正韵律厚油层水平井布井优化设计研究及应用

梁晓江

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163511)

0 引 言

对于高含水开发后期的大庆油田杏北开发区，受储层非均质性和油水重力分异作用的影响，导致其厚油层顶部剩余油富集，采用常规直井水驱挖潜开发效果差、经济效益低[1-2]。国内外研究表明，水平井能够有效扩大波及体积，大幅度提高产能，同时，三元复合驱能够使体系兼有降低界面张力和合理控制流度比的优点，因此，水平井三元复合驱的开发方式不仅能够增大油层泄油面积[3-4]，还有利于挖掘厚油层顶部大量剩余油，达到有效提高储量动用程度及采收率的目的[5-6]。目前，国内外对水平井三元复合驱开采厚油层顶部剩余油方面的研究及矿场应用很少。良好的开发效果，得益于对水平井相关参数的优化设计，但常规水平井数值模拟过程中，忽略了水平井沿程损失的影响[7]，与实际矿场应用效果差别较大。文中在考虑了水平井沿程损失的基础上，结合试验区实际地质与开发特征，优化了参数设计，有效提高了模拟的精度，最终确定了正韵律厚油层的水平井最佳布井方式。

1 试验区概况

大庆油田杏北开发区试验区油层经过多次井震结合研究，构造认识清晰明确，试验区含油面积为4.2 km2，开发的葡Ⅰ33单元的石油地质储量为363.48×104t，平均渗透率为0.426 μm2，平均孔隙度为26.6%，地层平均砂岩有效厚度为9.3 m，为典型的正韵律厚油层，试验区以砂岩为主要的储集体，具有良好的储、渗空间。试验区经过多次井网调整后虽取得了较好的开发效果，但依据油层水洗状况、水淹解释资料、LWD测井以及声变资料可知，试验区葡Ⅰ1-3油层水淹厚度比例为97.4%，低水淹比例为20.9%，低未水淹比例为23.5%，厚油层下部水淹严重，而上部仍存在采用常规方式难以挖潜的大量剩余油，占剩余油总储量的71.26%。试验区现已进入高含水期，综合含水率已达到93.17%，采出程度为49.82%，还有进一步挖潜的空间。

2 考虑沿程损失的模拟技术

2.1 沿程损失对开发效果的影响

图1为水平井流压分布示意图。由图1可知，数值模拟过程中不考虑水平井沿程损失，从注入井到生产井生产压差恒定。当考虑水平段存在井筒沿程损失，水平井的沿程损失和流体流动方向有关，当与直井段相连的井底处为水平井的跟端A，水平井水平段末端为水平井的趾端B时，生产井压力自跟端A到趾端B逐渐升高，而注入井压力自跟端A到趾端B逐渐降低[8-10]，导致注入井和生产井水平段压力存在差异。

图1 水平段流压分布示意图

通过精确模拟，当水平段长度为300 m时，注入井沿程损失为0.13 MPa，生产井沿程损失为0.38 MPa(图1)。通过对比含油饱和度分布场可知，在不考虑沿程损失时，水平注采井间驱替比较均匀，模拟的结果与实际情况差别较大；在水平段沿程损失的影响下，导致注采井间存在压差产生驱替不均匀的现象，与实际情况相符合(图2)。模拟过程中，计算了水平段沿程损失，能够模拟“跟趾效应”，提高了符合程度[11]。

图2 含油饱和度分布场

2.2 沿程损失对井网部署的影响

水平井设计过程中，为了减缓“跟趾效应”，应该采用反向井网，即水平注入井的指端对应水平生产井的跟端。根据水平井流压示意图可知(图3)，和正向井网相比，反向井网能够有效克服正向井网跟、趾端注采压差差异而导致的驱替不均匀问题(图中实线为正向井网产生的压力曲线，虚线表示反向井网产生的压力曲线)。因此，反向井网既考虑了压力损失的影响，又可以有效减缓注入液的局部突进，使注入液波及效率高，导致注采井间剩余油少(图4)，驱替效果好。

图3 水平段流压分布示意图

图4 不同井网含油饱和度分布场

3 水平井相关参数优化研究

应用CMG数值模拟软件中的STARS模块建立了试验区实际模型，设置平面网格步长均为20 m，纵向上分为6层，地层有效厚度为9.3 m，各储层物性参数均由现场实际测得。根据试验区块夹层发育及剩余油分布确定水平井的靶点位置，发现剩余油主要分布于试验区断层附近，从而确定水平井井组位置，其余区域部署直井，采用井距为141 m的五点法面积井网，研究采用间注间采的平行正对反向井网作为基础井网，优选出最佳注入方案是采用2 500×104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(1 800 mg/L)+0.3倍孔隙体积三元主段塞(2 000 mg/L 聚合物+1.2%碱+0.3%表面活性剂)+0.15倍孔隙体积三元副段塞(2 000 mg/L 聚合物+1.0% 碱+0.2% 表面活性剂)+0.20倍孔隙体积后续聚合物段塞(1 400 mg/L)，每年注入量为0.18倍孔隙体积。

3.1 水平井段长度优化

根据研究结果发现，当水平井注采井距(200 m)、射孔层位等情况不变的条件下，改变水平段长度，体系的阶段采出程度会随井段长度的增加而呈现出增大的趋势。当井段长度低于300 m的情况下，长度每增加50 m，相应体系的平均阶段采出程度的增加幅度为1.09个百分点；当井段长度在超过300 m的情况下，井段长度每增加50 m，则体系的平均阶段采出程度增加幅度仅为0.44个百分点。说明水平井水平段长度有一个合理极限，并不是随着水平段长度的增加，产能会无限增加。由于井筒沿程损失、钻井过程中的油层污染以及产层压力消耗增加等一系列原因，产量的增加与水平段长度的延伸并非呈线性关系，而是随着水平段的延伸，产量增长幅度趋于平缓[12-13]。综合经济效益的影响，认为区块合理的水平井长度应为300 m。

