閆文華， 張雅琦

（東北石油大學(xué)提高采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶163318）

茨9區(qū)油藏1988年7月采用平均井距為300 m的直井井網(wǎng)投入開(kāi)發(fā)，初期依靠天然能量開(kāi)采，地下虧空嚴(yán)重，隨著開(kāi)采程度的提高，直井開(kāi)發(fā)中油井水淹快、注水井水竄嚴(yán)重的弊端日益嚴(yán)重，綜合含水率迅速竄升。而與直井開(kāi)發(fā)相比，利用水平井開(kāi)發(fā)具有單控儲(chǔ)量高、泄油面積大，單井產(chǎn)能多、生產(chǎn)壓差小、采油成本低等優(yōu)勢(shì)，對(duì)于邊底水油藏，水平井開(kāi)發(fā)能夠很好地控制含水上升速度，局部改造油藏的連通性，有效的抑制油藏發(fā)生水錐［1－6］。因此，針對(duì)茨9區(qū)直井開(kāi)發(fā)的種種弊端，進(jìn)行了水平井開(kāi)發(fā)的方案設(shè)計(jì)，為茨9區(qū)的進(jìn)一步開(kāi)發(fā)提出新的方向。

1 油藏概況

茨9區(qū)構(gòu)造上位于遼河盆地東部凹陷北部的茨榆坨構(gòu)造帶中段的南端，根據(jù)斷層的位置將其劃分為茨66塊、茨67塊、茨90塊和茨氣1塊4個(gè)次級(jí)斷塊區(qū)，主要含油氣層位為沙河街組沙一段，油藏埋深1 650～2 300m。含油面積5.3km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量5.43×106t，標(biāo)定采收率為11%，地面原油密度0.951 2g／cm3，黏度383.6mPa·s。

2 剩余油分布規(guī)律

剩余油是油田開(kāi)發(fā)調(diào)整和提高采收率的物質(zhì)基礎(chǔ)。研究剩余油分布必須進(jìn)行多學(xué)科聯(lián)合攻關(guān)，采用多種方法相結(jié)合分析剩余油量多少及分布狀況，以提高研究結(jié)果的可靠性。本次研究首先是根據(jù)經(jīng)驗(yàn)公式法對(duì)剩余油飽和度進(jìn)行計(jì)算，在此基礎(chǔ)上利用數(shù)值模擬技術(shù)，定量、半定量研究剩余油飽和度、剩余可采儲(chǔ)量大小及分布，尋找剩余油富集區(qū)，為下步開(kāi)發(fā)調(diào)整提高采收率提供較為可靠的依據(jù)［7－11］。

2.1 經(jīng)驗(yàn)公式法

2.1.1 開(kāi)采動(dòng)態(tài)法 利用水驅(qū)特征曲線對(duì)茨9區(qū)油層的剩余油飽和度進(jìn)行定量研究。水驅(qū)特征曲線公式為：

式中：Wp為累計(jì)產(chǎn)水量，104t；A、B均為待定系數(shù)；Np為累計(jì)產(chǎn)油量，104t。

經(jīng)數(shù)學(xué)處理后得到：

式中：R為采出程度，%；fw為綜合含水率，%；N為原始地質(zhì)儲(chǔ)量，104t。

目前剩余油飽和度計(jì)算公式為：

式中：So為當(dāng)前含油飽和度，%；Soi為原始含油飽和度，%。

計(jì)算結(jié)果表明：該區(qū)塊剩余油飽和度較高，為52.5%。

2.1.2 物質(zhì)平衡法［12］根據(jù)容積法計(jì)算原油地質(zhì)儲(chǔ)量的原理，其公式為：

可推出目前剩余油地質(zhì)儲(chǔ)量公式為：

式中：Sor為目前剩余油飽和度；Soi為原始含油飽和度；N 為原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；Np為累積采油量，104t；Boi為原始地層油體積系數(shù)；Bor為目前地層油體積系數(shù)；A 為含油面積，km2；Φ為油層有效厚度；ρo為平均地層原油密度，g／cm3；Nr為目前剩余的原油地質(zhì)儲(chǔ)量，104t。

利用此方法計(jì)算出茨9區(qū)剩余油飽和度為49.8%。

2.2 數(shù)值模擬法

由于茨氣1塊屬氣藏范圍，本文主要研究除茨氣1塊以外的3個(gè)次級(jí)斷塊的剩余油分布情況。利用數(shù)值模擬軟件（Eclipse），建立茨9區(qū)（除茨氣1塊）沙一段的三維三相黑油模型，在歷史擬合的基礎(chǔ)上進(jìn)行剩余油分布規(guī)律的研究，縱向上各層剩余地質(zhì)儲(chǔ)量分布情況如表1所示。

