新立油田高含水開發(fā)期應(yīng)用側(cè)鉆井挖潛試驗(yàn)研究

吳 瓊，高 巍，李 楠，劉秋麗，馬春波

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

新立油田高含水開發(fā)期應(yīng)用側(cè)鉆井挖潛試驗(yàn)研究

吳 瓊，高 巍，李 楠，劉秋麗，馬春波

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

對(duì)新立油田扶楊油層高含水期剩余油分布規(guī)律和特點(diǎn)進(jìn)行研究，將剩余油分為注采不完善型、儲(chǔ)層型、構(gòu)造型3大類12種形式。結(jié)合新立油田套管變形井的井況特點(diǎn)，確定了以開窗側(cè)鉆為主的工藝技術(shù)，應(yīng)用于3種剩余油類型，部署了挖掘構(gòu)造型剩余油、儲(chǔ)層型剩余油和換井底恢復(fù)儲(chǔ)量型的側(cè)鉆井，共試驗(yàn)了6口井，平均日產(chǎn)液為9.2 t/d，日產(chǎn)油為4.5 t/d，日產(chǎn)油是老井產(chǎn)量的3.5倍，取得了較好的效果，為挖潛套變井剩余油潛力提供了廣闊空間。

套管變形;剩余油分布;側(cè)鉆;高含水期;新立油田

引 言

新立油田是“六五”期間國(guó)內(nèi)開發(fā)最早的低滲透－特低滲透裂縫性油藏［1］，1980年開辟生產(chǎn)試驗(yàn)區(qū)，1983年全面投入注水開發(fā)，目前綜合含水為77.0%，已進(jìn)入高含水開發(fā)期。近年來(lái)出現(xiàn)以下新問題:①油水井損壞嚴(yán)重。截至2009年底，油井套管變形為499口，占油井總數(shù)的40.9%，注水井套管變形為211口，占注水井總數(shù)的40.8%，造成注采井網(wǎng)不完善和儲(chǔ)量、產(chǎn)能損失，并增加了維護(hù)和治理成本。②受儲(chǔ)層非均質(zhì)性和井況變差影響，注入水低效、無(wú)效循環(huán)嚴(yán)重。油井受井況制約無(wú)法實(shí)施找堵水，注水井因井況差導(dǎo)致分層調(diào)控能力變差，油田含水上升速度加快，這些問題制約了油田穩(wěn)產(chǎn)。為此，在系統(tǒng)開展精細(xì)油藏描述工作、深化剩余油分布規(guī)律認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，應(yīng)用側(cè)鉆井技術(shù)開展了剩余油挖掘試驗(yàn)，取得了初步效果，為改善油田開發(fā)效果和進(jìn)一步提高采收率探索了一條技術(shù)出路。

1 地質(zhì)概況

新立油田位于松遼盆地中央坳陷區(qū)扶余—新木隆起最西端。開發(fā)目的層是白堊系下統(tǒng)的泉頭組三段(k1q3)和四段(k1q4)的扶余油層和楊大城子油層上部(簡(jiǎn)稱扶楊油層)。具有以下地質(zhì)特點(diǎn):①斷層和裂縫發(fā)育，南北向斷層將整個(gè)背斜構(gòu)造切割成7個(gè)壘塹相間的斷塊，儲(chǔ)層天然裂縫比較發(fā)育，以EW向高角度的直立裂縫為主，巖心觀察平均裂縫密度為0.23條/m;②油藏埋深淺，儲(chǔ)層低孔、低滲，油藏埋深為1 100～1 500 m，平均孔隙度為14.4%，平均滲透率為 6.5×10－3μm2，外圍區(qū)塊平均滲透率小于5.0×10－3μm2;③儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重。油層屬于曲流河三角洲相沉積，單井油層厚度為5.0～30.0 m，平均有效厚度為9.2 m，砂體多呈條帶狀、透鏡狀分布。平面滲透率級(jí)差為30～120，滲透率變異系數(shù)為0.5～0.8;層間滲透率級(jí)差為50～300，滲透率變異系數(shù)為0.80～1.15;層內(nèi)滲透率級(jí)差為10～950，滲透率變異系數(shù)為0.3～1.2。

