周亞洲，殷代印，張承麗

(東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163318)

引 言

試驗區(qū)位于杏六區(qū)東部Ⅰ塊中部，含油面積為0.6 km2，目的層為葡Ⅰ，為水上分流河道沉積，由河道砂體側(cè)向加積而形成的若干個點壩砂體組成。由于油層厚度較大，且油層上部存在著側(cè)積夾層，長期的注水開發(fā)，油層底部水洗嚴(yán)重［1－2］，注入水沿油層底部無效循環(huán)，在油層中上部存在著由于側(cè)積夾層遮擋和重力作用存在的剩余油［3－4］，對于這類剩余油的挖潛，國內(nèi)外大多數(shù)油田都采用水平井開發(fā)［5－7］，但常規(guī)水平井開發(fā)，水平井一旦見水后，含水上升較快［8］，為此提出了水平井和三元復(fù)合驅(qū)相結(jié)合的方法，即利用水平井?dāng)U大波及體積，減小注入液沿主流線突進(jìn)，利用三元復(fù)合驅(qū)提高驅(qū)油效率。目前國內(nèi)外對水平井三元復(fù)合驅(qū)開采厚油層頂部點壩砂體剩余油方面的研究及礦場應(yīng)用很少。本文在對試驗區(qū)開發(fā)狀況和剩余油分布進(jìn)行詳細(xì)研究的基礎(chǔ)上，給出了水平井與直井井網(wǎng)組合下三元復(fù)合驅(qū)的可行性方案，并在礦場試驗中取得了很好的效果，本研究對于挖潛厚油層頂部剩余油具有一定的指導(dǎo)性意義。

1 目的層水淹及剩余油分布

2單元內(nèi)部不同部位上看，油層底部高水淹嚴(yán)重，油層上部以低水淹和未水淹為主，油層中部以中、高水淹為主。該單元上部、中部、下部含油飽和度平均分別為50.2%、43.3%、33.2%。油層中上部剩余油富集，這類剩余油主要受點壩砂體內(nèi)側(cè)積夾層的側(cè)向遮擋、正韻律油層注水重力作用影響而形成，這部分剩余油利用當(dāng)前的井網(wǎng)很難動用。

2 曲流河點壩砂體井網(wǎng)組合研究

通過室內(nèi)實驗對堿、表面活性劑和聚合物的濃度進(jìn)行了優(yōu)選，并對段塞注入方式進(jìn)行了優(yōu)化，由于試驗區(qū)油層物性較好，確定采用2.5×107分子質(zhì)量的聚合物，注入方式為:0.075倍孔隙體積前置聚合物段塞(1800 mg/L)+0.3倍孔隙體積三元主段塞(2000 mg/L P+質(zhì)量濃度1.2%的A+質(zhì)量濃度0.3%的S)+0.15倍孔隙體積三元副段塞(2000 mg/L P+質(zhì)量濃度1.0%的A+質(zhì)量濃度0.2%的S)+0.20倍孔隙體積后續(xù)聚合物段塞(1400 mg/L)，后續(xù)水驅(qū)到含水98%，年注入速度為0.18倍孔隙體積。

2.1 井網(wǎng)組合方式

為了挖潛厚油層中上部曲流河點壩砂體處的剩余油，設(shè)計了5種井網(wǎng)，分別為直井注、直井采;直井注、水平井采;水平井注、直井采;水平井注、水平井采;7口水平井井網(wǎng)。研究了這5種井網(wǎng)的開發(fā)效果和驅(qū)替特征。

利用直井注、直井采井網(wǎng)開發(fā)，由于夾層的遮擋作用，夾層兩側(cè)的注入井和生產(chǎn)井沒有很好的對應(yīng)關(guān)系，在夾層的一側(cè)只有油井，另一側(cè)只有注水井，注入液波及效率低，開發(fā)效果最差，最終采收率為67.10%，凈收益為20916.68×104元。直井注、水平井采井網(wǎng)開發(fā)由于注入直井是點源，在側(cè)積夾層的遮擋部位，注入液波及范圍較小，最終采收率為69.05%，凈收益為24629.09×104元。水平井注、直井采井網(wǎng)波及效率較高，驅(qū)替效果較好，雖然油已經(jīng)被驅(qū)替到油井井排，但由于生產(chǎn)直井是點匯，驅(qū)替到油井井排的油不能完全被采出，在生產(chǎn)直井之間存在剩余油，最終采收率為68.47%，凈收益為23151.82×104元。水平井注、水平井采井網(wǎng)注入液線性均勻推進(jìn)，形成線性驅(qū)動［9］，注入液平面上波及范圍廣，特別是夾層兩側(cè)的剩余油得到了動用，開發(fā)效果最好，最終采收率為73.05%，凈收益為28230.60×104元。7口水平井井網(wǎng)最終采收率為72.91%，凈收益為26412.53×104元。因此，該區(qū)塊可以采用水平井注、水平井采和7口水平井開發(fā)，從經(jīng)濟(jì)效益方面考慮，水平井注、水平井采井網(wǎng)最佳。

