梁曉江

(中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163511)

0 引 言

對(duì)于高含水開發(fā)后期的大慶油田杏北開發(fā)區(qū)，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性和油水重力分異作用的影響，導(dǎo)致其厚油層頂部剩余油富集，采用常規(guī)直井水驅(qū)挖潛開發(fā)效果差、經(jīng)濟(jì)效益低[1-2]。國內(nèi)外研究表明，水平井能夠有效擴(kuò)大波及體積，大幅度提高產(chǎn)能，同時(shí)，三元復(fù)合驅(qū)能夠使體系兼有降低界面張力和合理控制流度比的優(yōu)點(diǎn)，因此，水平井三元復(fù)合驅(qū)的開發(fā)方式不僅能夠增大油層泄油面積[3-4]，還有利于挖掘厚油層頂部大量剩余油，達(dá)到有效提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度及采收率的目的[5-6]。目前，國內(nèi)外對(duì)水平井三元復(fù)合驅(qū)開采厚油層頂部剩余油方面的研究及礦場應(yīng)用很少。良好的開發(fā)效果，得益于對(duì)水平井相關(guān)參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)，但常規(guī)水平井?dāng)?shù)值模擬過程中，忽略了水平井沿程損失的影響[7]，與實(shí)際礦場應(yīng)用效果差別較大。文中在考慮了水平井沿程損失的基礎(chǔ)上，結(jié)合試驗(yàn)區(qū)實(shí)際地質(zhì)與開發(fā)特征，優(yōu)化了參數(shù)設(shè)計(jì)，有效提高了模擬的精度，最終確定了正韻律厚油層的水平井最佳布井方式。

1 試驗(yàn)區(qū)概況

大慶油田杏北開發(fā)區(qū)試驗(yàn)區(qū)油層經(jīng)過多次井震結(jié)合研究，構(gòu)造認(rèn)識(shí)清晰明確，試驗(yàn)區(qū)含油面積為4.2 km2，開發(fā)的葡Ⅰ33單元的石油地質(zhì)儲(chǔ)量為363.48×104t，平均滲透率為0.426 μm2，平均孔隙度為26.6%，地層平均砂巖有效厚度為9.3 m，為典型的正韻律厚油層，試驗(yàn)區(qū)以砂巖為主要的儲(chǔ)集體，具有良好的儲(chǔ)、滲空間。試驗(yàn)區(qū)經(jīng)過多次井網(wǎng)調(diào)整后雖取得了較好的開發(fā)效果，但依據(jù)油層水洗狀況、水淹解釋資料、LWD測井以及聲變資料可知，試驗(yàn)區(qū)葡Ⅰ1-3油層水淹厚度比例為97.4%，低水淹比例為20.9%，低未水淹比例為23.5%，厚油層下部水淹嚴(yán)重，而上部仍存在采用常規(guī)方式難以挖潛的大量剩余油，占剩余油總儲(chǔ)量的71.26%。試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)已進(jìn)入高含水期，綜合含水率已達(dá)到93.17%，采出程度為49.82%，還有進(jìn)一步挖潛的空間。

2 考慮沿程損失的模擬技術(shù)

2.1 沿程損失對(duì)開發(fā)效果的影響

圖1為水平井流壓分布示意圖。由圖1可知，數(shù)值模擬過程中不考慮水平井沿程損失，從注入井到生產(chǎn)井生產(chǎn)壓差恒定。當(dāng)考慮水平段存在井筒沿程損失，水平井的沿程損失和流體流動(dòng)方向有關(guān)，當(dāng)與直井段相連的井底處為水平井的跟端A，水平井水平段末端為水平井的趾端B時(shí)，生產(chǎn)井壓力自跟端A到趾端B逐漸升高，而注入井壓力自跟端A到趾端B逐漸降低[8-10]，導(dǎo)致注入井和生產(chǎn)井水平段壓力存在差異。