3.2 水平井井距优化

根据研究结果可以发现，水平段长度(300 m)、射孔层位等情况不变的条件下，改变水平井注采井距，体系的阶段采出程度会随注采井距的不断增加而呈减小的趋势。井距低于200 m的情况下，井距每增加50 m，相应体系的平均阶段采出程度的增加幅度为1.08个百分点；井距在超过200 m的情况下，井距每增加50 m，则体系的平均阶段采出程度增加幅度变为1.50个百分点。对于水平井间注间采，压力由注水井处向生产井处逐渐降低，从而产生压力差，驱动流体流动。当注采井间距离增大到一定值后，会有部分区域由于驱动压差较小而形成难动用区。综合考虑钻井成本投资，认为该区块合理注采井距应为200 m。

3.3 水平井间错开距离优化

数值模拟计算结果表明，水平段长度(300 m)、注采井距(200 m)、射孔层位等情况不变的条件下，改变水平井错开距离，体系的阶段采出程度会随错开距离的不断增加而呈先上升后下降的趋势。在水平井错开距离由0 m变化到100 m的情况下，体系相应的阶段采出程度也由21.90%变化到23.15%，此时阶段采出程度达到最大，继续增加错开距离，当水平井错开距离由100 m增加到150 m时，阶段采出程度由23.15%降低到22.85%。这是由于随着交错距离的增大，水平井可能会产生局部受效不均衡，导致动用状况降低、阶段采出程度降低(表1)。在实际布井中，为有效开发剩余油及合理高效布井，可以根据油藏实际地质情况，结合剩余油富集区位置，对水平井错开距离进行适当调整。

表1 不同水平井错开距离开发效果评价

3.4 水平井井轨迹优化

数值模拟计算结果表明，水平段长度(300 m)、注采井距(200 m)、错开距离(100 m)等情况不变的条件下，改变水平井井轨迹所在的层位(表2)，方案7(采油井位于第3层，注入井位于第1层)开发效果最好，累计产油量为50.36×104t，阶段采出程度为23.71%，其次为方案4(注入井位于第2层，采油井位于第1层)，方案6(注入井位于第2层，采油井位于第3层)开发效果最差。

综合上述分析，水平井井轨迹最优方案为“低注高采”，即注入井位于油层中部、采油井位于油层顶部。通过分析不同水平井位置层内剩余油分布可知，水平注采井在油层内的位置对剩余油分布影响较大。对比“高注低采”和“低注低采”可以发现，当采油井位于油层中部，难于挖潜采油井水平段上部的剩余油。分析“高注高采”可知，注入井水平段下部区域，原油同时受到向下驱动力和向上浮力的影响，驱动压差变小，且注入井到采油井流线长，驱动压力梯度低，导致油层中部存在剩余油。由“低注高采”层内剩余油分布得知，“低注高采”由于注入井到采油井流线较短，能够有效挖潜油层顶部和中部剩余油，整体剩余油较少。综合考虑以上因素发现，当采油井位于油层顶部，注入井位于油层中部(“低注高采”)时，能够扩大油层泄油面积、提高控制程度，有利于有效挖掘厚油层顶部富集的剩余油。

表2 不同水平井井轨迹开发效果评价

综上所述，通过考虑水平井沿程损失的基础上，得到水平井的相关参数优化结果：水平段长度为300 m、注采井距为200 m、井间交错为100 m、将注入井部署在厚油层中部、采油井部署于厚油层顶部开发效果最好(“低注高采”)。

4 现场应用

正韵律厚油层水平井挖潜技术已经应用于大庆油田杏北开发区试验区内，2013年，在试验区有7口水平井成功完钻，由此在试验区内形成了3注4采的“跟趾反向”水平井组，水平井按研究成果进行合理布井，周围直井以井距为141 m的五点法面积井网进行布井，总计试验区内直井生产井48口，直井注入井32口。

矿场实施后，取得了较好的开发效果，7口水平井初期平均单井日产液量为75 t/d，与同期新钻投产的直井相比，日产液量约为直井的3倍。应用此种井网形式，试验区块于2013年3月进行空白水驱，2014年3月，试验区的综合含水率为93.03%，此时注入前置聚合物段塞，目的为有效提高注入液的利用率。于2014年9月注入三元主段塞，以大幅度提高注入液的效果。截至2018年3月，试验区块三元复合驱阶段累计产油40.76×104t，阶段采出程度为22.05%，三元复合驱试验过程中最低含水率为77.97%，水平井三元复合驱含水率下降了17.23%。水平井三元复合驱在试验区的应用效果显著，所部署的直井与水平井形成了良好的注采关系，能够有效降低试验区的综合含水率，并且有助于挖潜厚油层顶部富集的剩余油。

5 结 论

(1) 模拟过程中，考虑了水平段沿程损失的影响，能够反映“跟趾效应”，提高了符合程度，为减缓“跟趾效应”，应该采用反向井网。

(2) 水平井相关参数优化结果为水平段长度为300 m、注采井距为200 m、井间交错100 m、将注入井部署在厚油层中部、采油井部署于厚油层顶部开发效果最好(“低注高采”)，其阶段采出程度为23.71%。

(3) 根据对水平井布井的优化结果，提出了水平井与三元复合驱结合的开发方式，并进行了矿场试验，取得了较好的开发效果。