以上區(qū)域的水平井，初期日產(chǎn)油在50～100 m3/d以上，累計產(chǎn)油在5×104～15×104m3以上。這些水平井中大部分井的無水采油期都比直井長，而且含水率達到90%以后，通過大泵提液措施，仍然有很大的生產(chǎn)潛力。生產(chǎn)實踐表明，低油柱稠油底水油藏水平井全壽命期內(nèi)累計產(chǎn)油的60%是在含水率達到90%以上后采出的。以Z油田的D25h井為例，該井含水率90%時累計產(chǎn)油為4.9×104m3，目前為96%，累計產(chǎn)油已達12.2×104m3，預(yù)計全壽命周期內(nèi)累計產(chǎn)油在15.0×104m3以上。

2.2 隔夾層分布

模仿E－NmⅡ1砂體的地質(zhì)油藏條件，建立了多個隔夾層分布機理模型(圖2)，研究表明:①隔夾層的存在能夠明顯增加累產(chǎn)油量;②多個隔夾層比一個隔夾層效果好;③連續(xù)分布的、范圍較廣的夾層能夠大大改善水平井開發(fā)效果。

圖2 隔夾層阻擋底水錐進改善開發(fā)效果機理模型

在Z油田的實際生產(chǎn)中，隔夾層的分布與水平井的累計產(chǎn)油也顯示出密切的關(guān)系:有隔夾層遮擋的水平井累計產(chǎn)油通常比沒有隔夾層遮擋的要高出20%～30%;無隔夾層遮擋的水平井的無水采油期一般只有0～2個月，隔夾層局部遮擋的水平井無水采油期有3～5個月，有隔夾層連續(xù)分布遮擋底水的水平井無水采油期可達12～20個月。

此外，隔夾層的滲透性也是影響開發(fā)效果的重要因素。數(shù)值模擬研究表明，當隔夾層沒有或者幾乎沒有滲透性的時候，其擋水增油作用更明顯，還可以增大驅(qū)油面積。

總之，隔夾層的存在對低油柱稠油底水油藏的水平井是非常有利的因素，非滲透隔夾層下方的剩余油，可以在開發(fā)后期利用老井側(cè)鉆來開發(fā)。

2.3 水平段長度

前人對水平井的產(chǎn)能影響因素進行的大量研究表明，水平段長度對其產(chǎn)能有著重要的影響。考慮井筒摩阻后的JOSHI公式和陳氏公式都表明，水平井產(chǎn)能隨著水平段的增加成正相關(guān)性增加(但不是線性增加)，亦即水平段越長越好。CHEVRON公司在英國北海的Captain油田，水平井的水平段長度為1500～2000 m，PLT測試資料證實即使是在水平段的“趾端”仍然有產(chǎn)量貢獻。事實表明在地下情況簡單、含油面積較大的油藏中，水平段越長水平井的產(chǎn)量越高，控制同等規(guī)模的儲量需要的井數(shù)也越少。但是隨著水平段長度的增加，油藏情況更加復(fù)雜、鉆井難度加大，更重要的是由于受到老井底水錐進范圍、砂體展布范圍、斷層分布、油水邊界等因素的影響，使得有些油藏不適合將水平段鉆的很長。例如Z油田進行綜合調(diào)整時，在老定向井間布署水平井挖潛，就受到老井井距及其水錐范圍的限制。該油田的老定向井的井距大約是350～500 m，精細油藏描述研究對老井周圍的水錐進行的定量化表征結(jié)果是老井周圍80～110 m范圍內(nèi)不適宜部署調(diào)整井，因為該區(qū)域已經(jīng)嚴重水淹，很容易導(dǎo)致調(diào)整井快速水淹。因此結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果推薦的水平段長度在250～400 m(圖3)。事實上在實施的過程中，由于河流相沉積的復(fù)雜性，有的水平井的水平段甚至只有200 m左右，說明機理模型研究的理想條件和實際油藏的條件是有很大差別的。

圖3 低幅構(gòu)造稠油油藏水平井長度優(yōu)化決策示意圖

2.4 生產(chǎn)策略

前人的研究往往只關(guān)注如何避免底水突破［9］，而海上油田的高速開發(fā)使底水突破不可避免，所以對底水突破后的開發(fā)策略同樣感興趣。

采用CHAPERON公式計算水平井的臨界產(chǎn)能。

利用式(1)計算的臨界產(chǎn)能為12 m3/d，對應(yīng)臨界生產(chǎn)壓差為0.08 MPa，這樣的采油速度在實際生產(chǎn)中達不到經(jīng)濟效益的要求。合理的生產(chǎn)壓差應(yīng)該既能獲得較高的采收率，又能保持較高的采油速度。陳民鋒、姜漢橋等研究了海上油田不同開發(fā)井型的合理生產(chǎn)制度，但主要依據(jù)生產(chǎn)井防砂的出砂極限壓差來對合理生產(chǎn)壓差取值［10］。

結(jié)合Z油田的油藏特點，設(shè)計了三段式生產(chǎn)模式:①在含水率低于40%的開發(fā)初期，采取小壓差生產(chǎn)，盡量延長低含水采油期;②在含水率40% ～80%的開發(fā)中期，逐步提液;③含水率超過80%以后，采用大壓差、高液量生產(chǎn)。

Z油田的開發(fā)實踐表明，采取上述“三段式”生產(chǎn)模式不僅是可行的，而且取得了良好的開發(fā)效果，尤其是在第3階段，采取“千方泵”進行提液，增油量非常顯著，而含水率卻不會明顯升高，甚至有所下降。

3 水平井實踐效果

自2003年4月，Z油田的第1口調(diào)整井D27m井投產(chǎn)以來，截至2012年底，該油田已投產(chǎn)水平調(diào)整井46口，大部分為低油柱稠油底水油藏水平井，油柱高度為10～20 m，地層原油黏度為260 mPa·s，這些位于特低構(gòu)造幅度而且是稠油底水油藏等極限條件下的水平井，投產(chǎn)后生產(chǎn)狀況良好，通過大泵提液等措施，水平調(diào)整井的產(chǎn)量達到1450 m3/d，占油田總產(chǎn)量的1/3，截至目前，累計增油已達254×104m3/d，增加可采儲量835×104m3/d，油田最終采收率提高了4.9%。

4 結(jié)論

(1)以累計產(chǎn)油5×104m3為經(jīng)濟效益底限，Z油田可利用水平井開發(fā)低油柱稠油底水油藏的厚度下限是8～10 m。

(2)受老井井距及水淹范圍的限制，Z油田水平調(diào)整井水平段的適宜長度是200～400 m。

(3)進行精細油藏描述，掌握隔夾層的分布規(guī)律，明顯改善了海上低幅稠油底水油藏的開發(fā)效果。

(4)初期盡量延長無水采油期，中期逐步提液、高含水后大泵提液的“三段式”生產(chǎn)策略適宜海上低幅稠油底水油藏的開發(fā)特點。

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