圖1 水平段流壓分布示意圖

通過精確模擬，當(dāng)水平段長度為300 m時(shí)，注入井沿程損失為0.13 MPa，生產(chǎn)井沿程損失為0.38 MPa(圖1)。通過對(duì)比含油飽和度分布場可知，在不考慮沿程損失時(shí)，水平注采井間驅(qū)替比較均勻，模擬的結(jié)果與實(shí)際情況差別較大；在水平段沿程損失的影響下，導(dǎo)致注采井間存在壓差產(chǎn)生驅(qū)替不均勻的現(xiàn)象，與實(shí)際情況相符合(圖2)。模擬過程中，計(jì)算了水平段沿程損失，能夠模擬“跟趾效應(yīng)”，提高了符合程度[11]。

圖2 含油飽和度分布場

2.2 沿程損失對(duì)井網(wǎng)部署的影響

水平井設(shè)計(jì)過程中，為了減緩“跟趾效應(yīng)”，應(yīng)該采用反向井網(wǎng)，即水平注入井的指端對(duì)應(yīng)水平生產(chǎn)井的跟端。根據(jù)水平井流壓示意圖可知(圖3)，和正向井網(wǎng)相比，反向井網(wǎng)能夠有效克服正向井網(wǎng)跟、趾端注采壓差差異而導(dǎo)致的驅(qū)替不均勻問題(圖中實(shí)線為正向井網(wǎng)產(chǎn)生的壓力曲線，虛線表示反向井網(wǎng)產(chǎn)生的壓力曲線)。因此，反向井網(wǎng)既考慮了壓力損失的影響，又可以有效減緩注入液的局部突進(jìn)，使注入液波及效率高，導(dǎo)致注采井間剩余油少(圖4)，驅(qū)替效果好。

圖3 水平段流壓分布示意圖

圖4 不同井網(wǎng)含油飽和度分布場

3 水平井相關(guān)參數(shù)優(yōu)化研究

應(yīng)用CMG數(shù)值模擬軟件中的STARS模塊建立了試驗(yàn)區(qū)實(shí)際模型，設(shè)置平面網(wǎng)格步長均為20 m，縱向上分為6層，地層有效厚度為9.3 m，各儲(chǔ)層物性參數(shù)均由現(xiàn)場實(shí)際測得。根據(jù)試驗(yàn)區(qū)塊夾層發(fā)育及剩余油分布確定水平井的靶點(diǎn)位置，發(fā)現(xiàn)剩余油主要分布于試驗(yàn)區(qū)斷層附近，從而確定水平井井組位置，其余區(qū)域部署直井，采用井距為141 m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，研究采用間注間采的平行正對(duì)反向井網(wǎng)作為基礎(chǔ)井網(wǎng)，優(yōu)選出最佳注入方案是采用2 500×104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(1 800 mg/L)+0.3倍孔隙體積三元主段塞(2 000 mg/L 聚合物+1.2%堿+0.3%表面活性劑)+0.15倍孔隙體積三元副段塞(2 000 mg/L 聚合物+1.0% 堿+0.2% 表面活性劑)+0.20倍孔隙體積后續(xù)聚合物段塞(1 400 mg/L)，每年注入量為0.18倍孔隙體積。

3.1 水平井段長度優(yōu)化

根據(jù)研究結(jié)果發(fā)現(xiàn)，當(dāng)水平井注采井距(200 m)、射孔層位等情況不變的條件下，改變水平段長度，體系的階段采出程度會(huì)隨井段長度的增加而呈現(xiàn)出增大的趨勢。當(dāng)井段長度低于300 m的情況下，長度每增加50 m，相應(yīng)體系的平均階段采出程度的增加幅度為1.09個(gè)百分點(diǎn)；當(dāng)井段長度在超過300 m的情況下，井段長度每增加50 m，則體系的平均階段采出程度增加幅度僅為0.44個(gè)百分點(diǎn)。說明水平井水平段長度有一個(gè)合理極限，并不是隨著水平段長度的增加，產(chǎn)能會(huì)無限增加。由于井筒沿程損失、鉆井過程中的油層污染以及產(chǎn)層壓力消耗增加等一系列原因，產(chǎn)量的增加與水平段長度的延伸并非呈線性關(guān)系，而是隨著水平段的延伸，產(chǎn)量增長幅度趨于平緩[12-13]。綜合經(jīng)濟(jì)效益的影響，認(rèn)為區(qū)塊合理的水平井長度應(yīng)為300 m。