2 扶楊油層剩余油分布規(guī)律和類型

進(jìn)入高含水開發(fā)期以后，受油藏地質(zhì)特征、井網(wǎng)方式、開采歷史等影響，剩余油分布異常復(fù)雜［2－4］。為了深入挖掘油藏潛力，系統(tǒng)開展了精細(xì)油藏描述工作，應(yīng)用油藏工程、地質(zhì)建模和數(shù)值模擬等方法，尤其是應(yīng)用井間微地震技術(shù)、示蹤劑技術(shù)、高精度碳氧比技術(shù)(RMT)、脈沖中子－中子測(cè)井技術(shù)(PNN)等先進(jìn)油藏監(jiān)測(cè)技術(shù)手段，對(duì)剩余油進(jìn)行了精細(xì)研究。通過(guò)研究剩余油分布規(guī)律與注采井網(wǎng)、構(gòu)造、沉積相帶的關(guān)系，按照剩余油分布的主控因素，將其劃分為3大類12種形式。

2.1 與注采井網(wǎng)有關(guān)的剩余油類型

主要是由于注采井網(wǎng)不能完全適應(yīng)油層展布特征，水驅(qū)控制程度低而形成的剩余油。

(1)注采不完善型。一是由于油水井套管變形，使得現(xiàn)有井網(wǎng)不能完全發(fā)揮作用，造成儲(chǔ)量損失。二是受儲(chǔ)層河流相沉積影響，油砂體規(guī)模小、橫向連續(xù)性差造成的，即采取統(tǒng)一規(guī)則的井網(wǎng)，不可能與砂體幾何形態(tài)完全匹配，造成砂體有注無(wú)采、有采無(wú)注、或無(wú)注無(wú)采，使得儲(chǔ)量得不到有效動(dòng)用。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為17.1%，按有效厚度計(jì)算為15.2%。這種類型是目前剩余油的主要類型。

(3)二線受效型。主要位于2排注水井夾3排油井井區(qū)，中間排油井位于二線位置，因注水受效不好形成剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為6.2%，按有效厚度計(jì)算為5.4%。

2.2 與儲(chǔ)層特征相關(guān)的剩余油類型

主要是由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性和驅(qū)油效率低，造成水驅(qū)控制程度低或波及系數(shù)低而形成的剩余油。

(1)成片分布的差油層型。主要分布在河道相砂體邊部、決口扇微相、席狀砂微相中。由于油層變薄、物性變差，水驅(qū)作用較弱，注采關(guān)系沒有完全建立起來(lái)，使其動(dòng)用差或未動(dòng)用，形成剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為10.2%，按有效厚度計(jì)算為9.1%。

(2)單向受效型。一是受儲(chǔ)層平面分布影響，注水井有一個(gè)方向油井注水受效，而另一方向油層尖滅或油層變差而注水不受效;二是指鉆遇油層但沒射孔形成的剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為5.1%，按有效厚度計(jì)算為4.4%。

(3)裂縫型剩余油。扶楊油層吸水主要是靠裂縫吸水，注入水沿裂縫突進(jìn)，導(dǎo)致注水井東西向油井水淹速度較快。由于低滲透油藏層間及平面上裂縫發(fā)育狀況存在差異，平面和縱向水淹差異較大，表現(xiàn)為裂縫先進(jìn)水、優(yōu)先水驅(qū)，裂縫附近的基質(zhì)內(nèi)水淹程度高，而裂縫發(fā)育差的基質(zhì)內(nèi)部水淹程度低。兩方面原因?qū)е滤€推進(jìn)不均勻，水淹厚度小，波及效率低，使注水井周圍儲(chǔ)層中存在大量未水淹型剩余油。近年部署的點(diǎn)狀補(bǔ)位井證實(shí)了這一點(diǎn)［6］。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為9.5%，按有效厚度計(jì)算為8.4%。

(4)層間干擾型。受滲透率級(jí)差大影響，縱向上物性相對(duì)較差的油層，雖然注采井網(wǎng)完善，但因儲(chǔ)層不吸水、不出油，油層不動(dòng)用而形成剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為6.6%，按有效厚度計(jì)算為6.1%。

高美影樓誠(chéng)招攝影師，他沒注意到門口的那張招聘啟事。聽到女郎如此發(fā)問，高志明忽然覺得好笑，轉(zhuǎn)身指指櫥窗，“這張照片就是我拍的?！?/p>

