论文部分内容阅读
摘要：随着二次开发程度不断深入，新海27块基础井网水平井后期出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等生产实际矛盾，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。针对油藏特点，在剩余油再认识基础上，提出了改善开发效果的技术对策。
关键词：底水油藏；剩余油；侧钻水平井；均匀注汽
1 油藏概况
新海27块是含油饱和度较低的厚层状底水普通稠油油藏，是受大洼断层和海35断层所夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角约1度左右，东西两翼构造变陡，地层倾角约2度～4度左右，该块天然能量充足，水油体积比达62：1，一次开发采取141m×141m正方形直井井网，油井快速水淹。针对油藏特点，2004年开展水平井二次开发，实施后采油速度提高十倍，采收率翻倍。但是后期水平井出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等问题，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。
2 剩余油分布规律再认识
在经历了直井一次开发和水平井二次开发后，该块剩余油分布更加零散。通过应用测井解释、油藏工程、动态分析、数值模拟等多种方法开展研究，分析剩余油分布特征。
2.1 纵向剩余油分布特征
新海27块发育九个小层，两套油水系统，在储量及单井的拟合基础上，从纵向上分布可以看出，主力油层第3层和第6层的采出程度较低，剩余油较为富集。
2.2 平面剩余油分布特征
将数值模拟的剩余油饱和度分布图与油藏动态分析结果相结合，新海27块平面剩余油富集区可归纳为以下几种类型：
（1）断层控制的剩余油。在大洼断层附近，由于断层的封隔遮挡作用，且井网不规则，致使地下流体因不能流动而形成滞留区，这种剩余油局部富集区域的含油饱和度较高。
（2）井网控制不住形成的剩余油。新海27块以水平井开发为主，采取蒸汽吞吐措施辅助开发，由于蒸汽波及范围较小且由于水平段动用不均匀，控制范围外的油没有得到有效动用，形成井间剩余油。
（3）地层微构造形成的剩余油。由于同一油层内地势高低不同，地势高的地方含油饱和度高，形成剩余油富集区。
（4）平面干扰形成的剩余油。由于同一层内不同区域渗透率不同，地渗透带流体流动能力差，动用程度低，形成剩余油富集区。
2.3 不同见水类型水平井剩余油分布特征
多点状见水整体水淹水平井，剩余油主要分布在高渗透带以外的区域。单点见水局部水淹水平井，剩余油主要存在于见水较晚的跟段位置。线性整体水淹的水平井，剩余油主要分布在井周围区域。
3 挖潜对策研究及应用
3.1水平井产能主控因素分析
通过对已投产水平井产能分析，确定隔夹层发育情况、避底水厚度是产能主控因素。
（1）隔夹层分布：底水油藏开发过程中，若在有利位置若发育有隔层能有效抑制底水锥进速度、延缓单井水淹时间，有效实现水平井分层开发，改善油藏开发效果。通过井震结合，确定出新海27块上油组上、中、下三个隔夹层的平面分布特征：上部隔夹层成块状分布，厚度0.5～1.5m，钻遇率41.2%；中部隔夹层分布范围较小，厚度1.0～3.0m，钻遇率22.7%，呈长条状分布；下部隔夹层覆盖全区，厚度2.0～6.0m，钻遇率93.3%，与下油组形成很好的隔挡作用，可以有效抑制下部高含水层段流体锥进。
（2）避底水厚度分析确定水平井垂向界限：油藏工程研究、生产实践表明，上油组水平井垂向距顶2-4m，避底水厚度大于15m时产能较好。通过研究19口基础井网水平井初期日产油、累产油、水油比与避底水厚度关系，认为水平井随避底水厚度的增加单井生产效果变好。
