陆丰X油田α层水平井生产动态及其影响因素分析

2013-10-25朱义东宁玉萍王雪美

石油地质与工程 2013年4期

朱义东，张伟，宁玉萍，刘平，杨勇，王雪美

（中海油深圳分公司研究院，广东广州 510240）

1 油田概况

陆丰X油田位于珠江口盆地陆丰凹陷地区，其中2500油藏是油田的主力油藏，而α层是位于2500油藏顶部的储层，根据钻遇储层特征将其划分为四个小层（SL1、SL2、SL3、SL4）。α层岩性主要以泥质、钙质（粉）砂岩为主，SL2小层钙质广泛发育，SL4小层局部发育钙质，沉积特征表现出反韵律沉积，储层平面和垂向非均质性很强，储层物性较差，测井解释渗透率（10～200）×10－3μm2，孔隙度13%～18%，含油饱和度30%～50%，有效厚度0.5～2.0m，储量估算（400～600）×104m3。

陆丰X油田2500油藏开发近20年，目前已进入特高含水期，油藏综合含水在95%以上。在“先肥后瘦、逐层上返”开发策略基础上，油藏下部采出程度较高，剩余油较少，油藏上部α层动用程度较少，是油田未来调整挖潜的主战场。随着对上部储层的不断认识和试采，已掌握了一定的储层特征和开发动态，目前α层已经累计钻7口水平井，取得了较好的开发效果，水平井产量占整个油田产量的50%以上。但各生产井生产动态存在一定差异，其中2口水平井要差于平均水平。因此，有必要对这些水平井进行系统分析，掌握α层水平井开发动态特征及其影响因素，以便于指导油田未来调整井合理有效的布井。

2 α层水平井生产动态

根据α层7口水平井含水率－累积产油量关系曲线可以看出（图1）：α层开发早期阶段，水平井27H1、24H1和13H1含水上升较快，而其它水平井，特别是分支水平井含水上升较缓慢。α层水平井存在两种含水上升规律：

（1）“厂”型：以 27H1、24H1、13H1 为主，除27H1井水平井轨迹在SL3层造成底水快速锥进、表现出较强底水油藏含水上升规律外，其它2口水平井含水表现出较快速上升至80%左右，后较稳定，含水变化较小。

（2）“S”型：以16MH、29H1、20H2、18M2为主，含水上升以边水趋替为主，上升较缓慢。

两种类型水平井生产动态特征不同：“S”型水平井平均单井日产油较高（600～800 bbl），含水上升慢，累积产油量较多；“厂”型水平井平均单井日产油较低（＜300 bbl），含水上升相对快速，累积产油量较低，主要分布在油藏西南部和东部较低构造部位。

3 水平井影响因素分析

影响水平井生产动态的因素有很多，许多文献［1－8］均在这方面做了大量研究，并且采用理论模型或油藏数值模拟手段给出各种影响因素影响大小的排序，对于指导油田开发和布井具有一定指导意义。但是，由于均是采用理论模型计算或油藏数值模拟结果，与实际生产动态规律存在一定差异或差异较大，没有结合油田生产井实际生产动态特征进行具体分析，因此其分析结果存在一定片面性。

图1 陆丰X油田2500油藏α层水平井含水率－累积产油量关系曲线

（1）水平段长度。图2可以看出，目前水平段长度600～1500 m；水平段长度在700 m以下时，水平段越长，平均日产油较高，累积产油量较多，但水平段长度在700 m以上时，水平井平均日产油随水平段长度变化较小。因此，考虑实际统计分析结果，以及储层物性较差和较长水平段会造成随钻跟踪困难，油田实际设计中建议水平井水平段长度保持在700 m左右。

图2 水平段长度与平均日产油关系曲线

（2）储层渗透率。图3可以看出，储层渗透率越大，单井产液量越大，含水越高，最大产液量约2000 bbl，一般情况下设计的电潜泵最大液量约2000 bbl；由于α层物性非均质性较强，对α层物性较好区域储层，设计的水平井最大产液量应有所提高（2500～3000 bbl），因此在选泵方面不能依照一般经验做法（依照最大液量2000 bbl选泵），而应根据储层物性及邻近生产井动态综合确定（同藏异泵）。

图3 储层渗透率与平均日产液（含水率）关系曲线

（3）油柱高度。图4可以看出，油柱越大，平均日产越高，累产油越多，含水越低。目前α层油柱高度在5～10 m，因此需要保持水平井具有较大油柱的情况下进行生产，有利于水平井较好的生产动态，在水平井设计时尽量布置在较高部位（SL1）。

（4）隔夹层［9－10］。泥岩／钙质隔夹层是影响水平井含水上升的重要因素，是抑制水平井底水快速锥进的“S”型动态特征的主要原因。从实际水平井附近隔夹层分析，隔夹层较多／厚（18M2和20H2）时可使水平井具有较低含水（无水期）生产动态特征；因此，在未来调整井合理、有效的布井优化时，水平井水平段尽量布在隔夹层上面，尽量远离动态油水界面、远离附近高含水井，可获得较好动态效果。

（5）水平井轨迹位置［10－12］。油田已有开发经验表明，水平井轨迹靠近动态油水界面会造成油柱高度较低，含水上升较快，动态效果变差。因此随钻跟踪过程中要严格控制水平井水平段，尽量不要钻到油水界下面。27H1水平井就是由于轨迹未控制好，水平段钻到下面SL3层，油柱小于5 m，且无隔夹层遮挡，造成底水快速锥进，对生产动态影响较大。同时，水平井井轨迹向上穿出设计目的层进入泥岩层时，也会造成裸眼水平井长期生产后，泥岩水化膨胀、垮塌，影响水平井生产动态，29H1水平井也是由于储层复杂，造成水平井穿过上部泥岩段约100 m，投产一段时间后泥岩垮塌造成水平井有效水平段长度只有200多米，产能减少约一半，生产动态影响较大。因此，水平井除了设计上布置在尽量高的部位外，还需要在钻前地质认识、随钻跟踪、钻后分析等方面加强沟通、管理和协作，尽量保持水平段按照设计在较好砂层中钻进。

图4 剩余油柱与平均日产油（含水率）关系曲线

（6）水平井井型。针对α层储层物性较差、有效厚度薄的特点，在储层相对均质、远离水体区域设计2口分支水平井（16 MH和18M2），分支水平井实际投产后在单井产能、含水率和累计产油方面均优越于单支水平井，取得了较好的开发效果。因此，在未来开发调整过程中，可根据储层特征继续推进分支水平井在α层中的使用，提高水平井产能和经济性。

4 现场应用

依据前面得出的认识，指导了2012年调整井井位设计和优化布井，设计的2口水平井（12H1和27H2）初产均超过预期，约是预期的2倍，其中的27H2井高峰产量近2400 bbl／d创出了本油田回归后特高含水期老油田调整井高峰产油之最。此外为继续推行分支水平井，对29H1实施MRC修井作业，设计的双分支水平井初产超出预期2倍多，取得了非常好的开发效果（表1）。