底水油藏水平井分段開采研究與設(shè)計——以大港油田莊海8館陶組為例

竇松江，孫超囡，李云鵬，李　濤，何淑梅，劉天鶴

底水油藏水平井分段開采研究與設(shè)計——以大港油田莊海8館陶組為例

竇松江，孫超囡，李云鵬，李濤，何淑梅，劉天鶴

（中國石油大港油田勘探開發(fā)研究院，天津300280）

摘要：目前國內(nèi)絕大多數(shù)底水油藏采出程度較低，開發(fā)效果不理想，如何進一步提高該類油藏的采收率，是油藏工程技術(shù)人員不斷的追求與奮斗的目標(biāo)。以大港埕海油田莊海8館陶組底水油藏為例，通過對經(jīng)驗與教訓(xùn)的分析，開展了非均質(zhì)底水油藏中不規(guī)則井身軌跡的水平段壓降、流量等沿程分布規(guī)律的研究，定量描述底水油藏水平井水平段內(nèi)部流量及壓力的分布，明確底水錐進規(guī)律。以此為基礎(chǔ)進行水平井優(yōu)化設(shè)計，結(jié)合儲層分布、水平井完鉆軌跡、油藏波及動用范圍，提出水平井防砂完井分段采油技術(shù)方式，實現(xiàn)長水平段內(nèi)生產(chǎn)壓差有效控制，實現(xiàn)了水平段內(nèi)均衡的采油。理論與實際生產(chǎn)證明，水平井分段開采是不分段開采產(chǎn)量的2倍以上。底水油藏水平井分段開采技術(shù)的研究與試驗，起到了控水增油的效果，為國內(nèi)外此類油藏水平井改善開發(fā)效果探索了新的途徑。

關(guān)鍵詞：底水油藏；水平井；定量描述；優(yōu)化設(shè)計；分段開采

大港埕海莊海8館陶組是一套典型的中淺層高孔高滲型底水構(gòu)造油藏，原油性質(zhì)屬偏重質(zhì)低凝高黏，底水能量較充足，隔夾層不發(fā)育，底部發(fā)育底水厚度與油層厚度比例約為1∶1，該油藏地處灘海區(qū)域，受復(fù)雜地表、地質(zhì)條件的影響，需采用海油陸采方式，采油人工島距該油藏水平位移2 500 m，方案部署規(guī)模采用3口大位移水平井橫穿河道呈近東西向布井，水平段長度455～829 m；投入開發(fā)后初期產(chǎn)量102～251 t/d，受原油物性和儲層非均質(zhì)性的影響，生產(chǎn)過程中表現(xiàn)出如下開采特點：①水平井開發(fā)無水采油期短（18天），產(chǎn)量遞減快，底水錐進速度快；②水驅(qū)動用程度低，水驅(qū)動態(tài)儲量36×104t，儲量動用程度僅8.7%；③單井累計產(chǎn)油量低，未能充分發(fā)揮水平井長水平段開發(fā)的優(yōu)勢。面對不理想的開發(fā)現(xiàn)狀，借助國家科技重大專項“歧口灘海油田高效開發(fā)綜合配套技術(shù)研究與應(yīng)用”項目（2008ZX05015—005），開展了相應(yīng)的技術(shù)攻關(guān)研究。

1　水平井地質(zhì)模型建立及敏感性分析

該區(qū)館陶組底水油藏，縱向上油水層間夾層不發(fā)育，平面非均質(zhì)性較強，水油黏度比大，水體體積大，初期較高的液量，致使底水上錐速度快、產(chǎn)量遞減大，油藏動用程度較低。為了剖析館陶組含水上升規(guī)律，尋求改善目前開發(fā)現(xiàn)狀的有效方法，利用建模、數(shù)模一體化技術(shù)，根據(jù)新鉆井、生產(chǎn)井的實際情況，不斷完善油藏動靜態(tài)模型。在平面上選擇網(wǎng)格步長為20 m×20 m，縱向上針對隔、夾層的發(fā)育情況及儲層沉積規(guī)律，模擬小層厚度精細到0.4～0.5 m，其模型網(wǎng)格節(jié)點總數(shù)473 472個。在儲層建模基礎(chǔ)上開展數(shù)值模擬，通過隔夾層分布、水平井位置、長短、井距、生產(chǎn)壓差等分析，探索改善開發(fā)效果的途徑[1]。

