辽河油田茨9区水平井开发方案预测

闫文华， 张雅琦

（东北石油大学提高采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆163318）

茨9区油藏1988年7月采用平均井距为300 m的直井井网投入开发，初期依靠天然能量开采，地下亏空严重，随着开采程度的提高，直井开发中油井水淹快、注水井水窜严重的弊端日益严重，综合含水率迅速窜升。而与直井开发相比，利用水平井开发具有单控储量高、泄油面积大，单井产能多、生产压差小、采油成本低等优势，对于边底水油藏，水平井开发能够很好地控制含水上升速度，局部改造油藏的连通性，有效的抑制油藏发生水锥［1－6］。因此，针对茨9区直井开发的种种弊端，进行了水平井开发的方案设计，为茨9区的进一步开发提出新的方向。

1 油藏概况

茨9区构造上位于辽河盆地东部凹陷北部的茨榆坨构造带中段的南端，根据断层的位置将其划分为茨66块、茨67块、茨90块和茨气1块4个次级断块区，主要含油气层位为沙河街组沙一段，油藏埋深1 650～2 300m。含油面积5.3km2，探明石油地质储量5.43×106t，标定采收率为11%，地面原油密度0.951 2g／cm3，黏度383.6mPa·s。

2 剩余油分布规律

剩余油是油田开发调整和提高采收率的物质基础。研究剩余油分布必须进行多学科联合攻关，采用多种方法相结合分析剩余油量多少及分布状况，以提高研究结果的可靠性。本次研究首先是根据经验公式法对剩余油饱和度进行计算，在此基础上利用数值模拟技术，定量、半定量研究剩余油饱和度、剩余可采储量大小及分布，寻找剩余油富集区，为下步开发调整提高采收率提供较为可靠的依据［7－11］。

2.1 经验公式法

2.1.1 开采动态法 利用水驱特征曲线对茨9区油层的剩余油饱和度进行定量研究。水驱特征曲线公式为：

式中：Wp为累计产水量，104t；A、B均为待定系数；Np为累计产油量，104t。

经数学处理后得到：

式中：R为采出程度，%；fw为综合含水率，%；N为原始地质储量，104t。

目前剩余油饱和度计算公式为：

式中：So为当前含油饱和度，%；Soi为原始含油饱和度，%。

计算结果表明：该区块剩余油饱和度较高，为52.5%。

2.1.2 物质平衡法［12］根据容积法计算原油地质储量的原理，其公式为：

可推出目前剩余油地质储量公式为：

式中：Sor为目前剩余油饱和度；Soi为原始含油饱和度；N 为原油地质储量，104t；Np为累积采油量，104t；Boi为原始地层油体积系数；Bor为目前地层油体积系数；A 为含油面积，km2；Φ为油层有效厚度；ρo为平均地层原油密度，g／cm3；Nr为目前剩余的原油地质储量，104t。

利用此方法计算出茨9区剩余油饱和度为49.8%。

2.2 数值模拟法

由于茨气1块属气藏范围，本文主要研究除茨气1块以外的3个次级断块的剩余油分布情况。利用数值模拟软件（Eclipse），建立茨9区（除茨气1块）沙一段的三维三相黑油模型，在历史拟合的基础上进行剩余油分布规律的研究，纵向上各层剩余地质储量分布情况如表1所示。

表1 各层剩余储量指标Table1 Table of remaining reserves for every layer

从表1中可以看出，目前茨9区（除茨气1块）剩余储量在纵向上分布不均，总体来说，Ⅰ层、Ⅱ层和Ⅳ层原始地质储量相差不大，而采出程度较高，因而剩余地质储量均较小，Ⅲ层原始地质储量较大而采出程度较小，因而剩余地质储量较大，Ⅴ层因原始地质储量最少而采出程度中等而具有最少的剩余地质储量，Ⅵ层虽然采出油量较多，但由于油层厚度大，原始地质储量最多，储层物性条件较好，仍然有大量剩余油存于地下。综上，Ⅲ层和Ⅵ层可作为下步剩余油挖潜的重点层。

数值模拟得出各层剩余油饱和度图，其中Ⅲ层和Ⅵ层剩余油饱和度图如图1所示。

图1 Ⅲ层、Ⅵ层剩余油分布图Fig.1 Remaining oil distribution of layerⅢandⅥ

由图1可以看出，Ⅲ层上，茨66块与茨67块在构造高部位的断层附近，由于受边水入侵的影响小，含水上升慢，水淹相对较弱而剩余油饱和度较高，且两个断块区域内无注水井，依靠天然能量采出少部分储量，油层动用程度差，形成连片的剩余油；茨90块在此层上注采井网合理，生产情况好，因而剩余可采储量较分散，剩余油呈少量的斑状分布。Ⅵ层上，茨66块和茨67块采出程度较高，边水推进造成水淹较强，因而井间剩余油饱和度较小；茨90块北部的井网完善情况较好，油井受效，因而井间剩余油甚少，中南部的油水井网分布不合理，油井不受效，因生产情况不好，采出程度较小，因而此区域的剩余油饱和度较高，仍有大量连片的剩余油存在于地下。

