水平井在海上复杂河流相油田中的应用研究

杨东东 李 功

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452)



水平井在海上复杂河流相油田中的应用研究

杨东东 李 功

(中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 300452)

BZ油田是渤海首次发现的大型复杂河流相稠油油田，具有平面上呈窄条带状分布(平均宽度300 m)、纵向叠合程度差、厚度薄、层间矛盾突出、含水上升快等特点。该油田开发难度大，目前并无成熟经验可以借鉴。从精细地质油藏研究入手，运用镜像反映和势叠加等渗流理论，通过数值模拟方法对渤海海上窄条带状砂体精细刻画、水平井产能评价、水平井井网优化部署进行系统研究。

窄条带状；稠油；数值模拟；水平井产能；井网优化部署

1 渤海BZ油田地质特征及开发面临的挑战

BZ油田是一条被北东 — 南西向和东西向2组断层所分割的明下段断裂背斜，由北、中、南3个断块构成，储层分布复杂。受岩性和断层分割作用的影响，单期河道砂体平面上展示出“带状河道”的特点，河道宽度平均在300 m左右。在纵向上，储层分布相对集中单一，叠合程度差，主力含油砂体一般只有1～3层，平均厚度4～8 m；横向上，储层分布不稳定，砂泥岩交替频繁，储层连通性差，局部含油范围内存在储层不发育区。原油属于常规稠油，地层原油黏度为50～240 mPa·s，在平面上存在一定的差别，从西南向北东方向原油性质渐渐变好。

该油田于2004年开始投产，采用一套开发层系、多层合采、以定向井为主的开发方式。与其他河流相油田相比，BZ油田储层的欠发育及其“带状”分布特点使得其开发井的布井难度更大。在评价阶段，根据探井及三维地震资料研究结果，认为BZ油田明下段IV、V油组主力砂体叠加连片分布，连通性较好，油藏类型为以岩性与构造双重控制的岩性构造边水油藏为主。然而钻后结果表明，单一河道宽度平均仅300 m左右，且河道与河道之间连通性较差，无法采用规则井网开发。采用定向井多层合采开发的产能较低，平均产能仅为50 td，层间矛盾突出(注采对应率仅为60%)，开采效果较差。

2 水平井高效开发

2.1 渤海窄条带状砂体精细刻画

准确的地质预测结果是油田开发的基础，也是水平井成功实施的前提。在精细小层对比的基础上，采用了地层切片技术提取振幅属性来约束窄条状砂体的精细刻画。比起时间切片(水平切片)和沿层切片技术，地层切片技术考虑了沉积速率随平面的变化情况，其结果更显合理。其地层界面划分更接近于等时沉积界面，可利用的窄条状振幅能量较强，相变点更清楚。基于地震数据体精细平面扫描结果，结合地震反射波组的反射特点，判断是否为河道砂体，再利用地层切片平面信息对砂体进行追踪描述，可直观地观察河道平面展布规律。

根据得到的窄条状砂体平面展布特征及钻井资料，进行单期河道识别。以NmⅢ22砂体为例，该砂体由3期河道叠置而成(见图1)。布井之时，应根据单一河道的识别及划分结果，将注采井网布置在同一期河道内，以确保注水见效。在第二期河道内，布置了注水井B15及采油井B3h，B3h井的受效明显。截至2016年底，该井在6年半的时间内累计产油达30×104t，开发效果良好。

2.2 水平井开发初期产能

目前，关于窄条状油田注采井网的水平井产能研究尚未见到报道，无法合理地预测该类型油藏注采井网的水平井产能。在本次研究中，将利用镜像反映和势叠加原理等渗流理论，推导窄条状油田注采井网条件下的水平井产能公式。

图1 窄条状砂体单期河道识别

图2 保角变换示意图

取保角变换(见图2)：

则将z平面变换成ζ1平面，再变换成ζ平面(由于对称，仅考虑上半平面)，ζ平面上是一半无限长、宽度为π的带状地层。假设每口直井的井底压力相等，根据势的叠加原理，有：

