边底水油藏水平井二次开发技术研究——以高浅北区为例

龚晶晶，唐小云，刘道杰，王 红

（中国石油冀东油田公司勘探开发研究院，河北唐山 063004）

1 水平井开发适应性研究

高浅北区油藏位于南堡陆地高尚堡油田高柳断层上升盘，是一个受构造控制的边底水驱断鼻状常规稠油油藏，属于辫状河沉积，具有物性好、非均质性强的特点，采用250 m反九点基础井网、局部180 m二次加密定向井井网开发，开发后期呈现出明显的高含水、高递减、低采出程度、低采收率开发特征，利用现有的开发井网和开发方式，采用卡堵水、防砂、解堵、提液等常规措施难以实现区块开发形势的根本好转，需要创新开发思路，转变开发方式。

水平井开发泄油面积大、底水锥进慢，可以提高油井产量和采收率、节约钻井投资、提高油田开发效益，是已开发油田开发中、后期直井挖潜效果变差的情况下，一种经济有效的二次开发手段［1－5］。

考虑到井身轨迹及水平井的储量基础，稠油油藏油层厚度一般应在6 m以上，稀油油藏油层厚度应在3 m以上［6］。高浅北区油藏埋深1700～1900 m，地层压力下原油黏度为90.34 mPa·s，油层平均厚度6～20 m，适合水平井开发。

从高浅北区已实施的水平井效果分析，水平井开发生产压差小，可有效解决定向井开采油井出砂、措施频繁而造成的产量低、含水上升快、无法正常生产等问题；同时水平井开发底水锥进慢，泄油面积大，能有效提高驱油面积，提高油藏采收率，有效改善开发效果。

2 油藏潜力评价

根据剩余油潜力研究成果，按照含水阶段、油藏类型及井控程度将潜力进行分类评价（表1），为不同类型剩余油潜力开展针对性的水平井开发技术政策研究提供基础。

表1 剩余油潜力评价分类统计

3 水平井部署开发技术政策论证

水平井位置、水平段长度等是影响开发效果的重要因素，很多学者已开展了相关研究［7－14］。笔者针对目标区不同的潜力类型，开展了针对性的开发技术政策论证。

3.1 低含水期底水驱油藏开发技术政策

对于底水驱油藏，无因次水平井产量为：

水平井在油层中的无因次纵向位置：

水平井无因次见水时间：

由此计算并绘制出水平井无因次产量与无因次垂向位置关系曲线（图1）、无因次见水时间与无因次垂向位置关系曲线（图2）。由图1可以看出，底水油藏水平井开发，产量与水平段的纵向位置相关，当hD为0.9左右时产量达到最大值；水平井见水时间也随着hD的增加而增加（图2）。受底水锥进影响，水平段距离底水越近，开发效果越差，油藏数值模拟显示，目标区油藏水平段距离底水6～7 m，水平井累计产量才能达到经济极限采油量（图3）。综合考虑各个因素，底水驱油藏水平井开发，油层厚度须达到7 m以上，最优垂向位置为hD＝0.9。

图1 无因次临界产量与无因次垂向位置关系曲线

图2 无因次见水时间与无因次纵向位置关系曲线

图3 不同垂向位置水平井累计产油曲线

由于水平井水平段内有摩擦损失，原油沿井筒流动出现压降。当不考虑井筒内的摩擦损失时，油井产量与水平段长度成线形增长；当考虑井筒内的摩擦损失时，随水平段长度的增加，油井产量增长变缓（图4），目标区水平段长度以200 m以内为宜。

图4 水平井产量与水平井长度关系曲线

3.2 低含水期边水驱油藏开发技术对策

对于边水驱油藏，水平井无因次产量为：

水平井在油层中的无因次纵向位置：

水平井无因次距边水距离：

式中：L——水平段长度，m；b——水平段距边水距离，m。

计算并绘制出水平井无因次产量与无因次垂向位置关系曲线（图5）、无因次产量与无因次边水距离关系曲线（图6）。从图5看出，当生产压差和各向异性比一定时，水平井处于油层中部时的产量达到最大值。从图6看出，对于一定的水平段长度，随着平面上距边水距离的增加，水平井产量开始时降低较快，当b＞4h时减缓而趋于常数。

