基于水平井技术的高21块开发效果改善研究

2012-11-21韩耀龙

长江大学学报(自科版) 2012年16期

关键词：直井小层砂体

韩耀龙

(中石油辽河油田分公司高升采油厂，辽宁盘锦 124125)

基于水平井技术的高21块开发效果改善研究

韩耀龙

(中石油辽河油田分公司高升采油厂，辽宁盘锦 124125)

高21块莲花油层属于厚层块状砂岩稠油油藏。由于储层渗透率低、原油粘度及泥质含量较高等原因，导致直井开发存在周期产量低、开发效果差的问题，且由于纵向上储层非均质性强、各小层动用程度严重不均等问题，采用直井开发采油速度低、达不到标定采收率。在深入开展测井二次评价、区块动态资料分析和精细小层对比工作的基础上，对高21块莲花油层进行整体解剖，寻找其中的优质储层，利用分支水平井技术进行开发部署，现场实施效果显著，预计可提高采收率5%。

高21块；水平井；测井二次评价

高21块地理上位于辽宁省台安县境内，构造上位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡北端高升鼻状构造东部断阶带。开发主要目的层为古近系沙河街组三段莲花油层，莲花油层纵向上分为5个砂体，Ⅰ、Ⅱ砂体为气层，Ⅲ～Ⅴ砂体为纯油层，为一受岩性-断层控制的气顶砂岩稠油油藏，其中莲花油层Ⅲ～Ⅴ砂体为主要生产层。高21块于1979年2月投入开发，1985年开始逐步完善210m采油井网，并开始大规模应用蒸汽吞吐开发方式开采，至2006年底105m蒸汽吞吐井网完善后，区块日产油17.9t/d，采油速度0.13%，采出程度仅为1.92%，吞吐油汽比0.38t/m3，区块处于低速开采，开发效果差，2007年以来，开展油藏综合研究并进行水平井、分支水平井现场试验，试验井初产高且稳产周期长，为高21块下步开发动用提供了依据，在试验成功的基础上，整体调整部署水平井10口，目前正开展现场规模实施。

1 开发中存在的主要问题

1.1直井注汽困难，吞吐效果差，区块整体开发水平较低

由于储层渗透率低、原油粘度高及泥质含量高，直井开发普遍存在注汽压力高、井底无干度的问题，且周期有效期短，周期产量低，区块整体开发水平低。利用水平井转换开发方式前区块采油速度和采出程度仅为0.24%和1.92%，已完钻的22口直井中仅9口井正常生产，直井平均单井日产油仅为1t左右。

1.2储层纵向非均质性强，不同小层动用严重不均

高21块含油井段长(150m左右)，但纵向上油层层数多、单层厚度薄、且非均质性强，导致各小层动用程度严重不均。以高3-7-65井为例，该井射孔井段长度为44.9m，从该井的吸汽剖面来看，27号小层吸汽较好,吸汽厚度为8.3m，仅占射开厚度的18.5%，而吸汽差和不吸汽的层分别为21.9m和14.75m，占射开厚度的48.7%和23.8%。

2 改善开发效果研究

由于高21块含油井段长，纵向上储层非均质性强，且有效储层薄且分散，利用直井开发效果差。近年来水平井的大规模的应用为这些低速、难动用储量区块的开发提供了依据。为了有效动用高21块储量，通过测井二次评价、生产动态资料分析和精细小层对比3个方面的研究(见图1)，开展了高21块储层评价工作，为水平井的部署寻找优质储层。

2.1测井二次评价

图1 储层研究评价流程图

图2 高21块测井解释图版

由于高21块钻探年限跨越较长，各井的测井资料是在不同时间由多家测井仪器分别采集，存在仪器刻度、一致性等方面的系统误差，而且即使是同一套仪器测量，由于测井时间不同，也会造成误差，因此必须对测井曲线进行标准化处理。通过对测井、地质资料进行分析和研究，发现该区莲花油层组上部发育一套稳定的泥岩层，因此把该段泥岩作为标志层来对测井曲线进行标准化。依据高21块莲花油层组的实验分析资料和测井资料，利用概率统计的方法建立油层组储层参数的计算模型。根据试油资料，采集试油层段油气层具有代表性的层段的测井值，制定测井解释标准，建立解释模版(见图2)，含水饱和度线根据该地区的地质参数确定，油、差油层点为试油证实的油层采样点，其中根据测井资料储层的物性条件分为油、差油层，从图2中可看出油层点主要位于60%含水饱和度线右下侧，即含油饱和度大于40%，差油层点主要位于60%～85%含水饱和度线中间，即含油饱和度在15%～40%之间，根据这一标准把油层分为好油层、差油层2类，好油层其测井解释饱和度基本上大于40%，差油层测井解释饱和度在15%～40%之间，然后对高21块23口井进行处理，完成多井评价，找出单井优质储层。

