遼河油田茨9區(qū)水平井開發(fā)方案預(yù)測

閆文華， 張雅琦

（東北石油大學提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶163318）

茨9區(qū)油藏1988年7月采用平均井距為300 m的直井井網(wǎng)投入開發(fā)，初期依靠天然能量開采，地下虧空嚴重，隨著開采程度的提高，直井開發(fā)中油井水淹快、注水井水竄嚴重的弊端日益嚴重，綜合含水率迅速竄升。而與直井開發(fā)相比，利用水平井開發(fā)具有單控儲量高、泄油面積大，單井產(chǎn)能多、生產(chǎn)壓差小、采油成本低等優(yōu)勢，對于邊底水油藏，水平井開發(fā)能夠很好地控制含水上升速度，局部改造油藏的連通性，有效的抑制油藏發(fā)生水錐［1－6］。因此，針對茨9區(qū)直井開發(fā)的種種弊端，進行了水平井開發(fā)的方案設(shè)計，為茨9區(qū)的進一步開發(fā)提出新的方向。

1 油藏概況

茨9區(qū)構(gòu)造上位于遼河盆地東部凹陷北部的茨榆坨構(gòu)造帶中段的南端，根據(jù)斷層的位置將其劃分為茨66塊、茨67塊、茨90塊和茨氣1塊4個次級斷塊區(qū)，主要含油氣層位為沙河街組沙一段，油藏埋深1 650～2 300m。含油面積5.3km2，探明石油地質(zhì)儲量5.43×106t，標定采收率為11%，地面原油密度0.951 2g／cm3，黏度383.6mPa·s。

2 剩余油分布規(guī)律

剩余油是油田開發(fā)調(diào)整和提高采收率的物質(zhì)基礎(chǔ)。研究剩余油分布必須進行多學科聯(lián)合攻關(guān)，采用多種方法相結(jié)合分析剩余油量多少及分布狀況，以提高研究結(jié)果的可靠性。本次研究首先是根據(jù)經(jīng)驗公式法對剩余油飽和度進行計算，在此基礎(chǔ)上利用數(shù)值模擬技術(shù)，定量、半定量研究剩余油飽和度、剩余可采儲量大小及分布，尋找剩余油富集區(qū)，為下步開發(fā)調(diào)整提高采收率提供較為可靠的依據(jù)［7－11］。

2.1 經(jīng)驗公式法

2.1.1 開采動態(tài)法 利用水驅(qū)特征曲線對茨9區(qū)油層的剩余油飽和度進行定量研究。水驅(qū)特征曲線公式為：

式中：Wp為累計產(chǎn)水量，104t；A、B均為待定系數(shù)；Np為累計產(chǎn)油量，104t。

經(jīng)數(shù)學處理后得到：

式中：R為采出程度，%；fw為綜合含水率，%；N為原始地質(zhì)儲量，104t。

目前剩余油飽和度計算公式為：

式中：So為當前含油飽和度，%；Soi為原始含油飽和度，%。

計算結(jié)果表明：該區(qū)塊剩余油飽和度較高，為52.5%。

2.1.2 物質(zhì)平衡法［12］根據(jù)容積法計算原油地質(zhì)儲量的原理，其公式為：

可推出目前剩余油地質(zhì)儲量公式為：

式中：Sor為目前剩余油飽和度；Soi為原始含油飽和度；N 為原油地質(zhì)儲量，104t；Np為累積采油量，104t；Boi為原始地層油體積系數(shù)；Bor為目前地層油體積系數(shù)；A 為含油面積，km2；Φ為油層有效厚度；ρo為平均地層原油密度，g／cm3；Nr為目前剩余的原油地質(zhì)儲量，104t。

利用此方法計算出茨9區(qū)剩余油飽和度為49.8%。

2.2 數(shù)值模擬法

由于茨氣1塊屬氣藏范圍，本文主要研究除茨氣1塊以外的3個次級斷塊的剩余油分布情況。利用數(shù)值模擬軟件（Eclipse），建立茨9區(qū)（除茨氣1塊）沙一段的三維三相黑油模型，在歷史擬合的基礎(chǔ)上進行剩余油分布規(guī)律的研究，縱向上各層剩余地質(zhì)儲量分布情況如表1所示。