式中： Ф —— 势函数；

C—— 常数；

h—— 储层厚度，m；

Q—— 单井的日产量，m3d。

在ζ平面上，水平井处于等势线上，将坐标(ζ，0)代入上式得到注水坑道上的势：

Φh(ξ,η)=C

在注水井壁上取点(ξ0-ρw，η0)，则有：

计算水平井产量：

式中：L—— 水平井长度，m；

a—— 河道宽度，m；

d—— 注水井与水平井直径，m；

ρw—— 井半径，m；

Qh—— 水平井日产量，m3d；

K—— 平均空气渗透率，10-3μm2；

△p—— 生产压差，MPa；

μ—— 地层原油黏度，mPa·s。

利用水平井产能公式与直井产能公式，代入油田基础数据并绘制河道宽度对水平井与直井产能比的影响(见图3)。

图3 河道宽度对水平井与直井产能比的影响

窄条带状油田的水平井初期产能为直井初期产能的3～5倍，水平井与其相应直井的产能比随着河道宽度、储层厚度的增加而下降。与直井相比较，水平井更适用于窄条带状薄油藏开发。

2.3 窄条带状砂体井网部署优化

为了便于研究，根据窄条带状砂体的地质油藏特征，建立概念模型，使用流线模拟器[10]，网格步长设为20 m。河道中心最厚，物性最好，向河道两边砂体逐渐变薄，物性逐渐变差，分别建立200、300、400 m的河道，概念模型能反映河道较窄的特点。

(1) 生产井及注水井井型。在概念模型中建立生产井为定向井和水平井，注水井为定向井和水平井的两注一采井网，计算不同河道宽度时各生产井及注水井井型对方案的影响。研究发现，针对不同河道宽度的窄条带状油田，水平生产井的初期产量远大于定向生产井，采油速度及采收率高。这说明水平生产井在窄条带状油田开采中具有优势。但相较而言，在窄条带状油田开发应用中，水平注水井并不比定向注水井有太大优势。

(2) 储层非均质性。为了研究储层非均质性对窄条带状油田开发的影响，分别建立级差为1∶2、1∶5、1∶10的不同模型。研究发现，级差越大，储层平面非均质性程度越高，注入水更易沿高渗带向油井舌进，边部得不到水驱的区域越大，波及系数越小。通过不同级差下采出程度与含水的关系曲线可以看出，储层非均质性越大，见水时间越早，含水上升速度越快，采出程度越低；中低含水期时，非均质性对含水上升影响较大；高含水期后，非均质性对含水上升的影响变小(见图4)。

图4 不同级差及河道宽度下的采出程度与含水率关系曲线

(3) 生产井方位。在概念模型中建立两注一采井网，设计水平井平行于河道、水平井与河道呈45°角、水平井垂直于河道布置3种布井方式(见图5)。

若河道宽度为200 m：水平井与河道呈45°角时水驱油波及面积最大，采收率最高；水平井与河道垂直时次之；水平井平行于河道时水驱波及面积最小，采收率最低。若河道宽度为400 m：水平井与河道垂直时水驱油波及面积最大，采收率最高；水平井与河道呈45°角时次之；水平井平行于河道时水驱油波及面积最小，采收率最低。这是由于当河道较窄时，水平井长度较短，产能低，生产压差大。相较水平井采用与河道呈45°角的布井方式，见水早，含水上升率快；当河道较宽时，水平井较长，生产压差小，由于距注水井更远，相较水平井采用与河道呈45°角的布井方式，见水晚，含水率上升率慢。当河道较窄时(小于400 m)，应采用与河道呈45°角的布井方式；当河道较宽时(大于400 m)，应采用垂直于河道的布井方式。

(4) 注水井方位。按照注水井在河道中心及边部的不同位置，部署3套井网：注水井平行位于河道中心；注水井平行位于河道边部；注水井交错位于河道边部。研究发现，当注水井平行位于河道中心时，由于河道中心物性最好，注入水沿河道中心高渗带突进快，波及系数小，含水上升快，采出程度低，受非均质性影响，注水井交错位于河道边部时井网最优。