2.2动态资料分析

2006年以来，有针对性的加强吸汽剖面资料录取，共测试9口13井次，结果表明(见表1)平均单井射开油层厚度40.38m，吸汽好的8.45m，吸汽差的20.19m，不吸汽的11.75m，所占比率分别为20.93%、50%、29.1%。吸汽剖面表明，直井虽然揭露油层厚，但吸汽能力强、出油好的储层仅占射开油层厚度的20.93%，优质储层厚度薄是影响油井产能主要因素。从电性特征上看，吸汽好的优质储层均具有高电阻、自然电位幅度值较大的特点。

表1 高21块吸汽剖面资料统计表

2.3精细小层对比

进一步开展小层精细对比工作，落实各小层的构造和有效厚度。首先对全区莲花油层Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ砂体进行整体解剖，按沉积旋回把Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ砂体进一步细分为3个小层，将地层对比进入精细化。在地层对比的基础上，结合钻井、录井、测井、地震等相关资料，细致地刻画各小层构造顶面形态。然后再通过沉积和储层的研究，绘制出各小层的有效厚度图。结合测井二次评价和动态资料分析的结果，最终确定出各小层优质储层的平面分布和纵向发育。研究成果表明,各小层优质储层纵向上发育虽比较薄(4～8m)，但平面分布范围广且比较稳定，这为水平井的部署提供了有利的依据。

3 分支水平井实施效果分析

3.1试验水平井的实施

1)先导性试验 2007年在高21块Ⅴ砂体选择了比较稳定、吸汽好的储层为水平井目的层，开展水平井先导试验，部署实施高3-7-8CH井。高3-7-8CH井部署层位为莲花油层Ⅴ砂体2小层，水平段长200.23m，油层钻遇率100%。注汽投产后，初期日产油达到了13.9t，目前日产油3.6t，累计产油5286.3t。

高3-7-8CH井的成功实施，证明通过测井二次评价、生产动态资料分析和精细小层对比3个方面的研究，最终确定优质储层的方法是正确的，以水平井为主要开采方式的井位部署工作，来指导块状、纵向非均质性强的稠油油藏的开发、提高区块储量动用程度是可行的。

2)分支水平井的实施 2008年进一步扩大二次开发试验规模，部署实施了高21-莲H501，高21-莲H401、高21-莲H301井3口试验水平井。

高21-莲H501井水平段长度278.00m。在高21-莲H501井注汽的过程中，注汽压力持续在19.9MPa，干度起始75%，后来降至40%。投产后初期日产油13.3t，一周期累计产油702t。分析高21-莲H501井产量较低的原因，可能由于因油藏埋藏较深、油层压力高、地下原油粘度较大等原因，导致注汽效果不理想。为了改善油层的渗流能力、加大单井储量控制程度、改善注汽效果，将剩余2口试验井高21-莲H401井设计3个分支，高21-莲H301井设计4个分支。

表2 水平井注汽参数及生产情况对比表

通过水平井和分支水平井注汽参数及生产情况的对比(见表2)，可以看出分支水平井的注汽压力下降，注汽干度上升，同时投产后初期日产油和周期累产油也有较大幅度的提升，说明分支水平井起到了改善注汽效果，提高了油层的渗流能力，增加了油井的产能，效果明显。

在分支水平井取得较好效果的基础上，2009年实施了一口鱼钩状分支水平井高21-莲H5202井。该井钻井过程中根据厚层块状油藏地层倾角大的特点，对钻井轨迹进行优化，改变以往与构造线平行部署思路，该井沿构造低部位向高部位进行部署，使轨迹成鱼钩状。同时为改善油层渗流能力，在水平段上设计4个分支。该井完钻水平段长度360m，4个分支总长度378m。注汽投产后，初期日产液22.4m3，日产油19.2t，生产3个周期，累计产油3925.0t。

3.2直井、水平井、分支水平井的生产规律对比

由于高21块油藏埋藏较深，一般在1500～1780m，且油层物性较差，原油粘度高，地面脱气原油粘度2000～6000mPa·s。直井常规日产油极低，2004年底投产油井高3-7-65未注汽常规生产，初期日产油2.9t/d，生产时间2个月，累计产油30t；直井注汽生产，初期日产油达到6～8t/d，但稳产期短，产量逐渐下降至不出；常规水平井注汽投产，初期可获得13～14t的产能，且稳产期相对较长，产量下降较慢；由于分支水平井增加了储量控制程度，改善了油层的渗流能力和注汽效果，投产初期可获得21～23t的较高产能，而且稳产时间长，产量高，效果好(见表3)。

通过以上对比发现，在储层非均质性较强的高21块莲花油层，利用水平井开发可以获得直井1.5～2倍的产能，而利用分支水平井则可获得2.5～3倍于直井的产能，且稳产周期长。几口分支水平井后投产后，区块产量由原来的27t上升到高峰期的55.7t，取得了非常好的效果。