表1 各層剩余儲量指標Table1 Table of remaining reserves for every layer

從表1中可以看出，目前茨9區(qū)（除茨氣1塊）剩余儲量在縱向上分布不均，總體來說，Ⅰ層、Ⅱ?qū)雍廷魧釉嫉刭|(zhì)儲量相差不大，而采出程度較高，因而剩余地質(zhì)儲量均較小，Ⅲ層原始地質(zhì)儲量較大而采出程度較小，因而剩余地質(zhì)儲量較大，Ⅴ層因原始地質(zhì)儲量最少而采出程度中等而具有最少的剩余地質(zhì)儲量，Ⅵ層雖然采出油量較多，但由于油層厚度大，原始地質(zhì)儲量最多，儲層物性條件較好，仍然有大量剩余油存于地下。綜上，Ⅲ層和Ⅵ層可作為下步剩余油挖潛的重點層。

數(shù)值模擬得出各層剩余油飽和度圖，其中Ⅲ層和Ⅵ層剩余油飽和度圖如圖1所示。

圖1 Ⅲ層、Ⅵ層剩余油分布圖Fig.1 Remaining oil distribution of layerⅢandⅥ

由圖1可以看出，Ⅲ層上，茨66塊與茨67塊在構(gòu)造高部位的斷層附近，由于受邊水入侵的影響小，含水上升慢，水淹相對較弱而剩余油飽和度較高，且兩個斷塊區(qū)域內(nèi)無注水井，依靠天然能量采出少部分儲量，油層動用程度差，形成連片的剩余油；茨90塊在此層上注采井網(wǎng)合理，生產(chǎn)情況好，因而剩余可采儲量較分散，剩余油呈少量的斑狀分布。Ⅵ層上，茨66塊和茨67塊采出程度較高，邊水推進造成水淹較強，因而井間剩余油飽和度較??；茨90塊北部的井網(wǎng)完善情況較好，油井受效，因而井間剩余油甚少，中南部的油水井網(wǎng)分布不合理，油井不受效，因生產(chǎn)情況不好，采出程度較小，因而此區(qū)域的剩余油飽和度較高，仍有大量連片的剩余油存在于地下。

綜合以上分析，茨9區(qū)在Ⅲ層和Ⅵ層剩余油飽和度較高，具有進一步部署水平井的物質(zhì)基礎(chǔ)。

3 水平井開發(fā)方案設(shè)計及預(yù)測

3.1 水平井目的層的選取

利用水平井開采需滿足滲透率、埋深、油層厚度以及可采儲量等方面的地質(zhì)條件，結(jié)合茨9區(qū)剩余油分布情況，將水平井開發(fā)目的層確定為滿足地質(zhì)條件且剩余油飽和度較高的Ⅲ層和Ⅵ層。

3.2 水平井段方向的確定

利用數(shù)值模擬的方法，對水平井段的位置進行模擬，結(jié)果如圖2所示，主要對比了垂直于邊水方向H1（西北－東南）和平行于邊水方向H2（東北－西南）兩種情況下的開發(fā)效果，預(yù)測十年產(chǎn)能如表2所示。

對比結(jié)果說明：水平井段與邊水方向垂直時，邊水錐進嚴重，含水上升迅速，波及體積較小，油井累積產(chǎn)油量較小；水平井段與平邊水方向平行時，邊水推進速度較慢，含水上升速度小，波及體積較大，油井累計產(chǎn)油量較高。

圖2 水平井段垂直于邊水方向示意圖Fig.2 Diagram of horizontal section that is perpendicular to the direction of the edge water

