畢永斌，耿文爽，張雪娜，羅福全，蓋長(zhǎng)城

（中國石油冀東油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北 唐山 063004）

0 引言

冀東油田近幾年由于大規(guī)模水平井開發(fā)、持續(xù)高強(qiáng)度開采，導(dǎo)致含水上升速度快，目前已進(jìn)入高含水率開發(fā)階段。由于儲(chǔ)層以河道砂、心灘和邊灘為主，主要韻律類型為正韻律，高含水率階段剩余油主要集中在油層頂部及井間水淹繞流區(qū)。為了實(shí)現(xiàn)剩余油的有效挖潛，油田積極探索前期水平井+CO2吞吐、后期轉(zhuǎn)水平井氣頂重力驅(qū)的剩余油挖潛新模式，擴(kuò)大波及體積與提高驅(qū)油效率并重，進(jìn)一步提高采收率。但由于不同開發(fā)階段開發(fā)方式不同，不同階段對(duì)水平井部署、完井及生產(chǎn)的要求亦不同，需要著眼于全生命周期剩余油挖潛的最大化，加強(qiáng)水平井布井參數(shù)、完井參數(shù)、生產(chǎn)參數(shù)的研究，做好提高采收率技術(shù)頂層設(shè)計(jì)，構(gòu)建各個(gè)開發(fā)階段的三參數(shù)技術(shù)體系。

1 剩余油挖潛模式

為了有效挖潛油層頂部的剩余油，冀東油田綜合應(yīng)用水平井、氣頂重力驅(qū)技術(shù)，兼顧兩者優(yōu)勢(shì)，并組合疊加構(gòu)建“兩變”增油機(jī)理，探索了前期水平井+CO2吞吐、后期轉(zhuǎn)水平井氣頂重力驅(qū)相融合的全生命周期剩余油挖潛模式，不斷擴(kuò)大波及體積，提高采收率。

“兩變”即定向井變水平井、面積驅(qū)變重力驅(qū)。其中：定向井變水平井，點(diǎn)對(duì)點(diǎn)徑向流變面對(duì)面線性流，增加平面泄油面積；面積驅(qū)變重力驅(qū)，平面流主導(dǎo)變垂向流主導(dǎo)，增加了滲流截面積?！皟芍奔辞捌谧灾ㄋ骄?CO2吞吐）、后期互助（水平井氣頂重力驅(qū)）。高含水油藏前期實(shí)施自助，即CO2吞吐，基本原理是溶解+重力驅(qū)，作用主要體現(xiàn)在2個(gè)方面：一是溶解作用增加原油流動(dòng)性，二是氣液分異形成重力驅(qū)，抑制邊底水流動(dòng)，有明顯降水增油效果。數(shù)值模擬結(jié)果表明（見圖1），通過CO2吞吐能夠有效降低原油黏度、抑制油水界面抬升，進(jìn)而有效挖潛剩余油。油藏后期實(shí)施水平井互助氣頂重力驅(qū)，能夠集合水平井、重力驅(qū)、氣驅(qū)三要素協(xié)同提效，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積，提高采收率。

圖1 CO2吞吐前后剩余油飽和度、氣體密度與原油黏度變化數(shù)值模擬

2 剩余油挖潛三參數(shù)

2.1 布井參數(shù)

由于冀東復(fù)雜斷塊油田的地質(zhì)情況復(fù)雜，特別是開發(fā)后期高含水油藏剩余油分布零散，造成水平井開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)增加[1]，因此，精細(xì)優(yōu)化水平井的布井參數(shù)是剩余油高效挖潛的關(guān)鍵。

水平井布井參數(shù)優(yōu)化主要解決水平井水平段在油層中的運(yùn)行軌跡，即重點(diǎn)解決水平段在平面上的軌跡、縱向上的位置以及水平段長(zhǎng)度等問題，主要借助數(shù)值模擬手段進(jìn)行多種設(shè)想方案的預(yù)測(cè)[2-5]，并進(jìn)行優(yōu)化，最終達(dá)到全生命周期增加可采儲(chǔ)量、延遲見水時(shí)間和提高采收率的目標(biāo)。

2.1.1 水平段平面位置優(yōu)化

水平井水平段平面位置優(yōu)化是指根據(jù)油藏地質(zhì)特點(diǎn)及剩余油分布情況，在水平井開發(fā)的有利部位多次設(shè)計(jì)水平井位置，通過數(shù)模計(jì)算定量比較開發(fā)效果，確定最佳平面位置。考慮水平段與構(gòu)造線的位置關(guān)系，研究在水平段平行于構(gòu)造線和垂直于構(gòu)造線2種情況下的平面位置優(yōu)化。

