低含油飽和度底水油藏水平井開發(fā)技術(shù)——以高淺北區(qū) Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層為例

李本維，龔晶晶，雷占祥，駱紅梅，李海東，溫玉煥

（1．中國石油冀東油田公司，河北唐山063004；2．中國石油南美公司；3．中國石油勘探開發(fā)研究院）

高淺北區(qū)Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層底水能量充足，儲層疏松，利用定向井試采時(shí)不產(chǎn)液，易出砂，儲量難動用。2004～2005年先后有12口水平井部署在油藏高部位，證實(shí)了水平井與定向井相比具有降低生產(chǎn)壓差、泄油面積大的特點(diǎn)，在控制底水和防砂方面具有優(yōu)勢［1－2］。2006～2009年另有10口水平井進(jìn)一步在油柱高度相對較大區(qū)域進(jìn)行了推廣，但對于底水油藏水平井開發(fā)技術(shù)政策下限認(rèn)識不清。2010年，利用數(shù)值模擬技術(shù)和油藏工程方法研究了該油藏的水驅(qū)特點(diǎn)和剩余油分布規(guī)律，論證了該油藏的開發(fā)技術(shù)政策，重新進(jìn)行了整體部署，累計(jì)完鉆17口水平井。

通過部署水平井和小井眼側(cè)鉆水平井，逐漸形成針對該類油藏的水平井設(shè)計(jì)、化學(xué)堵水和CO2吞吐控水增油三步走開發(fā)技術(shù)。

1 低含油飽和度油藏特征

1．1 油藏地質(zhì)特征

高淺北區(qū)油藏整體為一北西－南東向展布的寬緩斷鼻狀低幅度構(gòu)造，Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層為新近系館陶組辮狀河沉積地層，儲層埋深在1 690～1 8 2 0 m，巖性粗，分選較差，膠結(jié) 疏松，泥 質(zhì)含量10．2%，孔隙度31%，滲透率（796．5～1107．6）×10－3μm2，非均質(zhì)性嚴(yán)重。地層條件下原油密度為0．9106 g／cm3，粘度90．34 mPa·s，屬于常規(guī)稠油油藏。

Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層平均含油飽和度45．4%～53．5%，存在可動用水，是典型的低含油飽和度油藏，油層均厚2．6～7．8 m，底水厚度最大達(dá)20 m以上。由于油柱高度小，含油飽和度低，頂部油層被稱為“油帽子”。層內(nèi)縱向上由頂部至底部油水界面處含油飽和度逐漸降低，例如G308－4井油層厚20 m時(shí)頂?shù)缀惋柡投炔钸_(dá)到20%（圖1）。

研究認(rèn)為油藏低含油飽和度受儲層、流體物性和構(gòu)造因素影響［3－5］。儲層親水，大量小孔隙和微孔隙被水占據(jù)，油驅(qū)水置換程度低，導(dǎo)致含油飽和度偏低，地層水飽和度高。另外，構(gòu)造幅度低，油柱高度小，毛管力作用影響油水成層分異也是低含油飽和度的成因。

圖1 G308－4井測井解釋成果

1．2 生產(chǎn)特征

低含油飽和度油藏開發(fā)特征明顯不同于常規(guī)油藏，沒有無水采油期，含水率表現(xiàn)為迅速上升－穩(wěn)定段－緩慢上升段［6］。高淺北區(qū)Ng6等4個(gè)油層油井初期含水率平均28．7%，投產(chǎn)60 d后達(dá)到85%，進(jìn)入穩(wěn)定階段，含水率略有降低，投產(chǎn)160 d后進(jìn)入緩慢上升階段，200 d后含水率達(dá)到90%以上。

早期定向井不能正產(chǎn)生產(chǎn)，應(yīng)用水平井及配套防砂、酸洗技術(shù)能很好地解決顆粒運(yùn)移問題［7］。

1．3 剩余油分布特征

早期油藏高部位水平井開發(fā)后，底水突進(jìn)導(dǎo)致高部位出現(xiàn)水脊體，而無水平井控制的中、低部位和斷層附近，以及井距較大的水平井井間，仍有大量原油無法動用。在有利構(gòu)造部署完后，繼續(xù)挖潛這些區(qū)域的剩余油對水平井設(shè)計(jì)提出了更高的要求。

2 水平井設(shè)計(jì)