3.2 锥间带侧钻挖潜
将数值模拟提供的剩余油饱和度分布图与油藏动态分析结果相结合，直井开采导致边底水锥进，含水迅速上升，而在锥间区域仍有丰富的剩余油无法采出，并未得到有效动用。在构造高部位的锥间带剩余油富集区部署水平井，水平井生产井段长，与油层接触面积大，生产压差小，采油强度低，边底水不容易突进或锥进。
实施侧钻水平井挖潜锥间带剩余油，平面上向采出程度低区域甩开老井25米以上、垂向上距油顶2-3米，优选上油组7口低效井进行优化部署。截止目前已完钻投产6口，油层钻遇率100%，油气层厚度共计1057.37米/14层，新建日产油51.1吨，对比侧钻前日增油46.5吨，阶段累产油4728吨。
3.3 水平井均匀注汽
针对水平井不同见水类型，结合水平段物性、周边井生产动态，将水平段划分为多个部位进行均匀注汽，使水平段均匀受热，共实施15井次，平均周期注汽量为2205t，周期产油量为2311t，油汽比为0.72。
3.4 水平井高干度注汽
受底水體积大影响，注汽热损失率大，低干度下热焓低的实际情况。通过在锅炉出口增加汽水分离器装置来提高蒸汽干度，当锅炉出口干度达到99%时，注汽井底干度可达到50%～60%。先后实施10井次，吞吐油汽比提高0.2%。
4 结论
①二次开发后，剩余油分布更加零散，应用测井解释、油藏工程、数值模拟、动态分析等多种方法开展高含水油藏二次开发后期剩余油潜力评价，是确定挖潜目标区的有效方法。
②利用侧钻水平井技术优化部署实施，提高了油藏动用程度、有效延缓底水锥进速度、解决油井水淹严重的问题、提高了油藏采收率，同时节省了钻井投资、提高了经济效益。
③应用均匀注汽、高干度注汽可改善水平段动用不均的问题，有效提高单井生产能力。
参考文献
[1] 盛聪.二次开发效果评价及调整部署技术研究——以新海27块为例.特种油气藏[J].2012.
[2] 李洪玺.陆梁油田h23底水油藏稳油控水技术研究[D].西南石油大学.2004.
[3] 刘斐.应用油水生产数据分析技术判别水平井水侵类型的研究[J].中国信息界.2012.
作者简介：赵辉（1983-），男，河北保定人，大学本科，现从事油田开发工作。
（作者单位：辽河油田金海采油厂）
关键词：底水油藏；剩余油；侧钻水平井；均匀注汽
1 油藏概况
新海27块是含油饱和度较低的厚层状底水普通稠油油藏，是受大洼断层和海35断层所夹持的短轴背斜构造，南北方向比较平缓，地层倾角约1度左右，东西两翼构造变陡，地层倾角约2度～4度左右，该块天然能量充足，水油体积比达62：1，一次开发采取141m×141m正方形直井井网，油井快速水淹。针对油藏特点，2004年开展水平井二次开发，实施后采油速度提高十倍，采收率翻倍。但是后期水平井出现底水锥进速度快、产量降幅大、水平段动用不均等问题，目前日产油仅为35吨，含水高达94%，区块处于高液量、高含水、高液面开发状态。
2 剩余油分布规律再认识
在经历了直井一次开发和水平井二次开发后，该块剩余油分布更加零散。通过应用测井解释、油藏工程、动态分析、数值模拟等多种方法开展研究，分析剩余油分布特征。
2.1 纵向剩余油分布特征
新海27块发育九个小层，两套油水系统，在储量及单井的拟合基础上，从纵向上分布可以看出，主力油层第3层和第6层的采出程度较低，剩余油较为富集。
2.2 平面剩余油分布特征
将数值模拟的剩余油饱和度分布图与油藏动态分析结果相结合，新海27块平面剩余油富集区可归纳为以下几种类型：
（1）断层控制的剩余油。在大洼断层附近，由于断层的封隔遮挡作用，且井网不规则，致使地下流体因不能流动而形成滞留区，这种剩余油局部富集区域的含油饱和度较高。
（2）井网控制不住形成的剩余油。新海27块以水平井开发为主，采取蒸汽吞吐措施辅助开发，由于蒸汽波及范围较小且由于水平段动用不均匀，控制范围外的油没有得到有效动用，形成井间剩余油。
