卡拉姆卡斯油田側(cè)鉆水平井開發(fā)效果影響因素

陳東明

(中國石油遼河油田 勘探開發(fā)研究院，遼寧　盤錦　124010)

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卡拉姆卡斯油田側(cè)鉆水平井開發(fā)效果影響因素

陳東明

(中國石油遼河油田 勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦124010)

油田進(jìn)入開發(fā)后期，含水率高，剩余油分布高度分散，側(cè)鉆水平井可以充分利用原有采油井，對剩余油富集區(qū)域重點挖掘，是老油田穩(wěn)產(chǎn)和二次上產(chǎn)的主要挖潛措施之一。為了提高側(cè)鉆水平井的開發(fā)效果，通過建立側(cè)鉆水平井注采井組機(jī)理模型，分析儲層滲透率、油層厚度、側(cè)鉆水平井產(chǎn)液量、注采井距以及水平段長度對于側(cè)鉆水平井產(chǎn)能的影響。結(jié)果表明，選擇儲層物性好、油層厚度大的區(qū)域側(cè)鉆水平井，并且選擇合理的注采井距、日產(chǎn)液(油)量以及水平段長度，能夠較大程度地延緩含水上升，提高側(cè)鉆水平井產(chǎn)能和開發(fā)效果。

卡拉姆卡斯油田；側(cè)鉆水平井；機(jī)理模型；數(shù)值模擬；影響因素

卡拉姆卡斯油田位于哈薩克斯坦共和國西部，共有13個生產(chǎn)層，其中9個為油氣同層，4個為油層，1979年投入開發(fā)，目前已進(jìn)入高含水開發(fā)階段，綜合含水率達(dá)到90.4%，剩余油分布高度分散，自然遞減嚴(yán)重，側(cè)鉆水平井可以充分利用原有采油井，對剩余油富集區(qū)域進(jìn)行重點挖掘[1-3]，目前，側(cè)鉆水平井已經(jīng)成為高含水老油田保持穩(wěn)產(chǎn)和二次上產(chǎn)主要的挖潛措施之一[4-5]?？ɡ房ㄋ褂吞?015年完鉆側(cè)鉆水平井3口，2016年部署側(cè)鉆水平井14口，為有效控制側(cè)鉆水平井的含水上升，保持側(cè)鉆水平井產(chǎn)量，需要對影響側(cè)鉆水平井產(chǎn)能的因素進(jìn)行分析研究[6]，為改善油田的整體開發(fā)效果提供依據(jù)。利用CMG數(shù)值模擬軟件，針對卡拉姆卡斯油田目前的注采井網(wǎng)，建立側(cè)鉆水平井注采井組的機(jī)理模型。通過對儲層物性、油層厚度、側(cè)鉆水平井產(chǎn)液量、井距以及水平段長度等五個方面的研究，確定不同因素對于側(cè)鉆水平井產(chǎn)能和開發(fā)效果的影響。

1　機(jī)理模型的建立

選取卡拉姆卡斯油田的一個注采井組，建立一個長410 m，寬420 m，縱向為5層的均質(zhì)模型，網(wǎng)格步長為10～20 m，網(wǎng)格系統(tǒng)為41×21×5。

為便于對比不同條件下的側(cè)鉆水平井的開發(fā)效果，選用一個基準(zhǔn)模型作為參照。根據(jù)卡拉姆卡斯油田的儲層條件，基準(zhǔn)模型地層滲透率400 mD，油層厚度20 m，孔隙度0.28，含油飽和度0.66，側(cè)鉆水平井部署在油藏頂部，在油藏開發(fā)初期投產(chǎn)，水平段距注水井排的距離200 m，水平段長度200 m，日產(chǎn)液量25 m3/d。2口注水井在3～5層注水，注水量按照注采平衡配注。2口采油井直井在1～3層生產(chǎn)，距離注水井400 m。生產(chǎn)條件為采油井定液量生產(chǎn)，含水達(dá)到95%后關(guān)井。

2　側(cè)鉆水平井開發(fā)效果影響因素分析

2.1儲層滲透率

對于不同滲透率的儲層，側(cè)鉆水平井開發(fā)的效果存在明顯差異?？ɡ房ㄋ褂吞?3個油氣層的平均滲透率在50～900 mD，因此，選擇儲層滲透率分別為100 mD、400 mD、700 mD、1 000 mD進(jìn)行模擬。通過對側(cè)鉆水平井的日產(chǎn)油量和含水變化對比分析(圖1)，滲透率越高的儲層，側(cè)鉆水平井的日產(chǎn)油量越高，含水上升越慢，采油速度越高，相同的生產(chǎn)時間內(nèi)，采油井的累積產(chǎn)量高。模型中垂向滲透率為水平滲透率的0.1倍，水平滲透率越大，其與垂向滲透率的絕對值差異也就越大，有利于注水井水平方向驅(qū)替，提高了平面波及系數(shù)。