數(shù)值模擬研究認(rèn)為，水平段平行于構(gòu)造線的方案與水平段垂直于構(gòu)造線的方案相比，含水率上升幅度較慢，相同采液量條件下累計(jì)產(chǎn)油量更高。這種布井方式水平井井底勢(shì)能的變化在水平段方向較平緩[6]，水平井需要的生產(chǎn)壓差小，邊底水均勻推向水平井方向。而垂直于構(gòu)造線方向部署的水平井，井底勢(shì)能分布較陡，生產(chǎn)壓差較大，邊底水則向生產(chǎn)井井底突進(jìn)，水淹速度明顯快于平行于構(gòu)造線方向的水平井，前期CO2吞吐、后期氣頂重力驅(qū)效果差。

2.1.2 水平段縱向位置優(yōu)化

確定水平段縱向位置是水平井部署過程中應(yīng)慎重考慮的另外一個(gè)關(guān)鍵點(diǎn)。礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明（見圖2），隨著水平段距底水界面距離增大，CO2吞吐增油效果逐漸變好，但大于60%后增幅逐漸變緩。

圖2 CO2吞吐增油效果與水平段距底水界面距離關(guān)系

這是由于受沉積韻律影響，正韻律油藏頂部水淹程度低，剩余油相對(duì)富集。水平段距離底水越近，含水率越高，且上升速度越快，挖潛效果變差。數(shù)值模擬表明，當(dāng)水平段距底水界面距離占油層厚度的60%時(shí)，全生命周期剩余油挖潛效果最優(yōu)，即確定此處（見圖3，圖例為水平段距底水界面距離占油層厚度的比例）。

圖3 全生命周期采出程度與水平段距底水界面距離關(guān)系

2.1.3 水平段長(zhǎng)度優(yōu)化

水平段長(zhǎng)度對(duì)單井控制儲(chǔ)量、水平井產(chǎn)能、含水率上升速度、開發(fā)效果以及經(jīng)濟(jì)效益都有很大影響，是水平井設(shè)計(jì)成敗的關(guān)鍵參數(shù)之一[7]?？紤]到復(fù)雜斷塊油藏?cái)鄩K小、含油面積小，CO2吞吐階段設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)度依次為 50，80，100，120，150，200，250 m。 隨著水平段長(zhǎng)度增加，CO2吞吐階段提高采出程度不斷增加，但趨勢(shì)不同，水平段大于150 m時(shí)，增加速度減緩（見圖4a）。礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)亦表明（見圖4b），隨水平段長(zhǎng)度增加，吞吐增油量逐漸增加，但大于200m后增幅漸緩。

圖4 水平井段長(zhǎng)度與CO2吞吐效果關(guān)系曲線

已開發(fā)區(qū)水平井受周圍老井的限制，同時(shí)由于原油在井筒內(nèi)流動(dòng)時(shí)的摩阻效應(yīng)，從跟端到趾端產(chǎn)量貢獻(xiàn)逐漸減小，產(chǎn)能增加幅度隨水平段長(zhǎng)度延伸逐漸減緩并趨于平穩(wěn)，因此水平段長(zhǎng)度有一個(gè)合理極限，并不是越長(zhǎng)越好，反而隨著水平段的增加，造成注氣量增大，使得產(chǎn)出投入比下降。水平段長(zhǎng)度為150 m時(shí)，CO2吞吐階段產(chǎn)出投入比最高?？紤]全生命周期挖潛效果，水平段長(zhǎng)度控制在150～200 m。

2.2 完井參數(shù)

高含水油藏全生命周期剩余油挖潛完井參數(shù)包括完井方式及投產(chǎn)方式兩方面。

2.2.1 完井方式

影響水平井完井方式的因素，主要包括地質(zhì)、工程、施工難度與安全方面等。分析對(duì)比表明：套管完井井筒穩(wěn)定，可進(jìn)行選擇性作業(yè)和測(cè)試，但防砂能力差；篩管完井能夠有效防砂且泄油面積大，數(shù)值模擬預(yù)測(cè)采收率較射孔完井能提高2.5百分點(diǎn)，但對(duì)調(diào)堵劑剪切作用大，不利于選擇性作業(yè)和測(cè)試?？紤]氣頂重力驅(qū)階段注入井調(diào)堵、注采井針對(duì)性封竄治理的需要，出砂不嚴(yán)重的儲(chǔ)層均采用套管完井，出砂嚴(yán)重的儲(chǔ)層注氣井采用套管完井、采油井采用篩管完井。

