水平井三元复合驱在曲流河点坝砂体的应用

周亚洲，殷代印，张承丽

(东北石油大学，黑龙江 大庆 163318)

引 言

试验区位于杏六区东部Ⅰ块中部，含油面积为0.6 km2，目的层为葡Ⅰ，为水上分流河道沉积，由河道砂体侧向加积而形成的若干个点坝砂体组成。由于油层厚度较大，且油层上部存在着侧积夹层，长期的注水开发，油层底部水洗严重［1－2］，注入水沿油层底部无效循环，在油层中上部存在着由于侧积夹层遮挡和重力作用存在的剩余油［3－4］，对于这类剩余油的挖潜，国内外大多数油田都采用水平井开发［5－7］，但常规水平井开发，水平井一旦见水后，含水上升较快［8］，为此提出了水平井和三元复合驱相结合的方法，即利用水平井扩大波及体积，减小注入液沿主流线突进，利用三元复合驱提高驱油效率。目前国内外对水平井三元复合驱开采厚油层顶部点坝砂体剩余油方面的研究及矿场应用很少。本文在对试验区开发状况和剩余油分布进行详细研究的基础上，给出了水平井与直井井网组合下三元复合驱的可行性方案，并在矿场试验中取得了很好的效果，本研究对于挖潜厚油层顶部剩余油具有一定的指导性意义。

1 目的层水淹及剩余油分布

2单元内部不同部位上看，油层底部高水淹严重，油层上部以低水淹和未水淹为主，油层中部以中、高水淹为主。该单元上部、中部、下部含油饱和度平均分别为50.2%、43.3%、33.2%。油层中上部剩余油富集，这类剩余油主要受点坝砂体内侧积夹层的侧向遮挡、正韵律油层注水重力作用影响而形成，这部分剩余油利用当前的井网很难动用。

2 曲流河点坝砂体井网组合研究

通过室内实验对碱、表面活性剂和聚合物的浓度进行了优选，并对段塞注入方式进行了优化，由于试验区油层物性较好，确定采用2.5×107分子质量的聚合物，注入方式为:0.075倍孔隙体积前置聚合物段塞(1800 mg/L)+0.3倍孔隙体积三元主段塞(2000 mg/L P+质量浓度1.2%的A+质量浓度0.3%的S)+0.15倍孔隙体积三元副段塞(2000 mg/L P+质量浓度1.0%的A+质量浓度0.2%的S)+0.20倍孔隙体积后续聚合物段塞(1400 mg/L)，后续水驱到含水98%，年注入速度为0.18倍孔隙体积。

2.1 井网组合方式

为了挖潜厚油层中上部曲流河点坝砂体处的剩余油，设计了5种井网，分别为直井注、直井采;直井注、水平井采;水平井注、直井采;水平井注、水平井采;7口水平井井网。研究了这5种井网的开发效果和驱替特征。

利用直井注、直井采井网开发，由于夹层的遮挡作用，夹层两侧的注入井和生产井没有很好的对应关系，在夹层的一侧只有油井，另一侧只有注水井，注入液波及效率低，开发效果最差，最终采收率为67.10%，净收益为20916.68×104元。直井注、水平井采井网开发由于注入直井是点源，在侧积夹层的遮挡部位，注入液波及范围较小，最终采收率为69.05%，净收益为24629.09×104元。水平井注、直井采井网波及效率较高，驱替效果较好，虽然油已经被驱替到油井井排，但由于生产直井是点汇，驱替到油井井排的油不能完全被采出，在生产直井之间存在剩余油，最终采收率为68.47%，净收益为23151.82×104元。水平井注、水平井采井网注入液线性均匀推进，形成线性驱动［9］，注入液平面上波及范围广，特别是夹层两侧的剩余油得到了动用，开发效果最好，最终采收率为73.05%，净收益为28230.60×104元。7口水平井井网最终采收率为72.91%，净收益为26412.53×104元。因此，该区块可以采用水平井注、水平井采和7口水平井开发，从经济效益方面考虑，水平井注、水平井采井网最佳。

2.2 井轨迹优化

由于水平井水平段存在压力损失，且压力损失和流体流动方向有关，生产井产液能力自靶点到末端逐渐降低，注入井注入能力自靶点到末端逐渐降低，水平段压力损失使得注入水不能形成理想的线形驱油，影响注入水平面波及效率［10－12］。数值模拟研究结果表明:相邻2口水平井入靶点方向相反，2口水平井水平段末端相邻，既考虑了压力因素，又可增大井网控制面积，为最佳的水平井井网。为了尽量控制含水上升速度，对井轨迹进行了优化，注入井轨迹距油层顶部h/5，采出井轨迹距油层顶部h/3处时注入水突破时间最慢，含水上升最慢。

3 现场应用

2006年在试验区钻5口水平井，形成了3注2采的水平注采井组，水平段间距离为140～210 m，设计水平段长度为300 m。

3.1 钻水平井后侧积夹层重认识

钻水平井后，通过取心和测井曲线判断，对油层中上部侧积夹层进行了重新认识，侧积夹层分布规律是距离油层越近，侧积夹层分布越密集，见表1。M5－A22井分布14个侧积夹层，最薄的一个夹层为1.5 m，最厚一个夹层为15.6 m，钻遇夹层总厚度为78.7 m，占水平段总长的14.7%。从M5－A22取心井资料看，模型预测的6个侧积夹层在实际取心中都得到了证实，并且在跟踪取心过程中现场测量计算了3组侧积夹层的视倾角，分别为7.0、5.6、6.3°。

表1 侧积夹层发育状况

3.2 水平井投产后效果评价

3.2.1 水平井投产效果与轨迹位置的相关性

为控制水平井初期含水，M5－A21井和M5－A22井采取分步射孔方式。考虑到水平井轨迹处于上下邻层高水淹部位之间以及水平井在油层中的不同位置，采取不同相位射孔。通过优化射孔设计，水平井取得了较好的投产效果。为控制水平井初期含水，采出井采取分步射孔方式。5口水平井投产效果反映出，水平井轨迹距油层顶部越近，初期含水越低，见表2。

表2 水平井轨迹位置和投产初期含水

3.2.2 水平井三元复合驱效果

试验区于2008年7月进行空白水驱，2009年6月注入前置聚合物段塞。水平井三元复合驱过程中最低含水率为74.32%，较投产初期相比，含水率下降了21.32%，如图1。到2013年6月底，试验区含水率为93.41%，水平井三元复合驱阶段累计产油15.31×104t，阶段采出程度为27.30%，水平井三元复合驱试验区取得了很好的开发效果。

图1 水平井三元复合驱开发动态

4 结论

(1)高含水后期厚油层底部水淹严重，注入液沿底部无效循环，油层中上部由于受点坝砂体内侧积夹层的侧向遮挡、正韵律油层以及注水重力作用存在剩余油，这类剩余油用常规的直井井网很难动用。

(2)对于厚油层中上部的剩余油，可以采用水平井直井联合开发，在油层中心部位布水平井注、水平井采井网，在边部采用直井，也可以采用单独水平井开发，要结合经济指标综合考察。

(3)水平井轨迹的计算结果表明:注入井距油层顶部h/5、采出井距油层顶部h/3处时注入水突破时间最慢，含水上升最慢。

(4)矿场试验表明，应用水平井三元复合驱可以有效地挖潜曲流河点坝砂体顶部剩余油，水平井可以扩大油层的泄油面积，三元复合驱能够提高油层的驱油效率，试验效果较好。

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