底水油藏水平井分段开采研究与设计——以大港油田庄海8馆陶组为例

窦松江，孙超囡，李云鹏，李　涛，何淑梅，刘天鹤

底水油藏水平井分段开采研究与设计——以大港油田庄海8馆陶组为例

窦松江，孙超囡，李云鹏，李涛，何淑梅，刘天鹤

（中国石油大港油田勘探开发研究院，天津300280）

摘要：目前国内绝大多数底水油藏采出程度较低，开发效果不理想，如何进一步提高该类油藏的采收率，是油藏工程技术人员不断的追求与奋斗的目标。以大港埕海油田庄海8馆陶组底水油藏为例，通过对经验与教训的分析，开展了非均质底水油藏中不规则井身轨迹的水平段压降、流量等沿程分布规律的研究，定量描述底水油藏水平井水平段内部流量及压力的分布，明确底水锥进规律。以此为基础进行水平井优化设计，结合储层分布、水平井完钻轨迹、油藏波及动用范围，提出水平井防砂完井分段采油技术方式，实现长水平段内生产压差有效控制，实现了水平段内均衡的采油。理论与实际生产证明，水平井分段开采是不分段开采产量的2倍以上。底水油藏水平井分段开采技术的研究与试验，起到了控水增油的效果，为国内外此类油藏水平井改善开发效果探索了新的途径。

关键词：底水油藏；水平井；定量描述；优化设计；分段开采

大港埕海庄海8馆陶组是一套典型的中浅层高孔高渗型底水构造油藏，原油性质属偏重质低凝高黏，底水能量较充足，隔夹层不发育，底部发育底水厚度与油层厚度比例约为1∶1，该油藏地处滩海区域，受复杂地表、地质条件的影响，需采用海油陆采方式，采油人工岛距该油藏水平位移2 500 m，方案部署规模采用3口大位移水平井横穿河道呈近东西向布井，水平段长度455～829 m；投入开发后初期产量102～251 t/d，受原油物性和储层非均质性的影响，生产过程中表现出如下开采特点：①水平井开发无水采油期短（18天），产量递减快，底水锥进速度快；②水驱动用程度低，水驱动态储量36×104t，储量动用程度仅8.7%；③单井累计产油量低，未能充分发挥水平井长水平段开发的优势。面对不理想的开发现状，借助国家科技重大专项“歧口滩海油田高效开发综合配套技术研究与应用”项目（2008ZX05015—005），开展了相应的技术攻关研究。

1　水平井地质模型建立及敏感性分析

该区馆陶组底水油藏，纵向上油水层间夹层不发育，平面非均质性较强，水油黏度比大，水体体积大，初期较高的液量，致使底水上锥速度快、产量递减大，油藏动用程度较低。为了剖析馆陶组含水上升规律，寻求改善目前开发现状的有效方法，利用建模、数模一体化技术，根据新钻井、生产井的实际情况，不断完善油藏动静态模型。在平面上选择网格步长为20 m×20 m，纵向上针对隔、夹层的发育情况及储层沉积规律，模拟小层厚度精细到0.4～0.5 m，其模型网格节点总数473 472个。在储层建模基础上开展数值模拟，通过隔夹层分布、水平井位置、长短、井距、生产压差等分析，探索改善开发效果的途径[1]。

1.1隔夹层影响分析

该区稳定的隔夹层不发育，但局部仍发育粉砂质泥岩或泥质粉砂岩隔夹层，为此分别在有隔层、有夹层、及无隔夹层的区域设计水平井，水平段为300 m，生产压差为0.5 MPa，纵向位置位于油层顶部2 m，对比各项生产指标变化情况。无隔夹层投产初期便高含水；当水平井底部有隔层、岩性夹层时，累产1万吨原油含水分别为50%、70%。

1.2水平段方位分析

研究采用定生产压差计算，生产压差取值为0.5 MPa，水平段纵向位置位于油层顶部2 m，对切河道发育方向与顺河道发育方向两种水平段方位进行模拟计算，水平段长分别为200、300、400、500 m，见表1。