（3）地层微构造形成的剩余油。由于同一油层内地势高低不同，地势高的地方含油饱和度高，形成剩余油富集区。
（4）平面干扰形成的剩余油。由于同一层内不同区域渗透率不同，地渗透带流体流动能力差，动用程度低，形成剩余油富集区。
2.3 不同见水类型水平井剩余油分布特征
多点状见水整体水淹水平井，剩余油主要分布在高渗透带以外的区域。单点见水局部水淹水平井，剩余油主要存在于见水较晚的跟段位置。线性整体水淹的水平井，剩余油主要分布在井周围区域。
3 挖潜对策研究及应用
3.1水平井产能主控因素分析
通过对已投产水平井产能分析，确定隔夹层发育情况、避底水厚度是产能主控因素。
（1）隔夹层分布：底水油藏开发过程中，若在有利位置若发育有隔层能有效抑制底水锥进速度、延缓单井水淹时间，有效实现水平井分层开发，改善油藏开发效果。通过井震结合，确定出新海27块上油组上、中、下三个隔夹层的平面分布特征：上部隔夹层成块状分布，厚度0.5～1.5m，钻遇率41.2%；中部隔夹层分布范围较小，厚度1.0～3.0m，钻遇率22.7%，呈长条状分布；下部隔夹层覆盖全区，厚度2.0～6.0m，钻遇率93.3%，与下油组形成很好的隔挡作用，可以有效抑制下部高含水层段流体锥进。
（2）避底水厚度分析确定水平井垂向界限：油藏工程研究、生产实践表明，上油组水平井垂向距顶2-4m，避底水厚度大于15m时产能较好。通过研究19口基础井网水平井初期日产油、累产油、水油比与避底水厚度关系，认为水平井随避底水厚度的增加单井生产效果变好。
3.2 锥间带侧钻挖潜
将数值模拟提供的剩余油饱和度分布图与油藏动态分析结果相结合，直井开采导致边底水锥进，含水迅速上升，而在锥间区域仍有丰富的剩余油无法采出，并未得到有效动用。在构造高部位的锥间带剩余油富集区部署水平井，水平井生产井段长，与油层接触面积大，生产压差小，采油强度低，边底水不容易突进或锥进。
实施侧钻水平井挖潜锥间带剩余油，平面上向采出程度低区域甩开老井25米以上、垂向上距油顶2-3米，优选上油组7口低效井进行优化部署。截止目前已完钻投产6口，油层钻遇率100%，油气层厚度共计1057.37米/14层，新建日产油51.1吨，对比侧钻前日增油46.5吨，阶段累产油4728吨。
3.3 水平井均匀注汽
针对水平井不同见水类型，结合水平段物性、周边井生产动态，将水平段划分为多个部位进行均匀注汽，使水平段均匀受热，共实施15井次，平均周期注汽量为2205t，周期产油量为2311t，油汽比为0.72。
3.4 水平井高干度注汽
受底水體积大影响，注汽热损失率大，低干度下热焓低的实际情况。通过在锅炉出口增加汽水分离器装置来提高蒸汽干度，当锅炉出口干度达到99%时，注汽井底干度可达到50%～60%。先后实施10井次，吞吐油汽比提高0.2%。
4 结论
①二次开发后，剩余油分布更加零散，应用测井解释、油藏工程、数值模拟、动态分析等多种方法开展高含水油藏二次开发后期剩余油潜力评价，是确定挖潜目标区的有效方法。
②利用侧钻水平井技术优化部署实施，提高了油藏动用程度、有效延缓底水锥进速度、解决油井水淹严重的问题、提高了油藏采收率，同时节省了钻井投资、提高了经济效益。
③应用均匀注汽、高干度注汽可改善水平段动用不均的问题，有效提高单井生产能力。
参考文献
[1] 盛聪.二次开发效果评价及调整部署技术研究——以新海27块为例.特种油气藏[J].2012.
[2] 李洪玺.陆梁油田h23底水油藏稳油控水技术研究[D].西南石油大学.2004.
[3] 刘斐.应用油水生产数据分析技术判别水平井水侵类型的研究[J].中国信息界.2012.
作者简介：赵辉（1983-），男，河北保定人，大学本科，现从事油田开发工作。
（作者单位：辽河油田金海采油厂）