边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术

栗 伟，袁尚金

(大庆油田有限责任公司 第九采油厂地质大队，黑龙江 大庆 163853)

1 问题的提出

1.1 地质概况

齐家油田位于松辽盆地齐家-古龙凹陷、齐家北凹陷的西北斜坡上，是一个穹隆背斜构造。齐家油田开采层位为高台子油层高二、高三组，含油面积0.9 km2，地质储量152.4×104t。高台子油层为浅湖相、三角洲前缘相沉积，砂体分布广、厚度大。高二组划分为5 个小层，高三组划分为8 个小层，其中GⅡ1 -3主要发育小片席状砂及透镜状砂体;GⅡ4 -5 及高三组主要发育厚层块状砂体，平均单井发育砂岩厚度30.7 m，有效厚度12.1 m，平均孔隙度为22.1%，平均空气渗透率为136.6 mD。高二组以具有边水的层状油藏为主，高三组以具有底水的块状油藏为主。

1.2 开发简况

1987年齐家油田投入开发，开发初期利用充足的边底水进行天然能量开采。由于边水推进和底水锥进，造成油田含水上升快，产量递减快。至1992年9月，综合含水由投产初期的31.98%上升到69.39%，1992年的含水上升率高达7.21%，日产油由投产初期的125 t 降至60 t。

1992年和1994年有8 口井分两批转入注水开发，形成一个完整的环状注水系统，但并未从根本上解决底水锥进问题。1998年6月在高三组油层动用较差的金6 井侧钻了1 口水平井，到2012年月累积产油1.82×104t，取得了较好的增油效果。2002年10月在构造高部位加密了2 口油井，加大高二组、高三组油层动用力度，到2012年6月累积产油分别达到1.32×104t 和1.33×104t，也取得了较好的加密调整效果。

2 油田开发存在的矛盾

2.1 底水锥进造成高三组油层水淹严重

齐家油田边、底水活跃，原始油层压力高于饱和压力，属于弹性水压驱动油藏。由水压驱油藏的物质平衡方程(1)导出水侵量计算公式(2)。

式中:Np-累积产油量，104m3;Bo-在P 压力下地层原油的体积系数;N -地质储量，104m3;Boi-在Pi压力下地层原油的体积系数;Ct-地层岩石的有效压缩系数，MPa-1;Pi-原始地层压力，MPa;P -目前地层压力，MPa;We-累积天然水侵量，104m3;Wp-累积产水量，104m3;Bw-在P 压力下地层水的体积系数;Bi-注入水的体积系数。

计算结果表明，目前油田边、底水水侵量已经达到60.08×104m3，其中高二组边水水侵量达到22.49×104m3，高三组底水水侵量达到37.59×104m3。

采用球面流流动方程(3)研究了底水锥进情况。

式中:qs-临界产量，t/d;Δρ-油水密度差，g/cm3;re-供液半径，m;Z -底水水锥高度，m;h -油层厚度，m;L-射开油层厚度，m。

按公式(3)～(6)计算得到齐家油田油井底水锥进高度，见表1。

表1 数据表明，齐3 -斜3 井底水侵入量最大，为10.365 8×104m3;齐1 -2 井底水锥进高度最大，为19.6 m。但是由于构造部位高，齐1 -2 井底水锥进层位为GⅢ3 层，未达到GⅢ2 层。而齐3 -斜4、齐3 -斜3 等构造较低部位井底水锥进层位已达到GⅢ2 层。因此，GⅢ3 以下层普遍水淹，剩余油潜力小。

表1 齐家油田油井底水锥进情况表

2.2 边底水能量充足，注水调整难度大

注水开发后，注水调整难度大，效果不明显。油井水淹后，高三组上部的GⅢ2 -3 层水淹程度仍然低。金6 井由于受底水锥进影响，到1991年2月全井水淹，分析认为高三组具有潜力。对该井进行侧钻水平井试验，1999年8月投产后，日产液15.3 t，日产油13.2 t，含水14.0%。证实了尽管高三组水淹严重，但是高三组上部的GⅢ2 -3 层水淹程度仍然低，注水动用差。

有人说，“大数据公然蔑视传统的数据保护方法”③。的确，大数据的挖掘、收集、传播、利用以及个人信息保护等都与传统的数据利用与保护有着极大不同，其所隐含的诸多问题已突破了现有的法律框架。一方面，技术创新引领社会变革，我们必须承认大数据所带来的社会价值和效用;另一方面，随着大数据应用越来越广泛，难以预知的风险尤其是对私人数据利益的损害必然相生而来，而法律的功能之一在于通过制定规则，界分权利和义务，以平衡不同利益相关者的利益，使风险损失有所预期。

3 水平井加密技术研究

3.1 剩余油分布特征研究技术

通过对齐家油田的生产动态分析和数值模拟研究发现，尽管绝大多数油井含水已超过80%，但在目前井网下，井间仍存在剩余油。齐家油田剩余油储量见表2。

从表2 可看出，齐家油田目前剩余可采储量为8.15×104t，主要分布在GⅡ2、GⅡ3 -1、GⅡ3 -2、GⅡ4、GⅢ2 五个沉积单元中，剩余可采储量5.83×104t，占71.53%，单层剩余可采储量均在0.5×104t以上。剩余可采储量低于0.5×104t的15 个沉积单元主要有三类:一是GⅢ4 -1 以下7 个沉积单元位于油水界面以下，含油性差，剩余可采储量低;二是GⅡ1 -1、GⅡ1 -2、GⅡ1 -3 、GⅢ1 -1 和GⅢ1 -2共5 个沉积单元砂体发育零散和单层厚度小，导致单层地质储量小，剩余可采储量低;三是GⅡ5 -1、GⅡ5 -2和GⅢ3 共3 个沉积单元水淹严重。