表1　水平段顺、切河道产量效果对比

从计算结果来看，无论水平段多长，顺河道发育方向布井开采效果均好于切河道发育方向布井，特别是水平段越长，水平段方位影响越明显。

1.3水平段长度研究

同样采用定生产压差计算，生产压差取值为0.5 MPa，水平段纵向位置位于油层顶部2 m，采用枯竭式生产，水平段长分别从200、300、400、500、600、700、800 m进行对比计算。从水平段为500 m长作为变化拐点，产量增加幅度变缓；建议设计井水平段长时，应根据储层沉积情况选择相对稳定水平段长布井。

1.4采油井距研究

采用水平段纵向位置位于油层顶部2 m，水平段长为300 m，生产压差0.5 MPa，采油井距分别为100、150、200、250、300、350 m，对比生产指标。从模拟结果来看，采油井距为150 m时，开发效果最好；采油井距为100、200 m时累采油量相近，井距越大时累产油效果越差。

1.5采油井水平段纵向位置研究

采用水平段长为300 m，生产压差为0.5 MPa，对比纵向位置位于距油层顶1/6、1/5、1/4、1/3、1/2、2/3、3/4处等方案的各项生产指标变化情况得出，当距油层顶1/6～1/3时，其含水95%累计产油量非常接近，而处于1/2时其最终累产油量只有前面类型的60%；当距油层顶2/3、3/4时开发效果非常差。

1.6采油井合理工作制度及产液量研究

采用水平段纵向位置位于油层顶部2 m，水平段长为300 m，对比不同生产压差条件进行模拟计算，生产压差分别为0.3、0.5、0.7、0.9、1.1 MPa。

从模拟结果来看，不同生产压差条件下含水95%时累产效果差别不大，只是生产压差越小，无水采油期相对较长；生产压差越大，无水采油期越短；当生产压差0.5 MPa时，初期采液量控制在50 m3左右，开发效果较好。

1.7底水油藏水平井产能影响因素敏感性分析与评价

根据底水油藏水平井产能公式：

式中：qoh为水平井的产量，m3/d；ke为储层有效渗透率，10-3μm2；h为储层厚度，m；△p为生产压差，MPa；μo为原油黏度，mPa·s；Bo为原油地层体积系数；L为水平段长度，m；rw为井眼半径，m；Zw为以水平井纵向位置距油水界面深度，m；β为渗透率各向异性指数。

对比相同生产条件下，计算水平段长度L、油层厚度h、原油黏度μo、渗透率各向异性β及水平段纵向位置Zw等参数的敏感性。由计算结果可知，当产能在-2～2倍的范围内变化时，油层厚度h对其影响最大，其后依次是水平井段长度L、原油黏度μo、水平井纵向位置Zw及不同渗透率异向性比（图1）。

图1　底水油藏水平井产能影响因素敏感性分析

2　水平段内部动用规律研究

2.1运用“多段井模块”开展水平段内部动用规律研究[2]

采用斯伦贝谢公司Eclipse软件中的“多段井模块（Multisegment Well Model）”模拟器进行模拟计算，该模块对于模拟水平井具有一定优势，可将水平段按照需要细分成多个计算节点分别描述，避免了水平段受网格步长的影响而形成的轨迹误差；计算过程中考虑因摩擦、重力压头及加速度等影响而产生的压力损失，准确地进行水平段压降和流量分析；可获得每个水平段微元在不同时间的流量、压力、含水等动态监测无法获取的生产指标，为生产分析提供可靠的依据。

2.2均质油藏水平井水平段开采规律分析

均质油藏水平井由油藏流入水平井井筒的流量、压力沿水平段分布具有较强的规律性。流量分布总体上呈现两头（始端和水平井末端）大，中间小的分布形态（图2）；压力的分布从水平井的末端至生产端压力逐渐降低，生产压差逐渐增大（图3）。

图2　流量沿水平段分布曲线

图3　生产压差沿水平段分布曲线

2.3非均质油藏水平井水平段开采规律分析

针对庄海8馆陶组实际非均质油藏，受地面井场条件的限制，设计水平井皆为横切河道钻井，水平段内部存在着一定的物性差异。利用水平井“多段井模块”进行模拟计算，结果表明：在实际储层中，水平井水平段中每个段受纵向位置、渗透率、压力损失的综合影响，反映出与均质条件下不同的生产特征。庄海8Ng-H1井水平井轨迹起伏较大，呈前低后高形式，其位置越低、压力损失越大，生产压差越大（图4），故底水延水平段最低处上锥速度最快，使得水平段后端近358 m未动用（占水平段长的43.2%）。