2.2.2 投產(chǎn)方式

投產(chǎn)方式優(yōu)選主要是指套管完井的水平井水平段在全生命周期內(nèi)一次投產(chǎn)或分段投產(chǎn)，以及根據(jù)水平段鉆遇儲(chǔ)層情況是否考慮避射。為了論證不同投產(chǎn)方式，設(shè)計(jì)了3個(gè)方案（見表1）。

表1 高含水油藏全生命周期剩余油挖潛投產(chǎn)方式方案設(shè)計(jì)

對(duì)于邊底水發(fā)育的油藏，水平段平行于構(gòu)造線方向時(shí)，CO2吞吐、氣頂重力驅(qū)整體投產(chǎn)效果好于分段投產(chǎn)，有利于減小生產(chǎn)壓差，防止邊、底水舌進(jìn)及錐進(jìn)導(dǎo)致的含水率上升過快。水平段垂直于構(gòu)造線方向時(shí)，CO2吞吐階段分段投產(chǎn)效果好于整體投產(chǎn)，防止了由于不同水平段距離邊水、底水遠(yuǎn)近的不同造成見水時(shí)間不同，在不同井段間形成干擾，影響整體開發(fā)效果；氣頂重力驅(qū)階段整體氣驅(qū)效果更優(yōu)，表明該軌跡時(shí)，CO2吞吐階段應(yīng)分段投產(chǎn)，互助階段應(yīng)整體生產(chǎn)。如果水平段距離油水界面較近時(shí)，為控制含水率上升過快，投產(chǎn)時(shí)應(yīng)考慮采取避射措施。

2.3 生產(chǎn)參數(shù)

水平井布井參數(shù)、完井參數(shù)確定后，為取得較好的開采效果和經(jīng)濟(jì)效益，必須對(duì)生產(chǎn)參數(shù)[8-16]進(jìn)行優(yōu)化。著眼于“兩助”差異，應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)優(yōu)化了全生命周期不同開發(fā)階段生產(chǎn)參數(shù)，為新井投產(chǎn)及開發(fā)方式的有效轉(zhuǎn)換提供決策依據(jù)（見圖5）。

圖5 水平井CO2吞吐生產(chǎn)參數(shù)論證結(jié)果

2.3.1 自助階段（水平井+CO2吞吐）

1）首輪吞吐半徑。吞吐半徑越大，抑制邊底水上升能力越強(qiáng)，增油效果越好。當(dāng)吞吐半徑增加到一定值后，累計(jì)產(chǎn)油量的增幅減緩，產(chǎn)出投入比下降，綜合考慮技術(shù)水平和經(jīng)濟(jì)效益，確定首輪吞吐半徑為15 m（見圖 5a）。

2）注氣量增加比例。隨著注氣量增加比例的增大，增油效果逐漸變好，含水率降低幅度逐漸增大，但產(chǎn)出投入比逐漸變差。當(dāng)注氣量增加比例達(dá)到一定值之后，累計(jì)產(chǎn)油量增加幅度減緩，綜合考慮確定注氣量增加比例為1.2倍（見圖5b）。

3）吞吐輪次。吞吐階段增油量和產(chǎn)出投入比隨著吞吐輪次的增加而減少。當(dāng)吞吐輪次高于4之后，產(chǎn)出投入比小于1.0，因此確定最優(yōu)吞吐輪次為4（見圖5c）。

4）燜井時(shí)間。燜井時(shí)間越長(zhǎng)，氣體利用率越高，有助于CO2在油藏中溶解、擴(kuò)散，但燜井時(shí)間過長(zhǎng)不僅會(huì)消耗CO2的膨脹能，還會(huì)影響生產(chǎn)時(shí)率。設(shè)計(jì)燜井10，20，30，40，50 d 等 5 套方案， 論證燜井時(shí)間對(duì)開發(fā)效果的影響。結(jié)果表明，采出程度隨燜井時(shí)間的增大先增大后減小，確定最優(yōu)燜井時(shí)間為20 d（見圖5d）。

2.3.2 互助重力驅(qū)階段（水平井氣頂重力驅(qū)）

1）注采方式。設(shè)計(jì)連續(xù)注采、周期注采、異步注采3種方式，論證不同注采方式條件下的氣驅(qū)效果。數(shù)值模擬結(jié)果表明，連續(xù)注采提高采出程度幅度最大，因此，確定采用連續(xù)注采的開發(fā)方式（見圖6a）。