1.1隔夾層影響分析

該區(qū)穩(wěn)定的隔夾層不發(fā)育，但局部仍發(fā)育粉砂質(zhì)泥巖或泥質(zhì)粉砂巖隔夾層，為此分別在有隔層、有夾層、及無隔夾層的區(qū)域設(shè)計水平井，水平段為300 m，生產(chǎn)壓差為0.5 MPa，縱向位置位于油層頂部2 m，對比各項生產(chǎn)指標(biāo)變化情況。無隔夾層投產(chǎn)初期便高含水；當(dāng)水平井底部有隔層、巖性夾層時，累產(chǎn)1萬噸原油含水分別為50%、70%。

1.2水平段方位分析

研究采用定生產(chǎn)壓差計算，生產(chǎn)壓差取值為0.5 MPa，水平段縱向位置位于油層頂部2 m，對切河道發(fā)育方向與順河道發(fā)育方向兩種水平段方位進行模擬計算，水平段長分別為200、300、400、500 m，見表1。

表1　水平段順、切河道產(chǎn)量效果對比

從計算結(jié)果來看，無論水平段多長，順河道發(fā)育方向布井開采效果均好于切河道發(fā)育方向布井，特別是水平段越長，水平段方位影響越明顯。

1.3水平段長度研究

同樣采用定生產(chǎn)壓差計算，生產(chǎn)壓差取值為0.5 MPa，水平段縱向位置位于油層頂部2 m，采用枯竭式生產(chǎn)，水平段長分別從200、300、400、500、600、700、800 m進行對比計算。從水平段為500 m長作為變化拐點，產(chǎn)量增加幅度變緩；建議設(shè)計井水平段長時，應(yīng)根據(jù)儲層沉積情況選擇相對穩(wěn)定水平段長布井。

1.4采油井距研究

采用水平段縱向位置位于油層頂部2 m，水平段長為300 m，生產(chǎn)壓差0.5 MPa，采油井距分別為100、150、200、250、300、350 m，對比生產(chǎn)指標(biāo)。從模擬結(jié)果來看，采油井距為150 m時，開發(fā)效果最好；采油井距為100、200 m時累采油量相近，井距越大時累產(chǎn)油效果越差。

1.5采油井水平段縱向位置研究

采用水平段長為300 m，生產(chǎn)壓差為0.5 MPa，對比縱向位置位于距油層頂1/6、1/5、1/4、1/3、1/2、2/3、3/4處等方案的各項生產(chǎn)指標(biāo)變化情況得出，當(dāng)距油層頂1/6～1/3時，其含水95%累計產(chǎn)油量非常接近，而處于1/2時其最終累產(chǎn)油量只有前面類型的60%；當(dāng)距油層頂2/3、3/4時開發(fā)效果非常差。

1.6采油井合理工作制度及產(chǎn)液量研究

采用水平段縱向位置位于油層頂部2 m，水平段長為300 m，對比不同生產(chǎn)壓差條件進行模擬計算，生產(chǎn)壓差分別為0.3、0.5、0.7、0.9、1.1 MPa。

從模擬結(jié)果來看，不同生產(chǎn)壓差條件下含水95%時累產(chǎn)效果差別不大，只是生產(chǎn)壓差越小，無水采油期相對較長；生產(chǎn)壓差越大，無水采油期越短；當(dāng)生產(chǎn)壓差0.5 MPa時，初期采液量控制在50 m3左右，開發(fā)效果較好。

1.7底水油藏水平井產(chǎn)能影響因素敏感性分析與評價

根據(jù)底水油藏水平井產(chǎn)能公式：

式中：qoh為水平井的產(chǎn)量，m3/d；ke為儲層有效滲透率，10-3μm2；h為儲層厚度，m；△p為生產(chǎn)壓差，MPa；μo為原油黏度，mPa·s；Bo為原油地層體積系數(shù)；L為水平段長度，m；rw為井眼半徑，m；Zw為以水平井縱向位置距油水界面深度，m；β為滲透率各向異性指數(shù)。