表1 各層剩余儲(chǔ)量指標(biāo)Table1 Table of remaining reserves for every layer

從表1中可以看出，目前茨9區(qū)（除茨氣1塊）剩余儲(chǔ)量在縱向上分布不均，總體來(lái)說(shuō)，Ⅰ層、Ⅱ?qū)雍廷魧釉嫉刭|(zhì)儲(chǔ)量相差不大，而采出程度較高，因而剩余地質(zhì)儲(chǔ)量均較小，Ⅲ層原始地質(zhì)儲(chǔ)量較大而采出程度較小，因而剩余地質(zhì)儲(chǔ)量較大，Ⅴ層因原始地質(zhì)儲(chǔ)量最少而采出程度中等而具有最少的剩余地質(zhì)儲(chǔ)量，Ⅵ層雖然采出油量較多，但由于油層厚度大，原始地質(zhì)儲(chǔ)量最多，儲(chǔ)層物性條件較好，仍然有大量剩余油存于地下。綜上，Ⅲ層和Ⅵ層可作為下步剩余油挖潛的重點(diǎn)層。

數(shù)值模擬得出各層剩余油飽和度圖，其中Ⅲ層和Ⅵ層剩余油飽和度圖如圖1所示。

圖1 Ⅲ層、Ⅵ層剩余油分布圖Fig.1 Remaining oil distribution of layerⅢandⅥ

由圖1可以看出，Ⅲ層上，茨66塊與茨67塊在構(gòu)造高部位的斷層附近，由于受邊水入侵的影響小，含水上升慢，水淹相對(duì)較弱而剩余油飽和度較高，且兩個(gè)斷塊區(qū)域內(nèi)無(wú)注水井，依靠天然能量采出少部分儲(chǔ)量，油層動(dòng)用程度差，形成連片的剩余油；茨90塊在此層上注采井網(wǎng)合理，生產(chǎn)情況好，因而剩余可采儲(chǔ)量較分散，剩余油呈少量的斑狀分布。Ⅵ層上，茨66塊和茨67塊采出程度較高，邊水推進(jìn)造成水淹較強(qiáng)，因而井間剩余油飽和度較?。淮?0塊北部的井網(wǎng)完善情況較好，油井受效，因而井間剩余油甚少，中南部的油水井網(wǎng)分布不合理，油井不受效，因生產(chǎn)情況不好，采出程度較小，因而此區(qū)域的剩余油飽和度較高，仍有大量連片的剩余油存在于地下。

綜合以上分析，茨9區(qū)在Ⅲ層和Ⅵ層剩余油飽和度較高，具有進(jìn)一步部署水平井的物質(zhì)基礎(chǔ)。

3 水平井開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)及預(yù)測(cè)

3.1 水平井目的層的選取

利用水平井開(kāi)采需滿足滲透率、埋深、油層厚度以及可采儲(chǔ)量等方面的地質(zhì)條件，結(jié)合茨9區(qū)剩余油分布情況，將水平井開(kāi)發(fā)目的層確定為滿足地質(zhì)條件且剩余油飽和度較高的Ⅲ層和Ⅵ層。

3.2 水平井段方向的確定

利用數(shù)值模擬的方法，對(duì)水平井段的位置進(jìn)行模擬，結(jié)果如圖2所示，主要對(duì)比了垂直于邊水方向H1（西北－東南）和平行于邊水方向H2（東北－西南）兩種情況下的開(kāi)發(fā)效果，預(yù)測(cè)十年產(chǎn)能如表2所示。

對(duì)比結(jié)果說(shuō)明：水平井段與邊水方向垂直時(shí)，邊水錐進(jìn)嚴(yán)重，含水上升迅速，波及體積較小，油井累積產(chǎn)油量較?。凰骄闻c平邊水方向平行時(shí)，邊水推進(jìn)速度較慢，含水上升速度小，波及體積較大，油井累計(jì)產(chǎn)油量較高。

圖2 水平井段垂直于邊水方向示意圖Fig.2 Diagram of horizontal section that is perpendicular to the direction of the edge water

表2 對(duì)比結(jié)果表Table2 Table of compare results

3.3 水平井段長(zhǎng)度的確定

理論上，水平井水平段越長(zhǎng)，其產(chǎn)油量會(huì)越高，但增大水平段長(zhǎng)度會(huì)導(dǎo)致鉆井成本大幅度增加，利用數(shù)值模擬的方法并結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)技術(shù)，對(duì)200、300、400、500m等不同水平段長(zhǎng)度的產(chǎn)量與經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行對(duì)比，確定水平井水平段長(zhǎng)度為350～400m最優(yōu)。