表2 對比結(jié)果表Table2 Table of compare results

3.3 水平井段長度的確定

理論上，水平井水平段越長，其產(chǎn)油量會越高，但增大水平段長度會導(dǎo)致鉆井成本大幅度增加，利用數(shù)值模擬的方法并結(jié)合經(jīng)濟評價技術(shù)，對200、300、400、500m等不同水平段長度的產(chǎn)量與經(jīng)濟效益進行對比，確定水平井水平段長度為350～400m最優(yōu)。

表3 不同水平段長度的經(jīng)濟效益對比（預(yù)測10a產(chǎn)能）Table3 The economic benefits of different of horizontal interval（Predicting 10 a）

3.4 注水方案的確定

茨9區(qū)利用天然能量開采的最終采收率僅為11.1%，利用水驅(qū)規(guī)律曲線預(yù)測水驅(qū)開發(fā)的采收率可達到24.6%，比天然開發(fā)的最終采收率提高了13.5%。茨9區(qū)的茨90次級斷塊儲層條件適合注水開發(fā)，試井資料以及能量保持水平情況顯示此次級斷塊的儲層具有一定的吸水能力，且其他同類普通稠油油藏進行注水開發(fā)，均得到了較好的開發(fā)效果。因此下一步要采取注水開發(fā)的方式，補充地層虧空的能量，提高開發(fā)效率。

水平井注水開發(fā)可以解決直井注水開發(fā)時容易發(fā)生水竄的問題，而水平采油井和水平注水井的位置關(guān)系直接影響著開發(fā)效果。數(shù)值模擬的結(jié)果表明：水平注水井平行于水平采油井時，注水波及體積較大，驅(qū)油效率較高；水平注水井垂直于水平采油井時，注水波及體積較小，驅(qū)油效率較低。

3.5 水平井開發(fā)方案及預(yù)測結(jié)果

3.5.1 水平井開發(fā)方案 根據(jù)茨9區(qū)Ⅲ層和Ⅵ層的砂體延展情況、油層分布特點，分別針對茨67塊的Ⅲ層和茨90塊的Ⅵ層部署兩口水平采油井H1和H2，水平井段均平行于邊水方向；針對茨90塊的Ⅵ層部署一口水平注水井H3，各水平井參數(shù)設(shè)計如表4、5所示。

表4 水平采油井設(shè)計參數(shù)表Table4 Design parameters of horizontal production well

表5 水平注水井設(shè)計參數(shù)表Table5 Design parameters of horizontal injection well

3.5.2 方案預(yù)測結(jié)果 將油井保持當前生產(chǎn)方式、水井按配注量進行生產(chǎn)預(yù)測十年的方案作為基礎(chǔ)方案，預(yù)測以上水平井開發(fā)方案的十年產(chǎn)能，預(yù)測結(jié)果如表6所示。

表6 指標預(yù)測結(jié)果對比表Table6 Contrast index of prediction results

水平井開發(fā)方案的累產(chǎn)油量是5.351×105t，采出程度為14.54%，含水率為90.56%。采出程度比基礎(chǔ)方案提高了3.62%，綜合含水率下降了2.71%。兩口水平井十年累產(chǎn)油1.137×105t，且水平井含水率始終保持較低水平，投產(chǎn)初期水平井平均含水率為36.3%，十年后平均含水率為75.8%。因而針對剩余油富集的層位部署水平井進行開發(fā)，在一定程度上完善了注采井網(wǎng)，加強了開發(fā)力度，提高產(chǎn)油量，作為油田下部開發(fā)方案是可行的。

4 結(jié)論與建議

（1）與直井開發(fā)相比，水平井開發(fā)生產(chǎn)壓差小，可以有效抑制邊水的侵入，且單儲控制高，有效降低了開發(fā)成本，適合開采邊水油藏；

（2）水平井部署的過程中，目的層的選取、水平井段方向及長度的確定等因素對整個開發(fā)部署過程起著至關(guān)重要的作用；

（3）數(shù)值模擬的結(jié)果表明：利用水平井對茨9區(qū)進行進一步開發(fā)是可行的。建議茨9區(qū)下步實施水平井開發(fā)方案。

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