3.2 水平井井距優(yōu)化

根據(jù)研究結(jié)果可以發(fā)現(xiàn)，水平段長度(300 m)、射孔層位等情況不變的條件下，改變水平井注采井距，體系的階段采出程度會(huì)隨注采井距的不斷增加而呈減小的趨勢。井距低于200 m的情況下，井距每增加50 m，相應(yīng)體系的平均階段采出程度的增加幅度為1.08個(gè)百分點(diǎn)；井距在超過200 m的情況下，井距每增加50 m，則體系的平均階段采出程度增加幅度變?yōu)?.50個(gè)百分點(diǎn)。對(duì)于水平井間注間采，壓力由注水井處向生產(chǎn)井處逐漸降低，從而產(chǎn)生壓力差，驅(qū)動(dòng)流體流動(dòng)。當(dāng)注采井間距離增大到一定值后，會(huì)有部分區(qū)域由于驅(qū)動(dòng)壓差較小而形成難動(dòng)用區(qū)。綜合考慮鉆井成本投資，認(rèn)為該區(qū)塊合理注采井距應(yīng)為200 m。

3.3 水平井間錯(cuò)開距離優(yōu)化

數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果表明，水平段長度(300 m)、注采井距(200 m)、射孔層位等情況不變的條件下，改變水平井錯(cuò)開距離，體系的階段采出程度會(huì)隨錯(cuò)開距離的不斷增加而呈先上升后下降的趨勢。在水平井錯(cuò)開距離由0 m變化到100 m的情況下，體系相應(yīng)的階段采出程度也由21.90%變化到23.15%，此時(shí)階段采出程度達(dá)到最大，繼續(xù)增加錯(cuò)開距離，當(dāng)水平井錯(cuò)開距離由100 m增加到150 m時(shí)，階段采出程度由23.15%降低到22.85%。這是由于隨著交錯(cuò)距離的增大，水平井可能會(huì)產(chǎn)生局部受效不均衡，導(dǎo)致動(dòng)用狀況降低、階段采出程度降低(表1)。在實(shí)際布井中，為有效開發(fā)剩余油及合理高效布井，可以根據(jù)油藏實(shí)際地質(zhì)情況，結(jié)合剩余油富集區(qū)位置，對(duì)水平井錯(cuò)開距離進(jìn)行適當(dāng)調(diào)整。

表1 不同水平井錯(cuò)開距離開發(fā)效果評(píng)價(jià)

3.4 水平井井軌跡優(yōu)化

數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果表明，水平段長度(300 m)、注采井距(200 m)、錯(cuò)開距離(100 m)等情況不變的條件下，改變水平井井軌跡所在的層位(表2)，方案7(采油井位于第3層，注入井位于第1層)開發(fā)效果最好，累計(jì)產(chǎn)油量為50.36×104t，階段采出程度為23.71%，其次為方案4(注入井位于第2層，采油井位于第1層)，方案6(注入井位于第2層，采油井位于第3層)開發(fā)效果最差。