2.2油層厚度

卡拉姆卡斯油田的儲層厚度主要分布在5～25 m，因此，在基準(zhǔn)模型的基礎(chǔ)上改變油層厚度，選擇油層厚度分別為5 m、10 m、15 m、20 m、25 m進(jìn)行模擬計算，分析油層厚度對于側(cè)鉆水平井產(chǎn)能的影響，結(jié)果見圖2。

對比不同油層厚度條件下側(cè)鉆水平井的日產(chǎn)油量和含水率(圖2)可以看出：油層薄、儲量小的模型，側(cè)鉆水平井部署在油層頂部，距注水井垂向距離較近，采油井見水早，含水上升較快，日產(chǎn)油量下降快；油層厚、儲量大的模型，采油井見水晚，含水上升減緩，日產(chǎn)油量下降慢。因此對側(cè)鉆水平井日產(chǎn)油量和累產(chǎn)油量有一定要求的情況下，應(yīng)該優(yōu)先在厚度大的油層實施側(cè)鉆水平井。

2.3側(cè)鉆水平井產(chǎn)液量

通過模擬發(fā)現(xiàn)，側(cè)鉆水平井采用不同產(chǎn)液量生產(chǎn)對井組開發(fā)指標(biāo)有較大影響(圖3)，根據(jù)卡拉姆卡斯油田對側(cè)鉆水平井產(chǎn)量的要求，方案分別設(shè)定日產(chǎn)液量為25 m3/d、40 m3/d、60 m3/d和80 m3/d，結(jié)果表明，日產(chǎn)液為25 m3/d的方案較其他方案開發(fā)指標(biāo)好。日產(chǎn)液為25 m3/d的方案，以較小的產(chǎn)液量生產(chǎn)，生產(chǎn)壓差相對較小，采油井保持穩(wěn)產(chǎn)，注入水穩(wěn)步推進(jìn)，含水速度上升也較慢，累積產(chǎn)量較高。與此成為對比的是，如果側(cè)鉆水平井產(chǎn)液量大，其初期產(chǎn)油量高，開發(fā)初期效果好，但由于側(cè)鉆水平井井底生產(chǎn)壓差大，油水前緣突進(jìn)速度較快，采油井見水早，含水上升較快，造成其穩(wěn)產(chǎn)時間和生產(chǎn)時間大幅度縮短，從而影響區(qū)塊開發(fā)效果，導(dǎo)致整體采出程度偏低。因此，在滿足側(cè)鉆水平井產(chǎn)量的情況下，合理控制生產(chǎn)壓差，是保持側(cè)鉆水平井長期穩(wěn)產(chǎn)、控制含水上升的必要條件。

2.4注采井距

卡拉姆卡斯油田的注采井距為400 m，在基準(zhǔn)模型的基礎(chǔ)上改變注采井距，方案對比和預(yù)測了側(cè)鉆水平井距注水井160 m、200 m、240 m和300 m時的開發(fā)指標(biāo)，研究注采井距的大小對側(cè)鉆水平井產(chǎn)能的影響，結(jié)果見圖4。

通過模擬結(jié)果與基準(zhǔn)模型的對比，由不同注采井距條件下的井組采出程度和含水率(圖4)對比可以得出以下結(jié)論：側(cè)鉆水平井距注水井遠(yuǎn)，在合理控制生產(chǎn)壓差的前提下，采油井見水晚，井組采出程度較高。但是注采井距過大時，側(cè)鉆水平井和采油井直井的生產(chǎn)井距減小，井間會存在干擾，同時，側(cè)鉆水平井和采油井直井的生產(chǎn)井距減小也會造成單井控制儲量降低，綜合考慮注采井距、生產(chǎn)井距和區(qū)塊采出程度，注水井和側(cè)鉆水平井注采井距應(yīng)大于200 m，生產(chǎn)井距不小于160 m。

2.5水平段長度

側(cè)鉆水平井設(shè)計的幾個重要參數(shù)中，水平段長度將是影響側(cè)鉆水平井產(chǎn)量、水淹程度的重要參數(shù)(圖5)。通過對水平段長度分別設(shè)計為160 m、200 m、240 m和300 m的4個方案進(jìn)行對比，結(jié)果表明：水平段長度在200 m左右時，累產(chǎn)油及含水率差別較小，水平段為300 m時，采油井前期產(chǎn)量高，生產(chǎn)壓差大，而且與注水井距離短，因此，采油井見水早，較其他水平段提前達(dá)到95%而關(guān)井，造成累產(chǎn)油量減少。因此，在井網(wǎng)完善區(qū)域，水平段長度應(yīng)設(shè)計在160～240 m，在井控制程度低的區(qū)域可以適當(dāng)加長。

