邵碧瑩， 李占東， 張海翔

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

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密井網(wǎng)條件下斷層邊部剩余油挖潛方法
——以薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)西部為例

邵碧瑩， 李占東， 張海翔

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

大慶油田薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)西部經(jīng)過近50年的開發(fā)，現(xiàn)已處于特高含水階段，井網(wǎng)密度達(dá)到100 km2/口，此種情況與產(chǎn)量逐漸上升的需求相互矛盾，地下剩余油呈現(xiàn)出“整體高度分散、局部相對富集”的格局。由于斷層的遮擋作用，剩余油潛力區(qū)主要集中在斷層邊部。以薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)西部76-2#斷層為例，通過優(yōu)選高效井井型，最終確定在斷層邊部部署大位移定向井，并建立適用于研究區(qū)的數(shù)值模擬模型。通過比較斷層上下盤的井位部署情況、高效井與斷層面距離及與油水井不同距離下的產(chǎn)油及含水率情況，最終確定大位移定向井在斷層下盤、與斷層面距離50 m、與油井距離70 m、與水井距離120 m為最佳方案。

剩余油； 斷層； 高效井； 大位移定向井

薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)西部位于大慶長垣薩爾圖油田北部背斜構(gòu)造西翼，含油面積34.95 km2，地質(zhì)儲量25 435×104t。區(qū)域構(gòu)造較為平緩，地層傾角1°～3°，斷層發(fā)育較多。平均單井發(fā)育砂巖厚度94.6 m，有效厚度28.2 m，SII油組剩余油飽和度53.6%。純油區(qū)西部縱向上發(fā)育薩爾圖、葡萄花、高臺子三套油層，北二西共分32個砂巖組，90個小層，108個沉積單元；北三西共分27個砂巖組，74個小層，92個沉積單元。根據(jù)3 443口測井資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果，純油區(qū)西部平均單井鉆遇層數(shù)86.56個，砂巖厚度122.18 m，有效厚度62.58 m，滲透率346×10-3μm2。其中純油段鉆遇層數(shù)76.14個，砂巖厚度111.87 m，有效厚度60.18 m，滲透率357×10-3μm2。

近年來，薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)西部歷經(jīng)開發(fā)調(diào)整和穩(wěn)產(chǎn)階段，目前大部分區(qū)域已經(jīng)進(jìn)入高含水和特高含水期，產(chǎn)量逐年遞減，開采難度不斷增大，開發(fā)矛盾突出[1-2]。采油速度和采出程度高，但儲采比較低，還有大量石油存于斷層邊部。因此，對剩余潛力進(jìn)行研究并給出合理的高效井挖潛措施至關(guān)重要。本文以薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)西部76-2#斷層為主要研究對象，76-2#斷層長度1.8 km，斷面傾角55°～89°，油層斷距為5.8～21.6 m，斷穿薩葡高三個油層。

1 高效井井型優(yōu)選

考慮斷層區(qū)剩余油分布現(xiàn)狀以及斷層空間分布特征，通過優(yōu)選高效井井型，使高效井盡量通過斷層邊部儲量動用較差區(qū)域。在利用高效井挖潛剩余油時，依據(jù)井眼軌跡分類，常用井型有兩種，即直井和定向井，其中水平井可以看作定向井的特殊形式，通常依據(jù)研究區(qū)自身地質(zhì)條件、剩余油分布情況、層系井網(wǎng)情況以及經(jīng)濟(jì)適用情況，選擇不同的井型進(jìn)行剩余油挖潛[3]。

1.1 直井

對于注采關(guān)系不完善造成的小斷層附近剩余油富集的情況，直井可用于完善井網(wǎng)層系關(guān)系，對于井網(wǎng)控制不住類型的剩余油可以加以控制，提高斷層附近的井網(wǎng)密度，建立有效的注采關(guān)系，通過在合理位置布井，優(yōu)選注采井距，射開剩余油富集層位，可以進(jìn)一步挖潛剩余油[4]。但對于斷距大、延伸長度長，縱向延伸角度大的斷層，打直井容易鉆遇斷層，無法鉆至各小層剩余油富集區(qū)域，容易造成低效循環(huán)，導(dǎo)致剩余油開采情況變差。

1.2 定向井

定向井在鉆井過程中具有一定井斜，依據(jù)井斜角的不同可以分為大位移定向井、水平井(接近90°)以及低角度定向井。其中水平井常用于挖潛厚油層頂部剩余油，以及剩余油富集的點(diǎn)壩砂體區(qū)域，水平井與油層接觸面積較大，可以大幅度提高產(chǎn)量，通過與現(xiàn)井網(wǎng)注采井進(jìn)行連接，優(yōu)選水平段層位位置，對于平面分散連片性差的油層開采效果較好，但從經(jīng)濟(jì)角度來說，水平井投資成本比定向井要高[5-6]。

在實(shí)施鉆井的過程中，直井不適合鉆進(jìn)地質(zhì)構(gòu)造較復(fù)雜的巖層，定向井與直井的差別在于鉆井過程中不是垂直鉆入，而是設(shè)定某一角度，沿著該角度的方向鉆進(jìn)，與斷層保持較小的距離，同時可以有效地躲避斷層區(qū)域，從鉆井工藝角度和開發(fā)角度都具有優(yōu)越性[7-9]。