綜合上述分析，水平井井軌跡最優(yōu)方案為“低注高采”，即注入井位于油層中部、采油井位于油層頂部。通過分析不同水平井位置層內(nèi)剩余油分布可知，水平注采井在油層內(nèi)的位置對(duì)剩余油分布影響較大。對(duì)比“高注低采”和“低注低采”可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)采油井位于油層中部，難于挖潛采油井水平段上部的剩余油。分析“高注高采”可知，注入井水平段下部區(qū)域，原油同時(shí)受到向下驅(qū)動(dòng)力和向上浮力的影響，驅(qū)動(dòng)壓差變小，且注入井到采油井流線長，驅(qū)動(dòng)壓力梯度低，導(dǎo)致油層中部存在剩余油。由“低注高采”層內(nèi)剩余油分布得知，“低注高采”由于注入井到采油井流線較短，能夠有效挖潛油層頂部和中部剩余油，整體剩余油較少。綜合考慮以上因素發(fā)現(xiàn)，當(dāng)采油井位于油層頂部，注入井位于油層中部(“低注高采”)時(shí)，能夠擴(kuò)大油層泄油面積、提高控制程度，有利于有效挖掘厚油層頂部富集的剩余油。

表2 不同水平井井軌跡開發(fā)效果評(píng)價(jià)

綜上所述，通過考慮水平井沿程損失的基礎(chǔ)上，得到水平井的相關(guān)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果：水平段長度為300 m、注采井距為200 m、井間交錯(cuò)為100 m、將注入井部署在厚油層中部、采油井部署于厚油層頂部開發(fā)效果最好(“低注高采”)。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

正韻律厚油層水平井挖潛技術(shù)已經(jīng)應(yīng)用于大慶油田杏北開發(fā)區(qū)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)，2013年，在試驗(yàn)區(qū)有7口水平井成功完鉆，由此在試驗(yàn)區(qū)內(nèi)形成了3注4采的“跟趾反向”水平井組，水平井按研究成果進(jìn)行合理布井，周圍直井以井距為141 m的五點(diǎn)法面積井網(wǎng)進(jìn)行布井，總計(jì)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)直井生產(chǎn)井48口，直井注入井32口。

礦場實(shí)施后，取得了較好的開發(fā)效果，7口水平井初期平均單井日產(chǎn)液量為75 t/d，與同期新鉆投產(chǎn)的直井相比，日產(chǎn)液量約為直井的3倍。應(yīng)用此種井網(wǎng)形式，試驗(yàn)區(qū)塊于2013年3月進(jìn)行空白水驅(qū)，2014年3月，試驗(yàn)區(qū)的綜合含水率為93.03%，此時(shí)注入前置聚合物段塞，目的為有效提高注入液的利用率。于2014年9月注入三元主段塞，以大幅度提高注入液的效果。截至2018年3月，試驗(yàn)區(qū)塊三元復(fù)合驅(qū)階段累計(jì)產(chǎn)油40.76×104t，階段采出程度為22.05%，三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)過程中最低含水率為77.97%，水平井三元復(fù)合驅(qū)含水率下降了17.23%。水平井三元復(fù)合驅(qū)在試驗(yàn)區(qū)的應(yīng)用效果顯著，所部署的直井與水平井形成了良好的注采關(guān)系，能夠有效降低試驗(yàn)區(qū)的綜合含水率，并且有助于挖潛厚油層頂部富集的剩余油。

5 結(jié) 論

(1) 模擬過程中，考慮了水平段沿程損失的影響，能夠反映“跟趾效應(yīng)”，提高了符合程度，為減緩“跟趾效應(yīng)”，應(yīng)該采用反向井網(wǎng)。

(2) 水平井相關(guān)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果為水平段長度為300 m、注采井距為200 m、井間交錯(cuò)100 m、將注入井部署在厚油層中部、采油井部署于厚油層頂部開發(fā)效果最好(“低注高采”)，其階段采出程度為23.71%。

(3) 根據(jù)對(duì)水平井布井的優(yōu)化結(jié)果，提出了水平井與三元復(fù)合驅(qū)結(jié)合的開發(fā)方式，并進(jìn)行了礦場試驗(yàn)，取得了較好的開發(fā)效果。