齐家油田剩余油纵向上分布规律为主力层水淹程度较高，剩余油饱和度低，非主力层剩余油饱和度高;正韵律油层下部水淹程度高，中部和顶部留有较多剩余油;小层物性差异造成剩余油饱和度纵向分布不均。剩余油平面上主要分布在井网控制不到的区域、局部构造高部位、砂岩尖灭线附近无生产井的区域。

3.2 边底水油藏高含水期水平井优化设计技术

对边底水油藏而言，水平井加密比直井加密具有优势。一是水平井钻穿油层井段长，增加了井眼与油层的接触面积，可更多地动用剩余油;二是水平井可改变底水“锥”进模式为底水“脊”进模式，减弱了底水锥进趋势，能够有效扩大底水波及体积，有效挖潜剩余油;三是底水油藏的剩余油主要分布在油层顶部，水平井轨迹可沿顶部钻进，有利于追踪剩余油。

表2 齐家油田剩余油储量统计表

以动用齐家油田剩余油局部区域富集的GⅡ2、GⅡ3 -2、GⅡ4、GⅢ1 -1 和GⅢ1 -2 层为目的，设计水平井5 口。加密后井网密度为24.4 口/km2。共设计加密井5 口，目的层分别为GⅡ2、GⅡ3 -2、GⅡ4、GⅢ1 -1 和GⅢ1 -2 层。

对以上加密方案和目前开采方案开展数值模拟研究，加密方案比目前开采方案采收率提高了3.66%，具体见表3。

表3 齐家油田加密方案指标表

3.3 配套开采技术

1)随钻地质导向技术。成立现场轨迹控制小组，主要是将地质导向由静态人员控制模式转变为动静态结合控制模式，充分发挥动态人员对构造、储层、水淹状况的熟知程度，微观调整设计，确保水平井最大限度沿油层顶部钻进。

2)数值模拟确定射孔方式技术。对于边底水块状油藏，以数值模拟结果(图1)为指导，采用大段射孔方式，保证水线均匀推进，延长低含水采油期。从数值模拟结果(图2)分析，采用大段射孔方式开发，在相同含水条件下，采出程度较分段射孔高，最终采出程度也较高。

3)随钻资料与水驱前缘结合确定射孔层段技术。在制定射孔方案时，将随钻资料与水驱前缘结合，确保射开含油层段，避免射开高含水层段。以齐4 -平3 井GⅡ3 -2 层为例，其随钻曲线及水淹图见图3。随钻资料显示电阻值上升，但是无荧光显示，结合水淹图认为已经见到边水，该层段不射开。

在水驱前缘附近井段，利用井段坐标计算距离，避免射开水驱前缘附近井段。齐4 -平3 井GⅡ4为目的层，随钻轨迹及水淹图见图4。该层齐3 -斜3 井已见边水，距离水平井段2 176 m 处最近，距离为98 m。为此，2 136～2 215 m 井段不射孔，使水驱前缘至射孔井段最近距离达到了106 m。

对边水附近和注入水前缘附近部位不射开，避免水平井过早见水，随钻轨迹及水淹图见图5。例如，齐4 -平3 井GⅡ2 层水驱前缘距水平井34 m，钻遇含油段不射孔，避免过早见水。

4)油藏工程方法确定水平井临界产量。底水油藏流体流动时受流体黏滞力和油水密度差作用力的共同影响。如果水平井开采产量低于临界产量，就可以减缓底水推进速度，延缓见水时间。

范子菲底水油藏水平井临界产量计算公式为

根据公式(7)计算5 口水平井的临界产量，见表4。投产后，可按表4 计算的临界产量调整合理生产参数，控制底水推进速度，延缓含水上升。

表4 齐家油田水平井临界产量表

3.4 推广应用效果

从齐家油田5 口完钻水平井情况看，钻遇率达到了93.7%，储层发育稳定。平均单井射开砂岩厚度208 m，投产后平均单井日产液21.6 t，日产油12.3 t，综合含水40.6%，达到了理想效果。

4 结论

1)动态分析和数值模拟相结合的边底水油藏剩余油描述技术，可以更准确地确定剩余油的分布，是有效挖潜的基础。

2)边底水油藏高含水期水平井优化设计，可以变底水“锥”进为“脊”进，有效提高底水驱动体积。

3)水平井配套技术可以有效动用高含油部位，控制底水脊进，延缓含水上升。

［1］张晓燕，陈红飞，杨海飞，等.榆某井区三维地质建模及数值模拟研究［J］.石油化工应用，1992(12):65 -73.

［2］苏云河，杜志敏，陈小凡，等.高含水油藏动态局部网格加密技术［J］.石油学报，2003(5):53 -56.

［3］温希娟，何先华.罗马什金油田开发晚期的原油稳产［J］.国外油田工程，1995(3):15 -18.

［4］赵静，赵泉.低渗透分支井井网产能预测及参数敏感性分析［J］.西南石油大学学报(自然科学版)，1996(2):15-17.

［5］王晓冬，胡永乐，丁一萍.水平井生产数据分析模型［J］.石油勘探与开发，2003(9):28 -32.

［6］刘怀珠，李良川，孙桂玲，等.水平井选择性化学堵水技术在高160 -平6的先导试验研究［J］.内蒙古石油化工，2001(4):63 -66.