图5 无因次产量与无因次垂向位置关系曲线

数值模拟不同无因次距边水距离下水平井见水时间的变化（图7），当边水位置一定，水平井随着在油层中的位置hw增加，见水时间逐渐增加；当水平井在油藏中的位置hw一定时，见水时间随着距边水距离的增加，开始时增加较快，当b＞4h时，见水时间的增加减缓而趋于常数，此时见水最慢。

图6 无因次产量与无因次边水距离关系曲线

图7 水平井见水时间与无因次边水距离关系曲线

综合考虑各个因素，边水驱油藏水平井开发，最优平面位置为b＞4h，最优垂向位置为hD＝0.5～0.9。

3.3 底水驱动油藏高含水期井间剩余油潜力区开发技术对策

高含水期井间剩余油分布复杂，研究表明，目标区剩余油平面上主要分布在心滩等物性较差的构型体、油井之间、注采井组之间靠近油井一侧、断层和砂岩尖灭区附近、以及垂直于优势渗流通道两侧；纵向上主要分布在隔夹层发育区域上下层位的中上部［15－16］。

生产实践及油藏数值模拟研究表明，目标区底水驱油藏，当油层厚度5～10 m，水锥半径为60～100 m，模拟在250 m井距反九点正方形井网井间进行水平井挖潜，结果表明水平井长度不宜过长，以60～90 m为宜（图8）。隔层模拟表明，隔层能有效延缓油井见水时间（图9），隔层范围越大，隔层上部油井生产见水越慢。

综合分析，对于底水驱动油藏高含水期井间剩余油挖潜，水平井部署优选隔夹层发育区域和远离底水区域的剩余油富集区，平面上距邻井距离应不小于100 m，水平段长度60～90 m。

4 水平井优化部署

图8 高含水阶段水平井长度与累计产油关系曲线

图9 底水油藏隔层对油井见水时间影响

4.1 部署原则

（1）以小层为单元，依据各单元具体情况分别进行研究部署；

（2）通过开发与调整，提高区块采油速度，提高油藏可采储量和最终采收率；

（3）开发与调整部署与已有井网和层系相协调；

（4）开发与调整的区域具备剩余地质储量物质基础；

（5）开发与调整后能获得较好的经济效益。

4.2 开发调整部署

在精细油藏描述、油层动用状况分析及油藏数值模拟剩余油分布研究基础上，以提高区块储量动用程度、提高采收率、改善开发效果为目标，通过开发调整方案研究，在高浅北区优化部署水平井109口，钻井进尺27×104m，设计单井日产能力8～11 t，日产水平1150 t，新建原油生产能力34.5×104t。

4.3 实施效果

截止目前，高浅北区二次开发完成109口水平井和侧钻水平井的实施，区块采收率由15%提高到23%，取得了油藏高含水开发阶段开发调整的较好效果。

5 结论

（1）通过研究低含水期和高含水期边底水油藏开发技术政策，形成了边底水油藏水平井二次开发技术，为该类型油藏二次开发提供了技术支撑。

（2）低含水期底水驱油藏开发，油层厚度须达到7 m以上，最优垂向位置为hD＝0.9，水平段长度以200 m以内为宜；低含水期边水驱油藏开发，最优平面位置为b＞4h，最优垂向位置为hD＝0.5～0.9；底水驱动油藏高含水期井间剩余油挖潜，水平井部署优选隔夹层发育区域和远离底水区域，距邻井应不小于100 m，水平段长度60～90 m。

（3）高浅北区油藏实施水平井二次开发，提高采收率8.0个百分点，开发效果显著，开发形势得到根本扭转，其经验和做法值得相似类型油藏借鉴。

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