2.2 井軌跡優(yōu)化

由于水平井水平段存在壓力損失，且壓力損失和流體流動方向有關(guān)，生產(chǎn)井產(chǎn)液能力自靶點到末端逐漸降低，注入井注入能力自靶點到末端逐漸降低，水平段壓力損失使得注入水不能形成理想的線形驅(qū)油，影響注入水平面波及效率［10－12］。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明:相鄰2口水平井入靶點方向相反，2口水平井水平段末端相鄰，既考慮了壓力因素，又可增大井網(wǎng)控制面積，為最佳的水平井井網(wǎng)。為了盡量控制含水上升速度，對井軌跡進(jìn)行了優(yōu)化，注入井軌跡距油層頂部h/5，采出井軌跡距油層頂部h/3處時注入水突破時間最慢，含水上升最慢。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

2006年在試驗區(qū)鉆5口水平井，形成了3注2采的水平注采井組，水平段間距離為140～210 m，設(shè)計水平段長度為300 m。

3.1 鉆水平井后側(cè)積夾層重認(rèn)識

鉆水平井后，通過取心和測井曲線判斷，對油層中上部側(cè)積夾層進(jìn)行了重新認(rèn)識，側(cè)積夾層分布規(guī)律是距離油層越近，側(cè)積夾層分布越密集，見表1。M5－A22井分布14個側(cè)積夾層，最薄的一個夾層為1.5 m，最厚一個夾層為15.6 m，鉆遇夾層總厚度為78.7 m，占水平段總長的14.7%。從M5－A22取心井資料看，模型預(yù)測的6個側(cè)積夾層在實際取心中都得到了證實，并且在跟蹤取心過程中現(xiàn)場測量計算了3組側(cè)積夾層的視傾角，分別為7.0、5.6、6.3°。

表1 側(cè)積夾層發(fā)育狀況

3.2 水平井投產(chǎn)后效果評價

3.2.1 水平井投產(chǎn)效果與軌跡位置的相關(guān)性

為控制水平井初期含水，M5－A21井和M5－A22井采取分步射孔方式?？紤]到水平井軌跡處于上下鄰層高水淹部位之間以及水平井在油層中的不同位置，采取不同相位射孔。通過優(yōu)化射孔設(shè)計，水平井取得了較好的投產(chǎn)效果。為控制水平井初期含水，采出井采取分步射孔方式。5口水平井投產(chǎn)效果反映出，水平井軌跡距油層頂部越近，初期含水越低，見表2。

表2 水平井軌跡位置和投產(chǎn)初期含水

3.2.2 水平井三元復(fù)合驅(qū)效果

試驗區(qū)于2008年7月進(jìn)行空白水驅(qū)，2009年6月注入前置聚合物段塞。水平井三元復(fù)合驅(qū)過程中最低含水率為74.32%，較投產(chǎn)初期相比，含水率下降了21.32%，如圖1。到2013年6月底，試驗區(qū)含水率為93.41%，水平井三元復(fù)合驅(qū)階段累計產(chǎn)油15.31×104t，階段采出程度為27.30%，水平井三元復(fù)合驅(qū)試驗區(qū)取得了很好的開發(fā)效果。

圖1 水平井三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)動態(tài)

4 結(jié)論

(1)高含水后期厚油層底部水淹嚴(yán)重，注入液沿底部無效循環(huán)，油層中上部由于受點壩砂體內(nèi)側(cè)積夾層的側(cè)向遮擋、正韻律油層以及注水重力作用存在剩余油，這類剩余油用常規(guī)的直井井網(wǎng)很難動用。

(2)對于厚油層中上部的剩余油，可以采用水平井直井聯(lián)合開發(fā)，在油層中心部位布水平井注、水平井采井網(wǎng)，在邊部采用直井，也可以采用單獨水平井開發(fā)，要結(jié)合經(jīng)濟(jì)指標(biāo)綜合考察。

(3)水平井軌跡的計算結(jié)果表明:注入井距油層頂部h/5、采出井距油層頂部h/3處時注入水突破時間最慢，含水上升最慢。

(4)礦場試驗表明，應(yīng)用水平井三元復(fù)合驅(qū)可以有效地挖潛曲流河點壩砂體頂部剩余油，水平井可以擴(kuò)大油層的泄油面積，三元復(fù)合驅(qū)能夠提高油層的驅(qū)油效率，試驗效果較好。

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