對比相同生產(chǎn)條件下，計算水平段長度L、油層厚度h、原油黏度μo、滲透率各向異性β及水平段縱向位置Zw等參數(shù)的敏感性。由計算結(jié)果可知，當(dāng)產(chǎn)能在-2～2倍的范圍內(nèi)變化時，油層厚度h對其影響最大，其后依次是水平井段長度L、原油黏度μo、水平井縱向位置Zw及不同滲透率異向性比（圖1）。

圖1　底水油藏水平井產(chǎn)能影響因素敏感性分析

2　水平段內(nèi)部動用規(guī)律研究

2.1運用“多段井模塊”開展水平段內(nèi)部動用規(guī)律研究[2]

采用斯倫貝謝公司Eclipse軟件中的“多段井模塊（Multisegment Well Model）”模擬器進行模擬計算，該模塊對于模擬水平井具有一定優(yōu)勢，可將水平段按照需要細分成多個計算節(jié)點分別描述，避免了水平段受網(wǎng)格步長的影響而形成的軌跡誤差；計算過程中考慮因摩擦、重力壓頭及加速度等影響而產(chǎn)生的壓力損失，準(zhǔn)確地進行水平段壓降和流量分析；可獲得每個水平段微元在不同時間的流量、壓力、含水等動態(tài)監(jiān)測無法獲取的生產(chǎn)指標(biāo)，為生產(chǎn)分析提供可靠的依據(jù)。

2.2均質(zhì)油藏水平井水平段開采規(guī)律分析

均質(zhì)油藏水平井由油藏流入水平井井筒的流量、壓力沿水平段分布具有較強的規(guī)律性。流量分布總體上呈現(xiàn)兩頭（始端和水平井末端）大，中間小的分布形態(tài)（圖2）；壓力的分布從水平井的末端至生產(chǎn)端壓力逐漸降低，生產(chǎn)壓差逐漸增大（圖3）。

圖2　流量沿水平段分布曲線

圖3　生產(chǎn)壓差沿水平段分布曲線

2.3非均質(zhì)油藏水平井水平段開采規(guī)律分析

針對莊海8館陶組實際非均質(zhì)油藏，受地面井場條件的限制，設(shè)計水平井皆為橫切河道鉆井，水平段內(nèi)部存在著一定的物性差異。利用水平井“多段井模塊”進行模擬計算，結(jié)果表明：在實際儲層中，水平井水平段中每個段受縱向位置、滲透率、壓力損失的綜合影響，反映出與均質(zhì)條件下不同的生產(chǎn)特征。莊海8Ng-H1井水平井軌跡起伏較大，呈前低后高形式，其位置越低、壓力損失越大，生產(chǎn)壓差越大（圖4），故底水延水平段最低處上錐速度最快，使得水平段后端近358 m未動用（占水平段長的43.2%）。

圖4　Ng-H1井沿水平段產(chǎn)量、生產(chǎn)壓差分布曲線

莊海8Ng-H2井水平井實鉆軌跡基本水平，水平段內(nèi)部生產(chǎn)壓差變化反映出始端高，其后逐漸降低的關(guān)系。由于水平段內(nèi)部形成的綜合壓降損失較小，故水平段內(nèi)部生產(chǎn)壓差變化較小（圖5），僅水平段后端近70 m未動用[3]。

圖5　Ng-H2井沿水平段產(chǎn)量、生產(chǎn)壓差分布曲線

3　底水油藏水平井“分段開采”理念的提出

3.1實際生產(chǎn)證實該油藏水平井動用范圍小

2009年底該區(qū)有一口過路井鉆遇館陶油層，與莊海8Ng-H2井相距60 m，莊海8Ng-H2井已較大液量生產(chǎn)近兩年，過路井的油水界面與原油藏一致，說明實際生產(chǎn)的水平井橫向波及范圍較小，絕大部分的儲量仍未動用。

3.2理論模擬三口水平井水平段內(nèi)部動用存在差異

三口水平井水平段長度在455～829 m，由于實際油藏不可避免的非均質(zhì)性，水平段過長，底水沿高滲帶進入水平段后，會形成部分水平段（特別是后端）不能發(fā)揮生產(chǎn)作用，造成不必要的浪費；同時水平段越長，水平井鉆井軌跡越不容易控制，而且水平井產(chǎn)能并不是隨水平段長度而無限增大。