表3 不同水平段長(zhǎng)度的經(jīng)濟(jì)效益對(duì)比（預(yù)測(cè)10a產(chǎn)能）Table3 The economic benefits of different of horizontal interval（Predicting 10 a）

3.4 注水方案的確定

茨9區(qū)利用天然能量開(kāi)采的最終采收率僅為11.1%，利用水驅(qū)規(guī)律曲線預(yù)測(cè)水驅(qū)開(kāi)發(fā)的采收率可達(dá)到24.6%，比天然開(kāi)發(fā)的最終采收率提高了13.5%。茨9區(qū)的茨90次級(jí)斷塊儲(chǔ)層條件適合注水開(kāi)發(fā)，試井資料以及能量保持水平情況顯示此次級(jí)斷塊的儲(chǔ)層具有一定的吸水能力，且其他同類普通稠油油藏進(jìn)行注水開(kāi)發(fā)，均得到了較好的開(kāi)發(fā)效果。因此下一步要采取注水開(kāi)發(fā)的方式，補(bǔ)充地層虧空的能量，提高開(kāi)發(fā)效率。

水平井注水開(kāi)發(fā)可以解決直井注水開(kāi)發(fā)時(shí)容易發(fā)生水竄的問(wèn)題，而水平采油井和水平注水井的位置關(guān)系直接影響著開(kāi)發(fā)效果。數(shù)值模擬的結(jié)果表明：水平注水井平行于水平采油井時(shí)，注水波及體積較大，驅(qū)油效率較高；水平注水井垂直于水平采油井時(shí)，注水波及體積較小，驅(qū)油效率較低。

3.5 水平井開(kāi)發(fā)方案及預(yù)測(cè)結(jié)果

3.5.1 水平井開(kāi)發(fā)方案 根據(jù)茨9區(qū)Ⅲ層和Ⅵ層的砂體延展情況、油層分布特點(diǎn)，分別針對(duì)茨67塊的Ⅲ層和茨90塊的Ⅵ層部署兩口水平采油井H1和H2，水平井段均平行于邊水方向；針對(duì)茨90塊的Ⅵ層部署一口水平注水井H3，各水平井參數(shù)設(shè)計(jì)如表4、5所示。

表4 水平采油井設(shè)計(jì)參數(shù)表Table4 Design parameters of horizontal production well

表5 水平注水井設(shè)計(jì)參數(shù)表Table5 Design parameters of horizontal injection well

3.5.2 方案預(yù)測(cè)結(jié)果 將油井保持當(dāng)前生產(chǎn)方式、水井按配注量進(jìn)行生產(chǎn)預(yù)測(cè)十年的方案作為基礎(chǔ)方案，預(yù)測(cè)以上水平井開(kāi)發(fā)方案的十年產(chǎn)能，預(yù)測(cè)結(jié)果如表6所示。

表6 指標(biāo)預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比表Table6 Contrast index of prediction results

水平井開(kāi)發(fā)方案的累產(chǎn)油量是5.351×105t，采出程度為14.54%，含水率為90.56%。采出程度比基礎(chǔ)方案提高了3.62%，綜合含水率下降了2.71%。兩口水平井十年累產(chǎn)油1.137×105t，且水平井含水率始終保持較低水平，投產(chǎn)初期水平井平均含水率為36.3%，十年后平均含水率為75.8%。因而針對(duì)剩余油富集的層位部署水平井進(jìn)行開(kāi)發(fā)，在一定程度上完善了注采井網(wǎng)，加強(qiáng)了開(kāi)發(fā)力度，提高產(chǎn)油量，作為油田下部開(kāi)發(fā)方案是可行的。

4 結(jié)論與建議

（1）與直井開(kāi)發(fā)相比，水平井開(kāi)發(fā)生產(chǎn)壓差小，可以有效抑制邊水的侵入，且單儲(chǔ)控制高，有效降低了開(kāi)發(fā)成本，適合開(kāi)采邊水油藏；

（2）水平井部署的過(guò)程中，目的層的選取、水平井段方向及長(zhǎng)度的確定等因素對(duì)整個(gè)開(kāi)發(fā)部署過(guò)程起著至關(guān)重要的作用；

（3）數(shù)值模擬的結(jié)果表明：利用水平井對(duì)茨9區(qū)進(jìn)行進(jìn)一步開(kāi)發(fā)是可行的。建議茨9區(qū)下步實(shí)施水平井開(kāi)發(fā)方案。

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