综合以上分析，茨9区在Ⅲ层和Ⅵ层剩余油饱和度较高，具有进一步部署水平井的物质基础。

3 水平井开发方案设计及预测

3.1 水平井目的层的选取

利用水平井开采需满足渗透率、埋深、油层厚度以及可采储量等方面的地质条件，结合茨9区剩余油分布情况，将水平井开发目的层确定为满足地质条件且剩余油饱和度较高的Ⅲ层和Ⅵ层。

3.2 水平井段方向的确定

利用数值模拟的方法，对水平井段的位置进行模拟，结果如图2所示，主要对比了垂直于边水方向H1（西北－东南）和平行于边水方向H2（东北－西南）两种情况下的开发效果，预测十年产能如表2所示。

对比结果说明：水平井段与边水方向垂直时，边水锥进严重，含水上升迅速，波及体积较小，油井累积产油量较小；水平井段与平边水方向平行时，边水推进速度较慢，含水上升速度小，波及体积较大，油井累计产油量较高。

图2 水平井段垂直于边水方向示意图Fig.2 Diagram of horizontal section that is perpendicular to the direction of the edge water

表2 对比结果表Table2 Table of compare results

3.3 水平井段长度的确定

理论上，水平井水平段越长，其产油量会越高，但增大水平段长度会导致钻井成本大幅度增加，利用数值模拟的方法并结合经济评价技术，对200、300、400、500m等不同水平段长度的产量与经济效益进行对比，确定水平井水平段长度为350～400m最优。

表3 不同水平段长度的经济效益对比（预测10a产能）Table3 The economic benefits of different of horizontal interval（Predicting 10 a）

3.4 注水方案的确定

茨9区利用天然能量开采的最终采收率仅为11.1%，利用水驱规律曲线预测水驱开发的采收率可达到24.6%，比天然开发的最终采收率提高了13.5%。茨9区的茨90次级断块储层条件适合注水开发，试井资料以及能量保持水平情况显示此次级断块的储层具有一定的吸水能力，且其他同类普通稠油油藏进行注水开发，均得到了较好的开发效果。因此下一步要采取注水开发的方式，补充地层亏空的能量，提高开发效率。

水平井注水开发可以解决直井注水开发时容易发生水窜的问题，而水平采油井和水平注水井的位置关系直接影响着开发效果。数值模拟的结果表明：水平注水井平行于水平采油井时，注水波及体积较大，驱油效率较高；水平注水井垂直于水平采油井时，注水波及体积较小，驱油效率较低。

3.5 水平井开发方案及预测结果

3.5.1 水平井开发方案 根据茨9区Ⅲ层和Ⅵ层的砂体延展情况、油层分布特点，分别针对茨67块的Ⅲ层和茨90块的Ⅵ层部署两口水平采油井H1和H2，水平井段均平行于边水方向；针对茨90块的Ⅵ层部署一口水平注水井H3，各水平井参数设计如表4、5所示。

表4 水平采油井设计参数表Table4 Design parameters of horizontal production well

表5 水平注水井设计参数表Table5 Design parameters of horizontal injection well

3.5.2 方案预测结果 将油井保持当前生产方式、水井按配注量进行生产预测十年的方案作为基础方案，预测以上水平井开发方案的十年产能，预测结果如表6所示。

表6 指标预测结果对比表Table6 Contrast index of prediction results

水平井开发方案的累产油量是5.351×105t，采出程度为14.54%，含水率为90.56%。采出程度比基础方案提高了3.62%，综合含水率下降了2.71%。两口水平井十年累产油1.137×105t，且水平井含水率始终保持较低水平，投产初期水平井平均含水率为36.3%，十年后平均含水率为75.8%。因而针对剩余油富集的层位部署水平井进行开发，在一定程度上完善了注采井网，加强了开发力度，提高产油量，作为油田下部开发方案是可行的。

4 结论与建议

（1）与直井开发相比，水平井开发生产压差小，可以有效抑制边水的侵入，且单储控制高，有效降低了开发成本，适合开采边水油藏；

（2）水平井部署的过程中，目的层的选取、水平井段方向及长度的确定等因素对整个开发部署过程起着至关重要的作用；

（3）数值模拟的结果表明：利用水平井对茨9区进行进一步开发是可行的。建议茨9区下步实施水平井开发方案。

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