低含油饱和度底水油藏水平井开发技术——以高浅北区 Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小层为例

李本维，龚晶晶，雷占祥，骆红梅，李海东，温玉焕

（1．中国石油冀东油田公司，河北唐山063004；2．中国石油南美公司；3．中国石油勘探开发研究院）

高浅北区Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小层底水能量充足，储层疏松，利用定向井试采时不产液，易出砂，储量难动用。2004～2005年先后有12口水平井部署在油藏高部位，证实了水平井与定向井相比具有降低生产压差、泄油面积大的特点，在控制底水和防砂方面具有优势［1－2］。2006～2009年另有10口水平井进一步在油柱高度相对较大区域进行了推广，但对于底水油藏水平井开发技术政策下限认识不清。2010年，利用数值模拟技术和油藏工程方法研究了该油藏的水驱特点和剩余油分布规律，论证了该油藏的开发技术政策，重新进行了整体部署，累计完钻17口水平井。

通过部署水平井和小井眼侧钻水平井，逐渐形成针对该类油藏的水平井设计、化学堵水和CO2吞吐控水增油三步走开发技术。

1 低含油饱和度油藏特征

1．1 油藏地质特征

高浅北区油藏整体为一北西－南东向展布的宽缓断鼻状低幅度构造，Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小层为新近系馆陶组辫状河沉积地层，储层埋深在1 690～1 8 2 0 m，岩性粗，分选较差，胶结 疏松，泥 质含量10．2%，孔隙度31%，渗透率（796．5～1107．6）×10－3μm2，非均质性严重。地层条件下原油密度为0．9106 g／cm3，粘度90．34 mPa·s，属于常规稠油油藏。

Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小层平均含油饱和度45．4%～53．5%，存在可动用水，是典型的低含油饱和度油藏，油层均厚2．6～7．8 m，底水厚度最大达20 m以上。由于油柱高度小，含油饱和度低，顶部油层被称为“油帽子”。层内纵向上由顶部至底部油水界面处含油饱和度逐渐降低，例如G308－4井油层厚20 m时顶底含油饱和度差达到20%（图1）。

研究认为油藏低含油饱和度受储层、流体物性和构造因素影响［3－5］。储层亲水，大量小孔隙和微孔隙被水占据，油驱水置换程度低，导致含油饱和度偏低，地层水饱和度高。另外，构造幅度低，油柱高度小，毛管力作用影响油水成层分异也是低含油饱和度的成因。

图1 G308－4井测井解释成果

1．2 生产特征

低含油饱和度油藏开发特征明显不同于常规油藏，没有无水采油期，含水率表现为迅速上升－稳定段－缓慢上升段［6］。高浅北区Ng6等4个油层油井初期含水率平均28．7%，投产60 d后达到85%，进入稳定阶段，含水率略有降低，投产160 d后进入缓慢上升阶段，200 d后含水率达到90%以上。

早期定向井不能正产生产，应用水平井及配套防砂、酸洗技术能很好地解决颗粒运移问题［7］。

1．3 剩余油分布特征

早期油藏高部位水平井开发后，底水突进导致高部位出现水脊体，而无水平井控制的中、低部位和断层附近，以及井距较大的水平井井间，仍有大量原油无法动用。在有利构造部署完后，继续挖潜这些区域的剩余油对水平井设计提出了更高的要求。

2 水平井设计

2．1 水平井合理位置

对于存在无水采油期的高含油饱和度油藏，水平井距离底水越近，底水驱动力越大，水平井越容易获得最大产能，但见水时间越早。对于高浅北区低饱和度油藏，垂向上顶、底含油饱和度差异大，水平井越靠近底水初始含水率越高，生产后含水上升速度越快。由于底水能量强，垂向渗透率高，水平井在顶部时供液依然充足。水平井部署在底部，通过增加液量增油的方式在经济上不可取，应尽可能靠近层顶以减少底水突进，同时避免进入顶部泥岩层导致生产时无液量。数值模拟计算表明，水平井合理位置为距离油水边界9／10h处（h为油层厚度），即“擦头皮”部署油井。图2为水平井段长120 m，油层厚10 m时距离底水不同位置处累计产油－时间曲线。

图2 距离底水不同位置处累计产油－时间曲线

辫状河砂体内有时发育泥质非渗透夹层，厚度0．5～2．0m，平面范围长宽150 m×100 m～800 m×500 m，通常沿物源方向连续性好。在夹层上方部署水平井可延长底水脊进时间。

2．2 水平井段合理长度

油层厚度和垂向渗透率一定时，累计产油与水平段长度成正比，增加水平段长度可增加单井控制地质储量，有利于减少钻井数量，节约投资。实际生产中受构造、含油面积、相邻生产油井、薄油层中井轨迹控制难度的影响，合理部署方式为沿构造等高线部署，与邻井保持合理距离，不能为增加长度而降低避水厚度，应避免水平段靠近底水导致油井快速水淹，水平段长度120～200 m能满足生产要求。有夹层发育时，水平段长度可适当减小，但不宜低于60 m（图3）。