(5)層內(nèi)水淹不均型。受沉積韻律影響，注入水在層內(nèi)推進(jìn)不均勻，注入水沿高滲透部位或區(qū)域突進(jìn)，從而在局部形成剩余油(如正韻律油層頂部)。這種類型剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為7.1%，按有效厚度計(jì)算為8.2%。

(6)驅(qū)油效率低型。一是受毛細(xì)管力束縛作用和巖石潤(rùn)濕性影響的殘余油(薄膜油);二是由于油水黏度比大，壓力梯度較小時(shí)原油不易流動(dòng)形成的剩余油;三是在注采完善區(qū)，由于油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系發(fā)生改變，儲(chǔ)層原油因液流改變而被注入水切割，孤立無(wú)法運(yùn)移形成的剩余油。這類剩余油分布零散，呈條帶或片狀分布。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為11.1%，按有效厚度計(jì)算為10.2%。

(7)隔層損失型。主要是基礎(chǔ)井網(wǎng)受當(dāng)時(shí)壓裂和射孔工藝所限，為防止竄槽，留有一部分油層厚度作為隔層未射孔造成的剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例較少，按砂巖厚度計(jì)算為3.6%，按有效厚度計(jì)算為3.2%。

2.3 與構(gòu)造有關(guān)的剩余油類型

(1)微構(gòu)造型剩余油。微構(gòu)造的局部起伏使地層傾角發(fā)生變化，影響注水流動(dòng)方向，受油水重力分異作用影響，導(dǎo)致水驅(qū)油產(chǎn)生差異，進(jìn)而在正向構(gòu)造的小斷鼻、小高點(diǎn)、鼻狀微構(gòu)造處剩余油富集，而負(fù)向構(gòu)造即小斷溝、小溝槽與砂巖疊合處含水飽和度較高。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為6.0%，按有效厚度計(jì)算為11.2%。

(2)斷層遮擋型剩余油。受斷層的屏蔽作用影響，斷層附近油層未能有效的驅(qū)替波及，成為滯留區(qū)型剩余油富集區(qū)。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計(jì)算為9.1%，按有效厚度計(jì)算為10.5%。

3 側(cè)鉆井挖掘剩余油可行性分析及側(cè)鉆方式確定

3.1 可行性分析

剩余油研究表明，盡管油田進(jìn)入高含水開發(fā)期，但采出程度僅為24.69%，儲(chǔ)層中仍然存在多種類型的剩余油，具備挖潛的物質(zhì)基礎(chǔ)［7］。

(1)“十一五”期間，采取部署點(diǎn)狀補(bǔ)位井和套管變形井更新挖掘剩余油潛力，取得了較好效果。新鉆井油層水淹狀況與前期剩余油研究結(jié)果吻合程度高。新鉆井初期日產(chǎn)油為8.7 t/d，比周圍老井高7.1 t/d，穩(wěn)定日產(chǎn)油為3.2 t/d，含水為64.4%，低于老井含水15個(gè)百分點(diǎn)，這為側(cè)鉆井的實(shí)施奠定了認(rèn)識(shí)基礎(chǔ)。

(2)隨著油田進(jìn)入高含水開發(fā)期，平面上剩余油分布日趨復(fù)雜、零散，規(guī)模部署新井經(jīng)濟(jì)效益較差，而依靠現(xiàn)有套管變形井的井筒單靶或多靶定向側(cè)鉆能高效地挖掘剩余油資源，完善單砂體注采井網(wǎng)，從而提高二次采油采收率。

(3)扶楊油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，層間動(dòng)用差異大，目前物性相對(duì)差的二級(jí)主力層剩余儲(chǔ)量大，在現(xiàn)有的一套注采井網(wǎng)、油井合采情況下進(jìn)一步動(dòng)用難度大。根據(jù)油層水淹狀況研究，老井側(cè)鉆后單注、單采能夠有效動(dòng)用水淹程度低的二級(jí)主力層。

(4)油田地處查干湖自然保護(hù)區(qū)，利用現(xiàn)有老井井場(chǎng)，實(shí)施側(cè)鉆，可以有效減少新井占地，并減小環(huán)保壓力。

