夏進(jìn)軍

【摘 要】XX塊東二段屬于層狀邊水普遍稠油油藏，由于地質(zhì)條件復(fù)雜，儲層油稠出砂，直井常規(guī)挖潛措施難度加大，油藏開發(fā)效果差。2007 年以來，在精細(xì)地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，開展了水平井技術(shù)開發(fā)該油藏的可行性研究?，F(xiàn)場實(shí)踐表明，水平井二次技術(shù)可有效地改善油藏的開發(fā)效果，油藏采收率得到大幅度提高，這對于同類油藏的開發(fā)具有較高的借鑒價值。

【關(guān)鍵詞】水平井 提高采收率 二次開發(fā)

1 油藏概況

XX塊東二段為一受斷層所夾持的寬緩斷鼻構(gòu)造，構(gòu)造幅度50m，地層傾角2°～6°。含油面積5.2km2，地質(zhì)儲量1092×104t，平均孔隙度32.8%，平均滲透率1098×10-3μm2，為高孔高滲儲層，含油井段長170m，層數(shù)16個，平均單層厚度5m，最小油層厚度僅2m，各小層具有不同的油水界面，同一小層不同構(gòu)造部位油水界面不同。20℃地面原油密度0.98kg/cm3，50℃地面原油粘度5757mPa·s，含蠟量1.85%。

2 直井開發(fā)主要矛盾

2.1 區(qū)塊水淹嚴(yán)重，采出程度低，回采水率高

從與沙三、東三采出程度、綜合含水、回采水率對比曲線可以看出，相同開采時間，東二段油層采出程度最低、含油上升最快、回采水率最高，含水上升快是導(dǎo)致東二段油層開發(fā)效果差的主要原因。

2.2 油井初期產(chǎn)量高，遞減快，含水上升快

統(tǒng)計(jì)油田開發(fā)初期投產(chǎn)油井，東二段生產(chǎn)井具有初期產(chǎn)量高，產(chǎn)量下降快，含水上升快的特點(diǎn)。單井初期平均日產(chǎn)油37t，平均月含水上升速度1.7%，高于沙三、東三段油層的含水上升速度。

2.3 直井提液效果差

在開發(fā)過程中，采取高含水油藏高液量帶出高產(chǎn)油方法，由于該油藏受邊水運(yùn)移速度較低的影響，提液效果差。如27-22井在2003年1月21日為了提高產(chǎn)油量，沖次由3次調(diào)為4次，調(diào)沖次后5天的時間液量由34t/d上升到39t/d，但僅僅持續(xù)了6天，液量又降至原來的水平。

3 水平井二次開發(fā)主要做法

3.1 精細(xì)地質(zhì)研究，確定水平井部署模型

在精細(xì)地層對比的基礎(chǔ)上，綜合運(yùn)用地震、測井、巖心等資料，將東二段儲層劃分為37個單砂體，同時開展了微構(gòu)造、沉積微相、非均質(zhì)性等方面研究，建立了三維地質(zhì)模型。以單砂體為儲量計(jì)算單元，結(jié)合動態(tài)分析，對剩余油分布進(jìn)行了量化，復(fù)算后東二主力層地質(zhì)儲量為632×104t，剩余可采儲量為84×104t。2小層油層厚較大，鄰井生產(chǎn)效果較好，可以進(jìn)行優(yōu)先部署水平井。

3.2 深化油藏認(rèn)識，采用水平井提液增油

在油藏精細(xì)描述的基礎(chǔ)上，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)、監(jiān)測資料進(jìn)行綜合分析，把東二段水淹原因歸納為四個方面。

（1）多層合采，層間干擾出水。60%油井采用多層合采方式生產(chǎn)，其中62%的合采井因?qū)娱g干擾而水淹，同時由于油層非質(zhì)性強(qiáng)，造成縱向上不同類型油層水洗程度及剩余油分布差異大，平面上剩余油分布越來越零散。

（2）單層單采，邊水侵入。東二段油層廣泛發(fā)育邊水，據(jù)統(tǒng)計(jì)邊水附近的16口油井含水上升均較快，目前己全部水淹。

（3）管外竄槽。受熱采開發(fā)的影響，套管反復(fù)伸縮，造成水泥環(huán)破損，油水層互相竄通，油井水淹。

（4）油水過渡帶寬，含水油層分布較為廣泛。東二段儲層屬扇三角洲前緣，構(gòu)造幅度低、巖性細(xì)且親水，毛管力作用強(qiáng)，油水過渡帶寬。

通過以上認(rèn)識以及水平井提液增油的優(yōu)點(diǎn)，確定采用水平井高液量的方式實(shí)施東二段二次開發(fā)。

3.3 優(yōu)化水平井參數(shù)設(shè)計(jì)，確保實(shí)施效果

通過精細(xì)油藏描述及剩余油分布規(guī)律研究，直井單層試采，以及同類型油藏水平井實(shí)施調(diào)研，綜合應(yīng)用油藏工程、數(shù)值模擬和經(jīng)濟(jì)評價等方法對水平井軌跡和生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)，確定合理的水平段長度、垂向位置、距邊水距離及水平井注汽強(qiáng)度和排液量，保證水平井實(shí)施質(zhì)量。

按照以上思路，共實(shí)施15口水平井，平均單井日產(chǎn)油12.6t，日產(chǎn)水75.7m3，累產(chǎn)油4.3×104t。水平井的成功實(shí)施使得該塊東二段日產(chǎn)油從二次開發(fā)前的99t/d上升到目前的189t/d，采油速度翻番，取得較好的開發(fā)效果。

4 結(jié)論及建議

（1）利用水平井泄油面積大優(yōu)勢解決了低含油飽和度油藏提液的問題，適合層狀邊水油藏開發(fā)，其產(chǎn)能情況好于直井。

（2）對于原油粘度較大（50℃粘度22000mPa·s）的油藏，盡可能熱采投產(chǎn)，根據(jù)儲層物性、原油性質(zhì)、動用狀況設(shè)計(jì)合理水平井參數(shù)，確保實(shí)施效果。

（3）開展普通稠油油藏直井和水平井組合井網(wǎng)注汽相關(guān)機(jī)理研究，指導(dǎo)下步開發(fā)方式優(yōu)選。

參考文獻(xiàn)：

[1]萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開采技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[2]張宏逮譯.水平井油藏工程基礎(chǔ).油氣田開發(fā)工程譯叢，1991，（8）（9）.