特高含水砂岩油田直平组合井距优化研究

李雅南，孟凡秋

(中国石油辽河油田公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

特高含水砂岩油田直平组合井距优化研究

李雅南，孟凡秋

(中国石油辽河油田公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010)

哈萨克斯坦K油田储层岩性复杂，以反九点井网为主，部分反七点和四点井网组合注水开发已达37年，综合含水已达90.5%。为了充分挖潜、提高储量动用程度，探索通过直井注水、水平井采油的直平组合开发方式动用剩余油。应用地质、测井、油藏工程等多学科理论，结合数值模拟结果，论证不同平面位置组合、不同井距条件下储量动用效果。直平组合注采井距和油层厚度、注水井位置等关系较大，最小井距不小于200 m，最大井距为油田标定采收率设计的注采井距。通过进一步论证设计，在K油田部署实施水平井38口。平均单井初期日产油17.9 t，含水68.7%，充分证实应用水平井技术，通过直平组合进行高效开发高含水砂岩油田、动用剩余油的可行性。

哈萨克斯坦；高含水砂岩油田；注水开发；直平组合；井距论证

1 油田概况

哈萨克斯坦K油田位于北乌斯丘尔特盆地西北部，背斜构造，北陡南缓，发育北东、北西和近东西向三组共21个构造断裂，将背斜切割成7个区，20个断块。含油气目的层为中、上侏罗统和下白垩统，岩性主要为粉、细砂岩，在纵向上分为12套砂岩组24个小层。各小层砂岩厚度最大10.3 m，一般4～8 m。根据岩心分析资料，孔隙度平均25%～30%，渗透率平均400 mD～1 000 mD。发育多套油水系统，油水界面一般海拔-880 m～-900 m，不同区块稍有差异。

K油田1979年9月投入开发，1980年开始注水，以反九点井网为主，局部为反七点井网。截止2016年9月，油水井总数3 172口，采油速度0.63%，采出程度23.08%。各开发层系累积注采比0.50～1.43。综合含水已达90.5%，应用水平井开发始于2012年，截至目前共完钻38口，单井产量高，平均日产油为周围老井的2～3倍，鉴于该油田已属于开发中后期，水淹程度高，为了继续深入研究应用水平井挖潜主体区块潜力，在水平井实施过程中，对直平组合井距进行论证和优化，进一步保证水平井开发效果，提高储量动用程度和整体开发效益。

2 直平组合平面位置优化研究

通过调研前人研究成果[1-5]，结合K油田油层特征，在直井注水、水平井采油的平面位置研究中，优选3个方案(见图1)建立注采井组的机理模型：方案1，注水井位于A点一侧；方案2，注水井位于A、B点之间；方案3，注水井位于B点一侧。

通过模拟注水井与水平井平面上不同位置(见图1)，水平井根部压力低，当注水井靠近根部容易导致水窜，驱油面积小，采收率低，反之动用程度高。

3 最小注采井距论证

3.1 可采储量法

水平井最低增油量，即能够受到注水影响而产生的最大产油量[6]。这里仅计算水平井受到单向注水影响时的最小井距(油井多向受效时比单向受效时动用储量大，注采井距也更小[7，8])。

卡拉姆卡斯油田目前水驱储量动用程度75%。水平井与注水井在平面上是三角形，如图2所示。能够受到注水影响而产生的最大产油量，设为N，通过如下公式可求出最小注采井距与油层厚度的关系。

(1)

(2)

So=Soi(1-R)

(3)

式中：L为水平段长度，m；h为油层厚度，m；Φ为孔隙度；So为目前含油饱和度；Sor为残余油饱和度；x为注水井到水平井的距离，m；ρ为原油密度，；N为最大产油量，t；Soi为原始含油饱和度；R为采出程度。

目前卡拉姆卡斯油田采出程度21%，平均含油饱和度51%。卡拉姆卡斯油田目前实施水平井中，水平段长度一般在200 m左右，本次论证取水平段长度为200 m，可大致得到最低注采井距与油层厚度关系曲线，见图3。

在含油饱和度相近的情况下，油层厚度越大，剩余可采储量越大，所需注采井距也越小。

3.2 数模法

利用CMG数值模拟软件，建立注采井组的机理模型。通过对油层厚度、储层物性、地层压力、水平井钻井时机、水平井产液量、井距以及水平段长度等七个方面的研究，来制定水平井的合理工作制度。

1)模型的建立。选取一个注采井组，建立一个长410 m，宽420 m，纵向为5层的均质模型，网格步长为10～20 m，网格系统为41×21×5。

为便于对比不同条件下的开发效果，选用一个基准模型作为参照，基准模型为地层渗透率400 mD，油层厚度20 m，孔隙度0.28，含油饱和度0.66，水平井部署在油藏顶部，在油藏开发初期投产，水平段距注水井排的距离200 m，水平段长度200 m，日产液量25 m3/d。2口注水井在3～5层注水，按照注采平衡配注。2口油井直井在1～3层生产，距离注水井400 m。油井定液量生产，油井含水达到95%后关井。

2) 注采井距。方案中对比和预测了水平段距离注水井160 m、200 m、240 m和300 m时的开发指标，研究对水平井产能的影响。

通过模拟结果与基准模型的对比，由不同注采井距条件下的水平井累产油量和含水率(见图4)以及对相邻油井累产油量的影响(见图5)，可以得出以下结论：注采井距越大，在控制合理生产压差前提下，油井见水晚，单井累产油较高，但注采井距增大到300 m时，注水效果降低，导致油井的控制储量降低，产油量下降，综合考虑注采井距、生产井距和区块采出程度，注水井和水平井注采井距应大于200 m。