3.3原采油井距可以適當(dāng)加密調(diào)整

從模擬結(jié)果來看，采油井距為150 m時，開發(fā)效果最好，井距越大時累產(chǎn)油效果越差，原300 m的水平井井距可以進行加密調(diào)整。

3.4綜合分析提出水平井分段開采理念

結(jié)合實際儲層分布、水平井配置情況及射孔方式的優(yōu)化，提出了適合灘海大位移長水平段水平井的“分段開采”技術(shù)思路，即水平井一次性鉆遇長水平段。根據(jù)實鉆情況選取物性、巖性相對均質(zhì)段進行分段射孔、分段開采，每段水平段控制在200 m左右，封隔器封隔段要大于60 m，使第二段開采時不受第一段含水的影響，確保開發(fā)動用儲量的可靠性，實現(xiàn)少投資，逐段動用，一口井作多口井使用，在控制底水錐進速度的同時，達到提高油藏儲量動用程度和最終采收率的效果。

3.5區(qū)塊水平井方案設(shè)計

采用水平段縱向位置位于油層頂1/3處，水平段長為700 m左右，初期采油量控制在50 m3左右，方案共部署水平井8口。設(shè)計三套開采方案。方案一：根據(jù)水平井鉆遇情況，分三段進行射孔獨立開發(fā)，段與段之間下封隔器進行封堵；方案二：一次性全部射孔生產(chǎn)；方案三：分三段開發(fā)，但分段期間沒有任何封堵措施。通過計算對比可以得知方案一明顯要比其他兩種開采方式要好，而且分段開采最終累產(chǎn)油能達到其他兩種開采方式的2倍左右，區(qū)塊最終采收率提高10%，效果明顯；從油藏數(shù)值模擬結(jié)果來看，盡管采用分段開采，但對高含水井段不采取封堵措施，含水略微降低，效果不是非常明顯，與水平段一次性全部投產(chǎn)的效果差別不大[4]。

4　水平井分段采油與防砂完井優(yōu)化

4.1分段采油技術(shù)研究與優(yōu)化

為了有效延緩底水錐進，改善底水油藏水平井開發(fā)效果，比較有效的控制壓差生產(chǎn)，開展了水平段均衡采油方式的研究與應(yīng)用。主要包括以下幾個方面：

一是中心管采油，在水平段插入直徑小于井眼或套管（篩管）的生產(chǎn)管柱，使沿程壓降和流入剖面都比普通完井方式平緩，從而延緩底水錐進。

二是篩管＋盲管，針對裸眼完井，國內(nèi)主要采用篩管、盲管長度比例與位置關(guān)系實現(xiàn)平衡。

三是分段采油，對于水平段長、非均質(zhì)嚴(yán)重的水平井，利用封隔器將水平段分為幾段，優(yōu)化完井參數(shù)，逐段上返開采，實現(xiàn)平衡采油。

4.2完井方式的優(yōu)化

通過對各種完井方式的對比分析，原有的裸眼礫石充填在現(xiàn)有技術(shù)條件下無法實施分段完井，而且費用高；而采取篩管完井則既滿足防擋砂的需要，又可以實現(xiàn)分段完井，滿足分段平衡采油的需要，并通過篩管的變孔密設(shè)計，還可改善流入剖面。

第一口分段開采井莊海8Ng-H8，其完井結(jié)合實鉆軌跡及水平段解釋結(jié)果，在分段完井工藝上，管外應(yīng)用了遇油遇水膨脹封隔器，管內(nèi)預(yù)設(shè)了一組插入式封隔器，將水平段分為兩段，前后兩段均采用了變參數(shù)的星孔篩管，首先對末端進行生產(chǎn)。

4.3水平井分段開采實施成效

通過實施水平井分段開采后，其效果較為顯著。莊海8Ng-H8井初期實施了控液量生產(chǎn)，含水上升速度明顯低于未分段的鄰井，未分段鄰井莊海8Ng-H1、莊海8Ng-H2、莊海8Ng-H3井達到90%；特高含水期的平均生產(chǎn)時間為171天，此時平均單井累積產(chǎn)油量為13 511 t，而莊海8Ng-H8井截止目前第一段220 m已連續(xù)生產(chǎn)710天（其中無水采油期為60天），含水為65%，已累積采油18 176 t。該種水平井段平衡流量的配套工藝已獲得國家專利授權(quán)。