图4　Ng-H1井沿水平段产量、生产压差分布曲线

庄海8Ng-H2井水平井实钻轨迹基本水平，水平段内部生产压差变化反映出始端高，其后逐渐降低的关系。由于水平段内部形成的综合压降损失较小，故水平段内部生产压差变化较小（图5），仅水平段后端近70 m未动用[3]。

图5　Ng-H2井沿水平段产量、生产压差分布曲线

3　底水油藏水平井“分段开采”理念的提出

3.1实际生产证实该油藏水平井动用范围小

2009年底该区有一口过路井钻遇馆陶油层，与庄海8Ng-H2井相距60 m，庄海8Ng-H2井已较大液量生产近两年，过路井的油水界面与原油藏一致，说明实际生产的水平井横向波及范围较小，绝大部分的储量仍未动用。

3.2理论模拟三口水平井水平段内部动用存在差异

三口水平井水平段长度在455～829 m，由于实际油藏不可避免的非均质性，水平段过长，底水沿高渗带进入水平段后，会形成部分水平段（特别是后端）不能发挥生产作用，造成不必要的浪费；同时水平段越长，水平井钻井轨迹越不容易控制，而且水平井产能并不是随水平段长度而无限增大。

3.3原采油井距可以适当加密调整

从模拟结果来看，采油井距为150 m时，开发效果最好，井距越大时累产油效果越差，原300 m的水平井井距可以进行加密调整。

3.4综合分析提出水平井分段开采理念

结合实际储层分布、水平井配置情况及射孔方式的优化，提出了适合滩海大位移长水平段水平井的“分段开采”技术思路，即水平井一次性钻遇长水平段。根据实钻情况选取物性、岩性相对均质段进行分段射孔、分段开采，每段水平段控制在200 m左右，封隔器封隔段要大于60 m，使第二段开采时不受第一段含水的影响，确保开发动用储量的可靠性，实现少投资，逐段动用，一口井作多口井使用，在控制底水锥进速度的同时，达到提高油藏储量动用程度和最终采收率的效果。

3.5区块水平井方案设计

采用水平段纵向位置位于油层顶1/3处，水平段长为700 m左右，初期采油量控制在50 m3左右，方案共部署水平井8口。设计三套开采方案。方案一：根据水平井钻遇情况，分三段进行射孔独立开发，段与段之间下封隔器进行封堵；方案二：一次性全部射孔生产；方案三：分三段开发，但分段期间没有任何封堵措施。通过计算对比可以得知方案一明显要比其他两种开采方式要好，而且分段开采最终累产油能达到其他两种开采方式的2倍左右，区块最终采收率提高10%，效果明显；从油藏数值模拟结果来看，尽管采用分段开采，但对高含水井段不采取封堵措施，含水略微降低，效果不是非常明显，与水平段一次性全部投产的效果差别不大[4]。

4　水平井分段采油与防砂完井优化

4.1分段采油技术研究与优化

为了有效延缓底水锥进，改善底水油藏水平井开发效果，比较有效的控制压差生产，开展了水平段均衡采油方式的研究与应用。主要包括以下几个方面：

一是中心管采油，在水平段插入直径小于井眼或套管（筛管）的生产管柱，使沿程压降和流入剖面都比普通完井方式平缓，从而延缓底水锥进。

二是筛管＋盲管，针对裸眼完井，国内主要采用筛管、盲管长度比例与位置关系实现平衡。

三是分段采油，对于水平段长、非均质严重的水平井，利用封隔器将水平段分为几段，优化完井参数，逐段上返开采，实现平衡采油。

4.2完井方式的优化

通过对各种完井方式的对比分析，原有的裸眼砾石充填在现有技术条件下无法实施分段完井，而且费用高；而采取筛管完井则既满足防挡砂的需要，又可以实现分段完井，满足分段平衡采油的需要，并通过筛管的变孔密设计，还可改善流入剖面。

第一口分段开采井庄海8Ng-H8，其完井结合实钻轨迹及水平段解释结果，在分段完井工艺上，管外应用了遇油遇水膨胀封隔器，管内预设了一组插入式封隔器，将水平段分为两段，前后两段均采用了变参数的星孔筛管，首先对末端进行生产。