3　應(yīng)用實例

以卡拉姆卡斯油田第一口側(cè)鉆水平井K2357C井為例，該井位于斷層邊部，側(cè)鉆層位1C，油層厚度大，平均達(dá)20.8 m，物性好，平均滲透率達(dá)到1 000 mD，受注入水水侵影響較小。實際水平段長度230 m，注采井距300 m，最小生產(chǎn)井距170 m，地層壓力為8 MPa，約為原始地層壓力的85%，與側(cè)鉆水平井機(jī)理模型的模擬結(jié)果相符。

該井于2015年12月投產(chǎn)，初期使用10 mm油嘴自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)油98 t/d，日產(chǎn)液118 m3/d，含水在20%以內(nèi)。由于產(chǎn)液量大，含水率快速上升，生產(chǎn)43 d后，達(dá)到62%，改用6 mm油嘴，產(chǎn)液量控制在30 m3/d左右，含水率由60%下降到30%，目前含水率穩(wěn)定在50%左右，得到了有效的控制。

圖6為卡拉姆卡斯油田無量綱采液(油)指數(shù)變化曲線。從圖6中可以看出，無因次采液指數(shù)在含水達(dá)到90%以后將出現(xiàn)大幅度上升，對應(yīng)的無因次采油指數(shù)則出現(xiàn)持續(xù)下降，直至為零。

從K2357C井開采曲線(圖7)看，側(cè)鉆水平井的見水規(guī)律與直井接近，反映了邊水或注入水水侵的規(guī)律，而不是底水水錐的規(guī)律，含水率曲線呈持續(xù)上升的態(tài)勢，而且由于早期產(chǎn)液量較高，含水率由5%迅速上升到60%，說明水驅(qū)前緣已接近該井。

4　結(jié)論

通過油藏數(shù)值模擬，結(jié)合卡拉姆卡斯油田現(xiàn)場情況和實際應(yīng)用，分析儲層物性條件、油層厚度、側(cè)鉆水平井產(chǎn)液量、注采井距、水平段長度對側(cè)鉆水平井開發(fā)指標(biāo)的影響，得出如下結(jié)論：

1)儲層物性好，油層厚度大，側(cè)鉆水平井含水上升慢，開發(fā)效果好。

2)保持合理的井距，側(cè)鉆水平井距注水井應(yīng)大于200 m，距采油井不小于160 m，控制合理的生產(chǎn)壓差，采液量初期定在30～40 m3/d。

3)水平段長度設(shè)計在160～240 m比較適合，在井控制程度低的區(qū)域可以適當(dāng)加長。

[1]紀(jì)宏博, 柳漢明, 何世恩．遼河油田稠油油藏側(cè)鉆井技術(shù)研究[J].鉆采工藝，2009,32(4):20-22.

[2]蔣有偉.應(yīng)用側(cè)鉆井提高油田采收率[J].石油天然氣學(xué)報，2005,27(2)：358-359.

[3]馬明芳,劉希東,賀昌華.利用水平井技術(shù)開發(fā)不整合油藏[J].石油鉆探技術(shù)，2002,30(3)：15-16.

[4]孫立柱,何海峰,劉英.利用側(cè)鉆水平井提高高含水油藏采收率[J].吐哈油氣，2009,14(4)：377-378.

[5]羊玉平,張利鋒,段暢,等.北布扎奇油田含水上升原因分析及改善措施[J].石油天然氣學(xué)報，2009,31(3)：291-293.

[6]楊智,丁藝,羊玉平,等.淺談側(cè)鉆水平井在改善薄層、底水稠油油藏開發(fā)效果中的運用[J].特種油氣藏，2007,14(4)：88-90.

Analysis of Factors Affecting Development of Lateral Horizontal Well in Kalamkas Oilfield

CHEN Dong-ming

(Reseach Institute of Petroleum Exploration & Development，Liaohe Oilfield Corporation，CNPC，Panjin 124010，Liaoning，China)

When the oilfield enters late-stage of development, the water cut is high，and the distribution of remaining oil is highly disperse．Taking advantage of the existing oil wells, lateral horizontal well can develop enrichment regionals of remaining oil. Therefore, lateral horizontal well is one of the main measure for production stability and increased production．In order to improve the development effect of the horizontal well, the injection-production groups mechanism model of the horizontal well is established. This article analyzes the impact to capacity of lateral horizontal well by analyzing reservoir permeability, thickness of the reservoir, lateral horizontal well production volume, the level of injection-production well spacing, and length for horizontal section. The results show that development effect of lateral horizontal well is better and the water cut rise slower if drilling well is in good quality thick reservoir and rational production volume, and the level of injection-production well spacing and length of horizontal section are selected.

Kalamkas；lateral horizontal well； mechanism model； numerical simulation； influence factor

2016-03-05

陳東明(1985-)，男，河北滄州人，中國石油遼河油田勘探開發(fā)研究院工程師，碩士，主要從事海外油氣田開發(fā)方面的研究工作。

TE35

A

1008-9446(2016)04-0006-04