(5)油層埋藏淺，可有效降低側(cè)鉆井成本，提高工藝適應(yīng)性，經(jīng)濟(jì)可行性比較好。

3.2 側(cè)鉆方式的確定

根據(jù)現(xiàn)有的側(cè)鉆工藝技術(shù)，主要有套內(nèi)開窗側(cè)鉆和取套側(cè)鉆2種方式。

開窗側(cè)鉆適用于油層以上套管狀況較好的井。不足之處是受施工條件限制，水平位移相對(duì)小，多用于換井底型側(cè)鉆井。優(yōu)點(diǎn)是可節(jié)省開窗點(diǎn)以上井段鉆井工程(鉆進(jìn)、套管、固井)費(fèi)用，投資費(fèi)用相對(duì)低。

取套側(cè)鉆適用于油層以上套管嚴(yán)重?fù)p壞且地質(zhì)要求有一定位移的井。這種側(cè)鉆井可以設(shè)計(jì)成單靶或雙靶定向井，提高挖潛的多樣性。優(yōu)點(diǎn)是拔出套管可修復(fù)再利用，同時(shí)現(xiàn)有完井、測(cè)井和固井技術(shù)、采油配套工藝完全適應(yīng)。缺點(diǎn)是取套工藝技術(shù)要求高，投資費(fèi)用相對(duì)高。

根據(jù)對(duì)新立油田套管使用情況和套管變形井井況研究，綜合考慮現(xiàn)有工程技術(shù)現(xiàn)狀，確定主要采取開窗側(cè)鉆方式?？紤]油田特殊的地質(zhì)條件，確定側(cè)鉆井以油井為主，套變注水井采取更新方式。

4 側(cè)鉆井部署和實(shí)施效果

4.1 側(cè)鉆井部署原則

為了有效挖掘剩余油潛力，提高油田最終采收率，制訂了側(cè)鉆井部署原則:①立足長(zhǎng)遠(yuǎn)和現(xiàn)有井網(wǎng)，宏觀上不打亂線狀注采井網(wǎng)的總體格局;②側(cè)鉆井部署重點(diǎn)以挖掘剩余油為主;③根據(jù)老井的油層條件和產(chǎn)狀，確定側(cè)鉆井的經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量和效益界限;④以動(dòng)用弱水淹的次要主力層為主，避免人為造成新的平面和層間矛盾。

4.2 側(cè)鉆井設(shè)計(jì)類型和實(shí)施效果

4.2.1 挖掘構(gòu)造型剩余油側(cè)鉆井

主要是利用側(cè)鉆井挖掘斷層遮擋區(qū)難以動(dòng)用儲(chǔ)量和在微構(gòu)造高點(diǎn)處形成的剩余油。實(shí)施2口井，平均鉆遇油層10層，鉆遇砂巖厚度為33.2 m，射孔厚度為7.6 m，投產(chǎn)后平均單井日產(chǎn)液為11.3 t/d，日產(chǎn)油為4.4 t/d，含水為61.1%，比周圍老井含水低10個(gè)百分點(diǎn)，產(chǎn)油量是老井的4倍。如JC10－3井垂直斷層傾向、側(cè)鉆到正斷層下盤的構(gòu)造高部位，挖掘斷層附近的剩余油。開窗位置為1 006.1 m，側(cè)鉆井深為1 006.1～1 366.0 m，水平位移為39.22 m，下入套管外徑為101.6 mm，內(nèi)徑為86.0 mm(圖1)。該井投產(chǎn)后穩(wěn)定日產(chǎn)油為4.9 t/d，含水為56.5%。

圖1 挖掘構(gòu)造型剩余油側(cè)鉆井典型剖面

4.2.2 換井底恢復(fù)儲(chǔ)量型側(cè)鉆井

針對(duì)原有油井因套管變形嚴(yán)重、大修無(wú)法修復(fù)，生產(chǎn)能力不能有效發(fā)揮甚至停產(chǎn)的油井，通過(guò)側(cè)鉆換井底，恢復(fù)對(duì)原有儲(chǔ)量的控制，完善注采井網(wǎng)。試驗(yàn)1口井，JC11－24井鉆遇油層7層，鉆遇砂巖厚度為23.8 m，射孔厚度為7.0 m，投產(chǎn)后日產(chǎn)液為2.7 t/d，日產(chǎn)油為2.7 t/d(圖2)。