4.3水平井分段开采实施成效

通过实施水平井分段开采后，其效果较为显著。庄海8Ng-H8井初期实施了控液量生产，含水上升速度明显低于未分段的邻井，未分段邻井庄海8Ng-H1、庄海8Ng-H2、庄海8Ng-H3井达到90%；特高含水期的平均生产时间为171天，此时平均单井累积产油量为13 511 t，而庄海8Ng-H8井截止目前第一段220 m已连续生产710天（其中无水采油期为60天），含水为65%，已累积采油18 176 t。该种水平井段平衡流量的配套工艺已获得国家专利授权。

5　结论

（1）通过精细地质模型的建立，对3口已生产井开展不同影响因素分析，除隔夹层外，油层厚度与水平井段长度对水平井产能敏感性较强。

（2）底水油藏全水平段投产，其内部动用存在较大差异，会形成部分水平段（特别是末端）不能发挥生产作用。

（3）采用水平井分段开采后有效缓和水平井段底水锥进不均的矛盾；在相同累积产量条件下，分段开采井产量稳定、含水上升速度慢，分段开采见到了明显的效果。

参考文献：

[1] 窦松江，孙超囡，贾玉梅，等. 滩海油田开发初期的地质建模研究[J]. 海洋石油，2008，28(1):13-18.

[2] 李保柱，宋文杰，纪淑红，等. 水平井水平段压力分布研究[J].石油学报，2003，24(2):97-100.

[3] 周生田，张琪. 水平井水平段压降的一个分析模型[J]. 石油勘探与开发，1997，24(3):49-52.

[4] 窦松江，赵平起. 水平井随钻地质导向方法的研究与应用[J].海洋石油，2009，29(4):77-82.

中图分类号：TE349

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1008-2336.2012.03.081

基金项目：国家科技重大专项“歧口滩海油田高效开发综合配套技术研究与应用”（2008ZX05015—005）部分成果。

收稿日期：2012-02-24；改回日期：2012-07-10

第一作者简介 ：窦松江，男，1966年生，2005年获中国地质大学博士学位，现为大港油田勘探开发研究院教授级高工，主要从事开发地质研究。

文章编号：1008-2336（2012）03-0081-05

Research and Design on the Segregated Production with Horizontal Well in Bottom Water Reservoir ——An Example of Guantao Formations in Zhuanghai 8 Block in Dagang Oil Field

DOU Songjiang, SUN Chaonan, LI Yunpeng, LI Tao, HE Shumei, LIU Tianhe
（Exploration & Deνelopment Research Institute of PetroChina Dagang Oil fi eld Company, Tianjin 300280, China）

Abstract:At present, the oil recovery percent is low in most of the bottom water reservoirs, and the oil production results are always not satisfactory. How to enhance the oil recovery of such reservoirs, this is the pursuit and goal for all reservoir engineers. With the bottom water reservoir in Neogene Guantao formations of Zhuanghai 8 block in Dagang oil fi eld as an example, through analysis of the experiences and developemt lessons in this kind of bottom water reservoirs, we have conducted the research on the pressure drop and fl ow regularity along the way of irregular wellbore trajectory in horizontal segment in heterogeneous bottom water reservoir, and quantitative analysis about the pressure and fl ow regularity within horizontal segment in horizontal well, and made clear about bottom water coning regularity. On the basis of the study results, the design of horizontal well has been optimized. In addition, combining with the study about reservoir distribution, the trajectory of the horizontal well, water fl ooding sweep and producing region of reservoirs, the technique of sand control completion and segmented exploitation in horizontal well is proposed. This technique is very effective in controlling producing pressure drop within long horizontal segment, and the equilibrium oil recovery in horizontal segment has been achieved with this technique. It has been proved through the actual production that the production rate has increased by two times or more with segmented exploitation method compared with not using this method. The water cut has been controlled and oil production has increased by using this technique, which provides a new method to improve oil development results in hori-zontal well for such reservoirs at home and abroad.

E-mail：dsj196612@sina.com。

Key words:bottom water reservoir; horizontal well; quantitatively describe; optimizing design; segmented exploitation