2．1 水平井合理位置

對于存在無水采油期的高含油飽和度油藏，水平井距離底水越近，底水驅(qū)動力越大，水平井越容易獲得最大產(chǎn)能，但見水時(shí)間越早。對于高淺北區(qū)低飽和度油藏，垂向上頂、底含油飽和度差異大，水平井越靠近底水初始含水率越高，生產(chǎn)后含水上升速度越快。由于底水能量強(qiáng)，垂向滲透率高，水平井在頂部時(shí)供液依然充足。水平井部署在底部，通過增加液量增油的方式在經(jīng)濟(jì)上不可取，應(yīng)盡可能靠近層頂以減少底水突進(jìn)，同時(shí)避免進(jìn)入頂部泥巖層導(dǎo)致生產(chǎn)時(shí)無液量。數(shù)值模擬計(jì)算表明，水平井合理位置為距離油水邊界9／10h處（h為油層厚度），即“擦頭皮”部署油井。圖2為水平井段長120 m，油層厚10 m時(shí)距離底水不同位置處累計(jì)產(chǎn)油－時(shí)間曲線。

圖2 距離底水不同位置處累計(jì)產(chǎn)油－時(shí)間曲線

辮狀河砂體內(nèi)有時(shí)發(fā)育泥質(zhì)非滲透夾層，厚度0．5～2．0m，平面范圍長寬150 m×100 m～800 m×500 m，通常沿物源方向連續(xù)性好。在夾層上方部署水平井可延長底水脊進(jìn)時(shí)間。

2．2 水平井段合理長度

油層厚度和垂向滲透率一定時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油與水平段長度成正比，增加水平段長度可增加單井控制地質(zhì)儲量，有利于減少鉆井?dāng)?shù)量，節(jié)約投資。實(shí)際生產(chǎn)中受構(gòu)造、含油面積、相鄰生產(chǎn)油井、薄油層中井軌跡控制難度的影響，合理部署方式為沿構(gòu)造等高線部署，與鄰井保持合理距離，不能為增加長度而降低避水厚度，應(yīng)避免水平段靠近底水導(dǎo)致油井快速水淹，水平段長度120～200 m能滿足生產(chǎn)要求。有夾層發(fā)育時(shí)，水平段長度可適當(dāng)減小，但不宜低于60 m（圖3）。

2．3 最小油層厚度

水平段長度增加，有利于提高累計(jì)產(chǎn)油；垂向滲透率大，容易導(dǎo)致底水更快速脊進(jìn)；水平滲透率大，有利于擴(kuò)大泄油半徑，增加油井產(chǎn)量；油層厚度增加，有利于油井避開底水。水平井段長度和垂向滲透率一定時(shí)，累計(jì)產(chǎn)油與油層厚度成正比。以水平段長度最小120 m為例，無夾層時(shí)，為確保油井經(jīng)濟(jì)上可行，生產(chǎn)10年累計(jì)產(chǎn)油不得低于0．5×104t，最小油層厚度應(yīng)大于5 m；有夾層發(fā)育時(shí)，最小油層厚度不宜小于3 m（圖3）。

圖3 不同油層厚度、水平段長度、夾層發(fā)育條件下生產(chǎn)10年累計(jì)產(chǎn)油

2．4 最小井距

油層厚度5 m時(shí)，油水界面附近水錐半徑在80～100 m；油層厚度10 m時(shí)，油水界面附近水錐半徑在100～120 m。兩井水錐體間剩余油難以動用，新井部署應(yīng)盡量避開水錐影響，且能控制一定量的地質(zhì)儲量，距離鄰井平面距離最小應(yīng)為160～200 m。

3 水平井控水增油技術(shù)

水平井生產(chǎn)過程中堵水和CO2吞吐是控水增油技術(shù)。由于實(shí)際構(gòu)造與預(yù)計(jì)有差異，實(shí)鉆中水平井軌跡與設(shè)計(jì)往往有出入。儲層非均質(zhì)性和井身軌跡對水平井出水規(guī)律影響大［8－9］。生產(chǎn)過程中容易出現(xiàn)局部井段高度水淹，可通過化學(xué)堵水實(shí)現(xiàn)控水。當(dāng)?shù)姿婕惯M(jìn)，可實(shí)施CO2吞吐，改善原油流動性，進(jìn)一步驅(qū)替井筒周圍殘余油。

3．1 水平井段化學(xué)堵水

3．1．1 水平井段找水

機(jī)械找水發(fā)現(xiàn)高淺北區(qū)水平井出水規(guī)律是：跟端采液強(qiáng)度一般最大，當(dāng)跟端物性差時(shí)，靠近跟端的中部井段采液強(qiáng)度最大（此時(shí)中部井段相當(dāng)于跟端），是主產(chǎn)液段；水平段趾端往往采液強(qiáng)度最小，甚至不產(chǎn)液；當(dāng)水平井軌跡明顯有高程差時(shí)，距離底水最近處往往是主產(chǎn)液段；水平段物性有較大差異時(shí)，物性較好井段是主產(chǎn)液段。