綜上所述，考慮到在斷層附近布直井容易鉆遇斷層，且水平井僅適用于單油層開采，經(jīng)濟(jì)成本比較高。純油區(qū)西部斷層區(qū)內(nèi)斷層大部分?jǐn)嗑噍^大，延伸較長，其邊部存在大量剩余油，因此結(jié)合現(xiàn)有井網(wǎng)的注采關(guān)系，在平行于斷層面的一定距離處部署大位移定向井，有利于擴(kuò)大單井控制儲量，從而實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)高效地開采斷層區(qū)剩余儲量[10-11]。

2 大位移定向井井位部署參數(shù)優(yōu)選

研究區(qū)目前大部分處于高含水期和特高含水期，為真實(shí)模擬研究區(qū)高含水的油藏狀態(tài)，基于與研究區(qū)76-2#斷層實(shí)際情況相符的地質(zhì)模型，建立數(shù)值模擬模型，經(jīng)過200個月的模擬，含水率達(dá)到90%，在此基礎(chǔ)上設(shè)計(jì)不同大位移定向井部署方案，以進(jìn)行大位移定向井井位優(yōu)化，具體包括大位移井在斷層上、下盤部署、與斷層面距離、與油井距離、與水井距離四方面，最終總結(jié)出大位移井井位部署優(yōu)選后的參數(shù)。

2.1 大位移井在斷層上、下盤優(yōu)選

一般大位移定向井的挖潛思路是“定高點(diǎn)，精挖潛”，在斷層區(qū)構(gòu)造高點(diǎn)布井位，具體做法是沿斷層面設(shè)計(jì)大位移定向井來挖掘斷層下盤剩余油[12]。采用這一方式具有以下優(yōu)點(diǎn)：

(1)大位移定向井鉆遇到的油層均處在構(gòu)造高點(diǎn)。

(2)大位移定向井沿斷層面下盤鉆井方便找回斷失厚度，完善被斷層隔開部分油層的注采關(guān)系。

(3)大位移定向井可穿越斷層下盤的所有油層,同時增加斷層邊部油層可視厚度及泄油體積，能夠較好的挖掘整個斷層面附近剩余油，提高斷層邊部可動用油藏采收率。

綜上所述，最終確定大位移井在斷層下盤布井最佳。斷層上、下盤示意圖如圖1所示。

圖1 斷層上、下盤示意圖

Fig.1 Sketch map of upper and lower plate of the fault

2.2 大位移井與斷層距離優(yōu)選

在沿斷層走向進(jìn)行部署大位移井時，布井位置距斷層的距離設(shè)定至關(guān)重要[8-9]。若距離過近，會導(dǎo)致鉆井過程中可能會穿過斷層，若距離太遠(yuǎn)，又無法保證斷層邊部剩余油的開采，因此需要設(shè)置適當(dāng)?shù)木嚯x進(jìn)行開采。

考慮到斷層與大位移井之間的距離小于30 m時，易鉆透斷層，對剩余油挖潛造成損失。研究區(qū)油水井井距為150 m，若斷層與大位移井距離過大，則大位移井無法與原井網(wǎng)形成有效的注采關(guān)系。最終選定30 m為最小距離，以20 m為階梯，設(shè)置了大位移井與斷層距離分別為30、50、70、90、110、130 m的6種方案，開展大位移定向井與斷層之間距離參數(shù)優(yōu)選。生產(chǎn)指標(biāo)對比如表1所示，圖2和圖3分別為大位移井與斷層距離不同方案含水率和累產(chǎn)油對比結(jié)果。

表1 大位移井與斷層距離生產(chǎn)指標(biāo)對比

圖2 大位移井與斷層距離不同方案含水率對比Fig.2 Comparison of water content in different distance between large displacement well and fault

圖3 大位移井與斷層距離不同方案累產(chǎn)油對比

Fig.3 Comparison of oil production with different distance between large displacement well and fault

由表1、圖2和圖3可知，隨著大位移井與斷層距離的增大，含水率逐漸增大，大位移井距斷層50 m時，累產(chǎn)油量高于其他方案，其含水率與其他方案相近。最終選擇方案2，即大位移井與斷層最優(yōu)距離為50 m。

2.3 大位移井與油井距離優(yōu)選

設(shè)計(jì)大位移井井位時，最大程度地結(jié)合研究區(qū)井網(wǎng)。研究區(qū)井網(wǎng)符合五點(diǎn)法，油水井距為150 m×150 m，井網(wǎng)與水平方向呈14°。若大位移井與油井距離過遠(yuǎn)，則無法達(dá)到將大位移井與原井網(wǎng)高效結(jié)合，從而挖潛斷層邊部剩余油的目的。

因此選定10 m為最小距離，以10 m為階梯，設(shè)置了大位移井與油井距離分別為10、20、30、40、50、60、70、80、90 m的9種方案，優(yōu)選大位移定向井與油井之間距離的參數(shù)。生產(chǎn)指標(biāo)對比如表2所示，大位移井與油井距離不同方案含水率、累產(chǎn)油對比結(jié)果如圖4、5所示。