2）注入速度。數(shù)值模擬論證注入速度分別為0.02，0.04，0.06，0.08，0.10 HCPV/a 等 5 種情況下提高采收率的幅度。結(jié)果表明，隨著注入速度的增加提高采出程度幅度逐漸增大，但當(dāng)注入速度大于0.06 HCPV/a后，容易造成油井氣竄，采出程度提高幅度明顯下降，因此，確定合理注入速度為0.06 HCPV/a（見圖6b）。

3）采液速度。利用數(shù)值模擬方法，設(shè)計(jì)采液速度分別為2%，4%，6%，8%，10%等5套方案，模擬氣驅(qū)增油的效果。結(jié)果表明，采出程度隨采液速度增加而降低，但當(dāng)采液速度大于6%之后，采出程度增加幅度減緩，綜合考慮初期產(chǎn)能和最終采收率，確定采液速度為6%（見圖 6c）。

4）合理生產(chǎn)壓差。設(shè)計(jì)生產(chǎn)壓差分別為1.5，2.0，2.5，3.0，4.0 MPa，論證生產(chǎn)壓差對(duì)氣驅(qū)開發(fā)效果的影響。結(jié)果表明，提高出程度幅度隨著生產(chǎn)壓差的增加先增加后下降，當(dāng)生產(chǎn)壓差在2.5 MPa時(shí)，開發(fā)效果最好，確定最優(yōu)生產(chǎn)壓差為2.0～3.0 MPa（見圖6d）。

圖6 水平井氣頂重力區(qū)生產(chǎn)參數(shù)論證結(jié)果

3 實(shí)例應(yīng)用

以冀東油田高淺北區(qū)油藏為例。該油藏為典型的邊底水層狀構(gòu)造油藏，經(jīng)過多年開發(fā)，目前采出程度19.2%，綜合含水率92.9%。剩余油定量評(píng)價(jià)表明，殘留型剩余油占比40.4%，滯留型剩余油占比59.6%，主要富集在油層頂部和水淹路徑繞流區(qū)，下一步應(yīng)采取擴(kuò)大波及體積為主的提高采收率技術(shù)。在全生命周期剩余油挖潛三參數(shù)技術(shù)體系指導(dǎo)下，開展了水平井氣頂重力驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，細(xì)分為自助吞吐、互助重力驅(qū)2個(gè)開發(fā)階段，總體部署水平井70口，預(yù)計(jì)提高采收率11.6百分點(diǎn)。

目前該方案正在實(shí)施過程中，試驗(yàn)區(qū)整體處于水平井CO2吞吐開發(fā)階段，新增可采儲(chǔ)量33.57×104t；同時(shí)，產(chǎn)量快速回升，年產(chǎn)油量從2016年的5.6×104t上升至2019年的11.1×104t，為近8年來新高（見圖7）。

圖7 高淺北區(qū)歷年年產(chǎn)油量柱狀圖

4 結(jié)論

1）高含水油藏采用前期水平井+CO2吞吐、后期轉(zhuǎn)水平井氣頂重力驅(qū)全生命周期水平井部署時(shí)，水平段軌跡設(shè)計(jì)應(yīng)平行于構(gòu)造線，縱向上水平段的位置距底水的距離為油層厚度的60%，水平段長(zhǎng)度為150～200 m時(shí)最優(yōu)。

2）綜合考慮影響水平井完井方式的因素，出砂不嚴(yán)重儲(chǔ)層采用套管完井，出砂嚴(yán)重儲(chǔ)層注氣井采用套管完井、采油井采用篩管完井。水平段平行于構(gòu)造線方向時(shí)，整體投產(chǎn)效果好于分段投產(chǎn)；水平段垂直于構(gòu)造線方向時(shí)，CO2吞吐階段分段投產(chǎn)、氣頂重力驅(qū)階段整體氣驅(qū)效果更優(yōu)。

3）實(shí)施水平井+CO2吞吐，首輪吞吐半徑15 m，逐輪增加注氣量比例1.2倍，注入4輪，燜井時(shí)間20 d，采液速度10%；氣頂重力驅(qū)階段采用連續(xù)注采方式，注入速度0.06 HCPV/a，采液速度不超過6%，合理生產(chǎn)壓差 2～3 MPa。

4）高含水油藏全生命周期三參數(shù)研究為改善水平井開發(fā)效果和提高油藏最終采收率提供了科學(xué)依據(jù)，滿足了油藏全生命周期開發(fā)的需要。