圖2 換井底型側(cè)鉆井典型剖面

4.2.3 挖掘儲(chǔ)層剩余油型側(cè)鉆井

主要針對(duì)3種類型的剩余油實(shí)施側(cè)鉆井。①由于砂體幾何形態(tài)與井網(wǎng)不匹配而形成的有注無(wú)采型剩余油，河道相砂體邊部、決口扇微相、席狀砂微相等弱水驅(qū)部位的剩余油富集區(qū)，由于砂體發(fā)育變化而形成的單向受效型剩余油;②由于層間差異造成的層間干擾型剩余油;③注水井間、油井間的注采滯留區(qū)型剩余油。試驗(yàn)3口井，平均鉆遇油層11層，鉆遇砂巖厚度為31.0 m，射孔厚度為10.4 m，投產(chǎn)后日產(chǎn)液為9.9 t/d，日產(chǎn)油為5.1 t/d，含水為48.5%，含水比周圍老井低30個(gè)百分點(diǎn)以上。圖3中的JC12－7井根據(jù)三維地震與儲(chǔ)層精細(xì)對(duì)比技術(shù)對(duì)儲(chǔ)層進(jìn)行預(yù)測(cè)，針對(duì)19號(hào)小層油砂體邊部進(jìn)行側(cè)鉆，投產(chǎn)只動(dòng)用該層，射開厚度為4.2 m，日產(chǎn)液為 15.0 t/d，日產(chǎn)油為 3.6 t/d，含水為76.0%。

圖3 挖掘單砂體邊部剩余油側(cè)鉆井典型剖面

5 結(jié)論

(1)新立油田高含水期應(yīng)用側(cè)鉆井挖掘剩余油的試驗(yàn)表明，應(yīng)用側(cè)鉆井技術(shù)可以有效完善注采井網(wǎng)、挖掘剩余油，具有較好經(jīng)濟(jì)效益。

(2)深化剩余油研究，找準(zhǔn)剩余油富集區(qū)，是降低風(fēng)險(xiǎn)提高側(cè)鉆井效果的關(guān)鍵。

［1］李道品.低滲透油田開發(fā)［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1997:37－52.

［2］朗兆新.油藏工程基礎(chǔ)［M］.東營(yíng):石油工業(yè)出版社，1991:110－120.

［3］段秋者，等.孔隙介質(zhì)中非混相微觀驅(qū)替機(jī)理及影響因素［J］.西南石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2001，23(6):41－43.

［4］王明健，等.唐莊地區(qū)沙河街組構(gòu)造特征及油氣富集［J］.特種油氣藏，2009，16(2):27 －36.

［5］吳瓊，等.新立油田注水井轉(zhuǎn)抽油井的機(jī)理研究［J］.復(fù)雜油氣田，2007，16(1):41 －44.

［6］吳瓊，等.新立油田低滲透油層裂縫測(cè)井識(shí)別方法研究［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2007，26(2):112－115.

［7］陸惠民，等.更新補(bǔ)位井的有效利用率及其可行性［J］．大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，1988，7(1):43 －47.

Pilot test of sidetrack drilling at high water cut stage for Xinli oilfield

WU Qiong，GAO Wei，LI Nan，LIU Qiu －li，MA Chun －bo
(Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan，Jilin138000，China)

The characteristics of residual oil distribution at high water cut stage have been studied for the Fuyang reservoir in Xinli oilfield，and the residual oil has been classified into 3 categories of uncompleted injection－production type，reservoir type and structural type which include 12 styles．It has been decided to employ sidetrack drilling as the major technology according to the features of casing deformation in this oilfield．Six sidetracking pilot wells have been placed respectively for the 3 categories of residual oil．The pilot wells have an average daily liquid production of 9.2 t/d，oil production of 4.5 t/d，which is 3.5 times of the existing wells．This technology has provided a broad potential for producing residual oil from casing deformation wells．

casing deformation;residual oil distribution;sidetrack drilling;high water cut stage;Xinli oilfield

TE357

A

1006－6535(2011)05－0079－04

20110209;改回日期20110526

中油吉林油田公司“新立油田二次開發(fā)”技術(shù)攻關(guān)項(xiàng)目(ER20100109)

吳瓊(1970－)，男，高級(jí)工程師，1995年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油地質(zhì)專業(yè)，2009年碩士畢業(yè)于東北石油大學(xué)地質(zhì)工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)和科研工作。

編輯 孟凡勤