水平井二次开发与规模实施研究

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【摘 要】XX块东二段属于层状边水普遍稠油油藏，由于地质条件复杂，储层油稠出砂，直井常规挖潜措施难度加大，油藏开发效果差。2007 年以来，在精细地质研究的基础上，开展了水平井技术开发该油藏的可行性研究。现场实践表明，水平井二次技术可有效地改善油藏的开发效果，油藏采收率得到大幅度提高，这对于同类油藏的开发具有较高的借鉴价值。

【关键词】水平井 提高采收率 二次开发

1 油藏概况

XX块东二段为一受断层所夹持的宽缓断鼻构造，构造幅度50m，地层倾角2°～6°。含油面积5.2km2，地质储量1092×104t，平均孔隙度32.8%，平均渗透率1098×10-3μm2，为高孔高渗储层，含油井段长170m，层数16个，平均单层厚度5m，最小油层厚度仅2m，各小层具有不同的油水界面，同一小层不同构造部位油水界面不同。20℃地面原油密度0.98kg/cm3，50℃地面原油粘度5757mPa・s，含蜡量1.85%。

2 直井开发主要矛盾

2.1 区块水淹严重，采出程度低，回采水率高

从与沙三、东三采出程度、综合含水、回采水率对比曲线可以看出，相同开采时间，东二段油层采出程度最低、含油上升最快、回采水率最高，含水上升快是导致东二段油层开发效果差的主要原因。

2.2 油井初期产量高，递减快，含水上升快

统计油田开发初期投产油井，东二段生产井具有初期产量高，产量下降快，含水上升快的特点。单井初期平均日产油37t，平均月含水上升速度1.7%，高于沙三、东三段油层的含水上升速度。

2.3 直井提液效果差

在开发过程中，采取高含水油藏高液量带出高产油方法，由于该油藏受边水运移速度较低的影响，提液效果差。如27-22井在2003年1月21日为了提高产油量，冲次由3次调为4次，调冲次后5天的时间液量由34t/d上升到39t/d，但仅仅持续了6天，液量又降至原来的水平。

3 水平井二次开发主要做法

3.1 精细地质研究，确定水平井部署模型

在精细地层对比的基础上，综合运用地震、测井、岩心等资料，将东二段储层划分为37个单砂体，同时开展了微构造、沉积微相、非均质性等方面研究，建立了三维地质模型。以单砂体为储量计算单元，结合动态分析，对剩余油分布进行了量化，复算后东二主力层地质储量为632×104t，剩余可采储量为84×104t。2小层油层厚较大，邻井生产效果较好，可以进行优先部署水平井。

3.2 深化油藏认识，采用水平井提液增油

在油藏精细描述的基础上，结合生产动态、监测资料进行综合分析，把东二段水淹原因归纳为四个方面。

（1）多层合采，层间干扰出水。60%油井采用多层合采方式生产，其中62%的合采井因层间干扰而水淹，同时由于油层非质性强，造成纵向上不同类型油层水洗程度及剩余油分布差异大，平面上剩余油分布越来越零散。

（2）单层单采，边水侵入。东二段油层广泛发育边水，据统计边水附近的16口油井含水上升均较快，目前己全部水淹。

（3）管外窜槽。受热采开发的影响，套管反复伸缩，造成水泥环破损，油水层互相窜通，油井水淹。

（4）油水过渡带宽，含水油层分布较为广泛。东二段储层属扇三角洲前缘，构造幅度低、岩性细且亲水，毛管力作用强，油水过渡带宽。

通过以上认识以及水平井提液增油的优点，确定采用水平井高液量的方式实施东二段二次开发。

3.3 优化水平井参数设计，确保实施效果

通过精细油藏描述及剩余油分布规律研究，直井单层试采，以及同类型油藏水平井实施调研，综合应用油藏工程、数值模拟和经济评价等方法对水平井轨迹和生产参数进行优化设计，确定合理的水平段长度、垂向位置、距边水距离及水平井注汽强度和排液量，保证水平井实施质量。

按照以上思路，共实施15口水平井，平均单井日产油12.6t，日产水75.7m3，累产油4.3×104t。水平井的成功实施使得该块东二段日产油从二次开发前的99t/d上升到目前的189t/d，采油速度翻番，取得较好的开发效果。

4 结论及建议

（1）利用水平井泄油面积大优势解决了低含油饱和度油藏提液的问题，适合层状边水油藏开发，其产能情况好于直井。

（2）对于原油粘度较大（50℃粘度22000mPa・s）的油藏，尽可能热采投产，根据储层物性、原油性质、动用状况设计合理水平井参数，确保实施效果。

（3）开展普通稠油油藏直井和水平井组合井网注汽相关机理研究，指导下步开发方式优选。

参考文献：

[1]万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术[M].北京：石油工业出版社，1997.

[2]张宏逮译.水平井油藏工程基础.油气田开发工程译丛，1991，（8）（9）.