表2 大位移井與油井距離生產(chǎn)指標(biāo)對比

續(xù)表2

圖4 大位移井與油井距離不同方案含水率對比Fig.4 Comparison of water content in different distance between large displacement well and oil well

圖5 大位移井與油井距離不同方案累產(chǎn)油對比Fig.5 Comparison of oil production with different distance between large displacement well and oil well

由表2、圖4和圖5可知，隨著大位移井與油井距離的增大，含水率升高趨勢逐漸變緩。各方案累產(chǎn)油量均呈上升趨勢，各方案初期累產(chǎn)油量上升較快，后期增幅減??；當(dāng)距離大于70 m時，初期累產(chǎn)油量上升較緩，但持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)時間較長，最終累產(chǎn)油量高于其他方案。綜合剩余油分布規(guī)律，最終確定大位移定向井與油井最優(yōu)距離為70 m。

2.4 大位移井與水井距離優(yōu)選

設(shè)計(jì)大位移定向井與水井距離時，應(yīng)遵循大位移定向井與原井網(wǎng)注水井形成注采關(guān)系的原則。由此才能最大程度地將大位移井與原井網(wǎng)內(nèi)的油井、水井共同開采。選定20 m為最小距離，以20 m為階梯，設(shè)置了大位移井與水井距離為20、40、60、80、100、120、140、160、180 m的9種方案，開展大位移定向井與水井之間距離參數(shù)優(yōu)選。生產(chǎn)指標(biāo)對比如表3所示，圖6、7分別為大位移井與水井距離不同方案含水率、累產(chǎn)油對比結(jié)果。

表3 大位移井與水井不同距離生產(chǎn)指標(biāo)對比

圖6 大位移井與水井距離不同方案含水率對比

Fig.6 Comparison of water content in different distance between large displacement well and water well

圖7 大位移井與水井距離不同方案累產(chǎn)油對比

Fig.7 Comparison of oil production with different distance between large displacement well and water well

由表3、圖6和圖7可知，隨著大位移井與水井距離逐漸增大，含水率隨之升高，采出程度也隨之提高。當(dāng)井間距離大于120 m時，隨著距離的增大，累產(chǎn)油量增幅變小，水井對大位移定向井控制程度降低。最終選擇大位移井與水井距離最優(yōu)為120 m。

3 結(jié)論

(1) 考慮到剩余油分布情況及特征，通過優(yōu)選高效井井型，使得所選的高效井盡量通過斷層邊部儲量動用較差區(qū)域，最終選擇在斷層邊部部署大位移定向井進(jìn)行挖潛，從而實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)高效地開采斷層區(qū)剩余儲量。

(2) 對75-2#斷層所在的研究區(qū)進(jìn)行精細(xì)油藏數(shù)值模擬，通過多套方案對大位移定向井具體井位部署進(jìn)行優(yōu)化，其中主要為四方面：大位移井在斷層上下盤的優(yōu)選、大位移井與斷層面、油井、水井距離優(yōu)選，最終得出大位移定向井位于斷層邊部的構(gòu)造高點(diǎn)，定向井與斷層面距離一般為50 m，大位移井與油井距離在70 m，大位移井與水井距離在120 m為最佳。

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(編輯 宋官龍)

The Method for Tapping Surplus Oil of Fault Edge under the Condition of Dense Well Network:Take Western Pure Oil Areas of North Saertu Development Area as an Example

Shao Biying， Li Zhandong， Zhang Haixiang

(SchoolofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

After nearly 50 years of development, western pure oil areas of north Saertu development area has came into the late high water cut，and well density has been reached 100 km2/well. This situation and the yield gradually increased demand contradictory, the underground remaining oil shows overall highly scattered, relatively concentrated in local "pattern". Due to the shielding effect of the fault, the surplus oil are mainly distributed in the fault boundary area. In this paper, we take north Saertu development area west of 76-2#fault as an example. By optimization of the parameters of well-type and well location, we choose large displacement directional well finally, and establish a numerical simulation model for the study area. By comparing the deployment on the fault location, the distance, between wells and fault plane, oil and water wells, we determine the distance are respectively 50 m,70 m,120 m.

Fault; Surplus oil; High efficiency well; Large displacement directional well

1006-396X(2016)05-0060-05

2016-01-22

2016-04-05

國家十三五重大專項(xiàng)“海上油田化學(xué)驅(qū)綜合調(diào)整技術(shù)研究”(2016ZX05025003)；教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室開發(fā)性課題“頁巖氣地層脆性評價研究”(NEPU-EOR-2014-010)；東北石油大學(xué)校培育基金“基于物模下的曲流河點(diǎn)壩側(cè)積體時空分異機(jī)理研究”(XN2014127)。

邵碧瑩(1992-)，女，碩士研究生，從事油氣田開發(fā)數(shù)值模擬方面研究；E-mail：2573610708@qq.com。

李占東(1979-)，男，博士，副教授，從事油藏描述、油田開發(fā)方面研究；E-mail:13644593771@163.com。

TE122.2

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.010

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