3．1．2 選擇性化學(xué)堵水

選擇性化學(xué)堵水比常規(guī)的油井堵水技術(shù)（如機(jī)械卡封高含水層、水泥堵炮眼等）具有優(yōu)勢，可以充分發(fā)揮油層層內(nèi)的潛力［10－11］?；瘜W(xué)堵劑中的聚合物分子鏈在水相中伸展，在油相中收縮，可以有效降低水相滲透率，具有良好的選擇性堵水能力，迫使底水繞流，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。

已實(shí)施10口井中有效8口，平均有效期397 d，不計(jì)遞減累計(jì)增油0．68×104t。例如，G104－5P35井出水井段主要在距離底水較近的井段，跟端剩余油潛力大（圖4）。實(shí)施堵水后，含水率由堵水前99%下降到最低93．1%，有效期1330 d，不計(jì)遞減累計(jì)增油0．35×104t。

圖4 G104－5P35井化學(xué)堵水前后水淹狀況分析

3．2 CO2吞吐

3．2．1 潛力井篩選

CO2吞吐增油的機(jī)理是使原油體積膨脹，降低原油粘度；CO2溶于水起到解堵作用，CO2溶解氣起到氣驅(qū)作用；萃取原油中輕質(zhì)組分，改善原油和水的流度比［12－13］。高淺北區(qū)的原油密度、粘度、油藏深度、地層壓力、儲層滲透率、剩余油飽和度均適宜CO2吞吐［14］，但油層厚度、傳導(dǎo)率、驅(qū)動機(jī)制為不利因素，因此，篩選井況完好，具有一定避水高度的油井進(jìn)行施工。對于部分井與底水之間形成竄流通道，CO2吞吐前先進(jìn)行化學(xué)堵水［15］，合理設(shè)計(jì)控制參數(shù)，規(guī)避底水快速上升。

3．2．2 控制參數(shù)設(shè)計(jì)

注入?yún)?shù)包括注入量、注入速度、注入壓力、燜井時(shí)間和返排速度。水平井CO2吞吐注入量設(shè)計(jì)采用橢圓柱體模型，其計(jì)算公式為：

式中：V——地層條件下的 CO2氣體體積，m3；Φ——孔隙度；Pv——注入體積經(jīng)驗(yàn)系數(shù)（0．2～0．4）；a，b——垂直、水平方向處理半徑（a為油層厚度，b取值20～30 m），m；H——生產(chǎn)段長度，m。

已知地層條件下CO2氣體體積，可由范德華方程計(jì)算得到CO2氣體摩爾數(shù)、CO2氣體地面條件下體積和質(zhì)量。

數(shù)值模擬計(jì)算最優(yōu)注入速度是5 t／h；注入壓力低于地層破裂壓力；燜井時(shí)間為15～20 d，要求CO2氣體在地層中溶解達(dá)到飽和；放噴時(shí)控制放噴速度，采液速度控制在30 m3／d左右。

多輪次CO2氣體吞吐設(shè)計(jì)時(shí)，應(yīng)增加注入量，達(dá)到前次的1．5～3倍。

3．2．3 實(shí)施效果

已實(shí)施21口井共29井次，其中6口井注入2次，1口井注入3次。第一次注入平均含水率從97．9%下降到最低40．0%，日產(chǎn)油從1．5t上升到最高7．4 t，日產(chǎn)液從56．8 m3下降到最低11 m3，有效期超過270 d（圖5）。第二次注入平均含水率從97．6%下降到35．5%，日產(chǎn)油從1．2 t上升到最高5．2 t，日產(chǎn)液從23．8 m3下降到最低7 m3，有效期超過400 d。CO2吞吐不計(jì)遞減累計(jì)增油達(dá)1．42×104t，減少液量42．8×104m3。

4 結(jié)束語

針對低含油飽和度疏松砂巖底水油藏，冀東油田研究應(yīng)用了水平井和側(cè)鉆水平井“擦頭皮”部署油井、化學(xué)堵水和CO2吞吐技術(shù)，配套篩管和懸掛濾砂管防砂，沖砂、酸化和震蕩解堵技術(shù)，可有效開發(fā)油層厚度5 m的強(qiáng)底水油藏。截止到2013年2月底 Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小層累計(jì)產(chǎn)油24．76×104t，油藏采出程度達(dá)到9．4%，采收率從水平井開發(fā)前2．8%上升到14．9%，整體開發(fā)水平大幅度提高。

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