两种方法计算最小注采井距结论相似，即在含油饱和度相近的情况下，油层厚度越大，剩余可采储量越大，所需注采井距也越小。但注水井和水平井注采井距应大于200 m。

4 最大注采井距

注水井位于水平井B点附近时，注水井与水平井的井距相当于B点与注水井之间的距离，即相当于两口直井的距离。依据全油田采收率和井网密度曲线，计算在目前的注采井网条件，目前的井网密度为6.79口/km2，采收率为28.5%，平均井距为384 m(见图6)。如果采收率达到标定值32.5%时，则井网密度达到8.9口/km2，平均井距为335 m。

最大注采井距不应超过油田开发中标定采收率设计的合理井网，即335 m～384 m之间。

5 实际注采井距评价

卡拉姆卡斯油田水平井实施过程中，受限于油层厚度差异，水平段在油层中的纵向位置分为两类：

1)水平井水平段在油层上部的注采井距。对于厚油层，底部相对吸水量较大，厚层顶部剩余油富集。卡拉姆卡斯油田投产水平井中，水平段在厚度较大油层顶部或上部的水平井，多数日产油高，产量稳定。表明目前注采井距处于合理范围。而7003井注采井距偏大，为456 m，投产7个月见效，见效缓慢。7011井注采井距250 m，4个月内未能见效，见效缓慢。分析卡拉姆卡斯油田直平组合注采井距，最小163 m，最大456 m，平均为300 m。确定合理井距在180 m～220 m。

2)水平井水平段在油层中部的注采井距。由于卡拉姆卡斯油田单井注水量较大，平均累计注采比大于1.0，单井产液量均较高。对于水平段在油层中部的水平井，其实际注采井井距基本在400 m～450 m，井距在合理井距之外(335 m～384 m)，远大于最小井距，有加密的潜力。注水井2110井距7009井410 m，相应见到注水效果的时间长达17个月。

6 结论

通过分析评价卡拉姆卡斯油田实际注采井距。直平组合注采井网中，水平井单向受效时，注采井距最大。增加见效方向、增加注水井，提高动用储量，可降低最小注采井距。对于注水开发层状砂岩油田，最小注采井距根据钻遇油层厚度有所调整，不小于200 m，最大注采井距不应超过油田开发中标定采收率设计的合理井网。

[1] 姚凯，姜汉桥，武兵厂，等. 水平井垂向位置优化研究[J]. 长江大学学报(自然版)理工卷，2007(2)： 201-204.

[2] 李传亮. 油藏工程原理 [M].北京：石油工业出版社，2005.

[3] 秦积舜，李爱芬. 油层物理学[M].东营：石油大学出版社，1991.

[4] 凌宗发，王丽娟，胡永乐，等，水平井注采井网合理井距及注入量优化[J].石油勘探与开发，2008(2)：85-90.

[5] 赵立军. 水平井水平段长度优化设计与实践[J]. 石油地质与工程，2014(3):110-112.

[6] 龚晶晶，唐晓云，刘道杰等，边底水油藏水平井二次开发技术研究[J].石油地质与工程，2013(7):61-64.

[7] 栗伟，袁尚金，边底水砂岩油藏高含水期水平井加密技术[J]. 承德石油高等专科学校学报，2012(12)：9-14.

[8] 孙建光，新海 27块二次开发技术研究[J].承德石油高等专科学校学报，2009(9)：10-13.

DemonstrationofStraightandHorizontalWellDistanceofHighWaterSandstoneOilfield

LI Ya-nan, MENG Fan-qiu

(E&D Research Institute of Liaohe Oilfield Company, PetroChina, Panjin124010, Liaoning, China)

The K oilfield of Kazakhstan has complex reservoir lithology and high heterogeneous interlayer. It was mainly developed by inverted nine-spot pattern, partially developed by inverted seven-spot and combination with four wells by water flooding for37years, and the comprehensive water content is90.5%. In order to dig the potential remaining oil and improve the degree of producing reserves, we explored the way of combination of water injection to straight direct well and oil production by horizontal well in developing the remaining oil. Then we took the application of geology, logging, reservoir engineering and many multidisciplinary theories, combined with the results of numerical simulation, then we demonstrated the percentage of producing reserve in different plane position combination and different distance of wells. The well spacing of the combination of straight and horizontal wells has large relationship with the thickness of reservoir and the location of the injector. The minimum well spacing need to be no less than200meters and the maximum well spacing is designed by the demarcate recovery ratio of the oilfield. It has already deployed38horizontal wells in the K oilfield by further argument. The average daily oil production of single well has reached17.9t/d and the water content was68.7%. It has been proved that it is feasible to use the horizontal well and combination with straight and horizontal well in efficient development of high water content sandstone oilfield and feasible to produce the remaining oil.

Kazakhstan; high water sandstone oilfield; water flooding development; combination of straight well and horizontal well; demonstration of well distance

2017-04-18

李雅南(1984-)，女，辽宁盘锦人，工程师，从事哈萨克斯坦K油田开发地质研究，E-mail：279068454@qq.com。

TE357

A

1008-9446(2017)06-0006-04