(5) 注水时机。对注水时机进行研究，分别为投产即注、地层压力降到饱和压力处注水、地层压力降到0.85倍的饱和压力处注水、地层压力降到0.7倍的饱和压力处注水。结果表明，当地层压力降到饱和压力处注水，采出程度最高，开发效果最好。对于窄条带状油田，合理的注水时机为地层压力降到饱和压力处注水。

3 应用实例

此项研究成果已经成功应用于渤海先后发现的5处窄条状油田中。利用水平井开发该类型油田，产能得到了释放。平均产能增长了2.3倍，动用储量增加了3 910×104t，采收率增长了11%，取得了很好的应用效果。

例如，2012年B油田明化镇组新发现窄条带状砂体，探明储量为280×104t，布置了5口井，其中3口水平生产井，2口注水井。水平生产井单井初期日产量均超过了120 t，初期产能达到定向井的3倍以上，B油田产量几乎翻了一番 (见图6)。

4 结 语

本次研究从精细地质研究入手，应用保角变换、镜像反映和势叠加原理等理论，推导出窄河道型油田两注一采井网形式的水平井产能计算公式。通过计算可知，水平井产能为直井的3～5倍，随着河道宽度、储层厚度的增加水平井与直井的产能比下降，水平井适合开发窄条带状薄油藏。同时，利用流线数值模拟技术系统研究了窄条带状砂体的井网部署，包括井型、井位、注水时机等，成功指导了该类型油田调整方案优化及预测，扭转了之前窄条状油田开发效果差的局面，使整体开发水平得到了提高。

[1] 周守为,张凤久,孙福街,等.中国近海典型油田开发实践[M].北京：石油工业出版社,2009:1-6

[2] 周守为.海上油田高效开发新模式探索与实践[M].北京：石油工业出版社,2007:25-27.

[3] 周守为.海上油田高效开发技术探索与实践[J].中国工程科学,2009,11(10):55-60.

[4] 宋万超.胜利极浅海油田高速高效开发技术[J].石油勘探与开发,2001,28(3):51-53.

[5] 郑和荣,林会喜,王永诗.埕岛油田勘探实践与认识[J].石油勘探与开发,2000,21(6):1-3.

[6] 李杰,涂彬,陈付真.细分开发层系量化优化技术[J].大庆石油地质与开发,2010,29(6):87-91.

[7] 王书宝,牛栓文.东辛油田多油层复杂断块油藏高含水后期细分层系研究[J].石油勘探与开发,2004,31(3):116-118.

[8] 黄新文,张兴焰,朱学谦,等.文东深层低渗透多油层砂岩油田细分层系开发[J].石油勘探与开发,2003,30(1):84-86.

[9] 王洪宝,苏振阁,陈忠云.油藏水驱开发三维流线模型[J].石油勘探与开发,2004,31(2):99-103.

[10] 闻国峰,任宝生,倪天禄,等.应用数值模拟技术研究周期注水[J].石油勘探与开发,2000,27(1):47-49.

[11] 俞启泰,张素芳.周期注水的数值模拟研究[J].石油勘探与开发,1993,20(6):46-53.

Study and Application of Horizontal Wells in Narrow and Belt Heavy Oil Reservoirs

YANGDongdongLIGong

(Tianjin Branch of CNOOC, Tianjin 300452, China)

BZ oilfield is the first known large and complex fluvial heavy oil reservoir in Bohai area, with the characteristics as narrow and belt shaped distribution-width (average 300m), poor vertical overlaps and thin thicknesses, which result in strong interlayer interference, rapid water breakthrough and other development difficulties, so there is no mature experience from both at home and abroad. This research starts from fine geological reservoir study and adopts the theories of Mirror Image Method and superposition principle to carry on the study on reservoir fine description, productivity evaluation of horizontal well and horizontal well pattern optimization by numerical simulation.

narrow belt shaped; heavy oil reservoir; numerical simulation; productivity of horizontal well; horizontal well pattern optimization

2016-12-20

国家科技重大专项“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术示范”(2011ZX05057-001)

杨东东(1981 — )，女，硕士，工程师，研究方向为油气田开发。

TE343

A

1673-1980(2017)02-0042-05