5　結(jié)論

（1）通過精細地質(zhì)模型的建立，對3口已生產(chǎn)井開展不同影響因素分析，除隔夾層外，油層厚度與水平井段長度對水平井產(chǎn)能敏感性較強。

（2）底水油藏全水平段投產(chǎn)，其內(nèi)部動用存在較大差異，會形成部分水平段（特別是末端）不能發(fā)揮生產(chǎn)作用。

（3）采用水平井分段開采后有效緩和水平井段底水錐進不均的矛盾；在相同累積產(chǎn)量條件下，分段開采井產(chǎn)量穩(wěn)定、含水上升速度慢，分段開采見到了明顯的效果。

參考文獻：

[1] 竇松江，孫超囡，賈玉梅，等. 灘海油田開發(fā)初期的地質(zhì)建模研究[J]. 海洋石油，2008，28(1):13-18.

[2] 李保柱，宋文杰，紀(jì)淑紅，等. 水平井水平段壓力分布研究[J].石油學(xué)報，2003，24(2):97-100.

[3] 周生田，張琪. 水平井水平段壓降的一個分析模型[J]. 石油勘探與開發(fā)，1997，24(3):49-52.

[4] 竇松江，趙平起. 水平井隨鉆地質(zhì)導(dǎo)向方法的研究與應(yīng)用[J].海洋石油，2009，29(4):77-82.

中圖分類號：TE349

文獻標(biāo)識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2012.03.081

基金項目：國家科技重大專項“歧口灘海油田高效開發(fā)綜合配套技術(shù)研究與應(yīng)用”（2008ZX05015—005）部分成果。

收稿日期：2012-02-24；改回日期：2012-07-10

第一作者簡介 ：竇松江，男，1966年生，2005年獲中國地質(zhì)大學(xué)博士學(xué)位，現(xiàn)為大港油田勘探開發(fā)研究院教授級高工，主要從事開發(fā)地質(zhì)研究。

文章編號：1008-2336（2012）03-0081-05

Research and Design on the Segregated Production with Horizontal Well in Bottom Water Reservoir ——An Example of Guantao Formations in Zhuanghai 8 Block in Dagang Oil Field

DOU Songjiang, SUN Chaonan, LI Yunpeng, LI Tao, HE Shumei, LIU Tianhe
（Exploration & Deνelopment Research Institute of PetroChina Dagang Oil fi eld Company, Tianjin 300280, China）

Abstract:At present, the oil recovery percent is low in most of the bottom water reservoirs, and the oil production results are always not satisfactory. How to enhance the oil recovery of such reservoirs, this is the pursuit and goal for all reservoir engineers. With the bottom water reservoir in Neogene Guantao formations of Zhuanghai 8 block in Dagang oil fi eld as an example, through analysis of the experiences and developemt lessons in this kind of bottom water reservoirs, we have conducted the research on the pressure drop and fl ow regularity along the way of irregular wellbore trajectory in horizontal segment in heterogeneous bottom water reservoir, and quantitative analysis about the pressure and fl ow regularity within horizontal segment in horizontal well, and made clear about bottom water coning regularity. On the basis of the study results, the design of horizontal well has been optimized. In addition, combining with the study about reservoir distribution, the trajectory of the horizontal well, water fl ooding sweep and producing region of reservoirs, the technique of sand control completion and segmented exploitation in horizontal well is proposed. This technique is very effective in controlling producing pressure drop within long horizontal segment, and the equilibrium oil recovery in horizontal segment has been achieved with this technique. It has been proved through the actual production that the production rate has increased by two times or more with segmented exploitation method compared with not using this method. The water cut has been controlled and oil production has increased by using this technique, which provides a new method to improve oil development results in hori-zontal well for such reservoirs at home and abroad.

E-mail：dsj196612@sina.com。

Key words:bottom water reservoir; horizontal well; quantitatively describe; optimizing design; segmented exploitation