2．3 最小油层厚度

水平段长度增加，有利于提高累计产油；垂向渗透率大，容易导致底水更快速脊进；水平渗透率大，有利于扩大泄油半径，增加油井产量；油层厚度增加，有利于油井避开底水。水平井段长度和垂向渗透率一定时，累计产油与油层厚度成正比。以水平段长度最小120 m为例，无夹层时，为确保油井经济上可行，生产10年累计产油不得低于0．5×104t，最小油层厚度应大于5 m；有夹层发育时，最小油层厚度不宜小于3 m（图3）。

图3 不同油层厚度、水平段长度、夹层发育条件下生产10年累计产油

2．4 最小井距

油层厚度5 m时，油水界面附近水锥半径在80～100 m；油层厚度10 m时，油水界面附近水锥半径在100～120 m。两井水锥体间剩余油难以动用，新井部署应尽量避开水锥影响，且能控制一定量的地质储量，距离邻井平面距离最小应为160～200 m。

3 水平井控水增油技术

水平井生产过程中堵水和CO2吞吐是控水增油技术。由于实际构造与预计有差异，实钻中水平井轨迹与设计往往有出入。储层非均质性和井身轨迹对水平井出水规律影响大［8－9］。生产过程中容易出现局部井段高度水淹，可通过化学堵水实现控水。当底水全面脊进，可实施CO2吞吐，改善原油流动性，进一步驱替井筒周围残余油。

3．1 水平井段化学堵水

3．1．1 水平井段找水

机械找水发现高浅北区水平井出水规律是：跟端采液强度一般最大，当跟端物性差时，靠近跟端的中部井段采液强度最大（此时中部井段相当于跟端），是主产液段；水平段趾端往往采液强度最小，甚至不产液；当水平井轨迹明显有高程差时，距离底水最近处往往是主产液段；水平段物性有较大差异时，物性较好井段是主产液段。

3．1．2 选择性化学堵水

选择性化学堵水比常规的油井堵水技术（如机械卡封高含水层、水泥堵炮眼等）具有优势，可以充分发挥油层层内的潜力［10－11］。化学堵剂中的聚合物分子链在水相中伸展，在油相中收缩，可以有效降低水相渗透率，具有良好的选择性堵水能力，迫使底水绕流，扩大水驱波及体积。

已实施10口井中有效8口，平均有效期397 d，不计递减累计增油0．68×104t。例如，G104－5P35井出水井段主要在距离底水较近的井段，跟端剩余油潜力大（图4）。实施堵水后，含水率由堵水前99%下降到最低93．1%，有效期1330 d，不计递减累计增油0．35×104t。

图4 G104－5P35井化学堵水前后水淹状况分析

3．2 CO2吞吐

3．2．1 潜力井筛选

CO2吞吐增油的机理是使原油体积膨胀，降低原油粘度；CO2溶于水起到解堵作用，CO2溶解气起到气驱作用；萃取原油中轻质组分，改善原油和水的流度比［12－13］。高浅北区的原油密度、粘度、油藏深度、地层压力、储层渗透率、剩余油饱和度均适宜CO2吞吐［14］，但油层厚度、传导率、驱动机制为不利因素，因此，筛选井况完好，具有一定避水高度的油井进行施工。对于部分井与底水之间形成窜流通道，CO2吞吐前先进行化学堵水［15］，合理设计控制参数，规避底水快速上升。

3．2．2 控制参数设计

注入参数包括注入量、注入速度、注入压力、焖井时间和返排速度。水平井CO2吞吐注入量设计采用椭圆柱体模型，其计算公式为：

式中：V——地层条件下的 CO2气体体积，m3；Φ——孔隙度；Pv——注入体积经验系数（0．2～0．4）；a，b——垂直、水平方向处理半径（a为油层厚度，b取值20～30 m），m；H——生产段长度，m。

已知地层条件下CO2气体体积，可由范德华方程计算得到CO2气体摩尔数、CO2气体地面条件下体积和质量。

数值模拟计算最优注入速度是5 t／h；注入压力低于地层破裂压力；焖井时间为15～20 d，要求CO2气体在地层中溶解达到饱和；放喷时控制放喷速度，采液速度控制在30 m3／d左右。

多轮次CO2气体吞吐设计时，应增加注入量，达到前次的1．5～3倍。

3．2．3 实施效果

已实施21口井共29井次，其中6口井注入2次，1口井注入3次。第一次注入平均含水率从97．9%下降到最低40．0%，日产油从1．5t上升到最高7．4 t，日产液从56．8 m3下降到最低11 m3，有效期超过270 d（图5）。第二次注入平均含水率从97．6%下降到35．5%，日产油从1．2 t上升到最高5．2 t，日产液从23．8 m3下降到最低7 m3，有效期超过400 d。CO2吞吐不计递减累计增油达1．42×104t，减少液量42．8×104m3。

4 结束语

针对低含油饱和度疏松砂岩底水油藏，冀东油田研究应用了水平井和侧钻水平井“擦头皮”部署油井、化学堵水和CO2吞吐技术，配套筛管和悬挂滤砂管防砂，冲砂、酸化和震荡解堵技术，可有效开发油层厚度5 m的强底水油藏。截止到2013年2月底 Ng6、Ng7、Ng9、Ng10小层累计产油24．76×104t，油藏采出程度达到9．4%，采收率从水平井开发前2．8%上升到14．9%，整体开发水平大幅度提高。

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