新立油田高含水開發期應用側鉆井挖潛試驗研究

吳 瓊，高 巍，李 楠，劉秋麗，馬春波

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

新立油田高含水開發期應用側鉆井挖潛試驗研究

吳 瓊，高 巍，李 楠，劉秋麗，馬春波

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

對新立油田扶楊油層高含水期剩余油分布規律和特點進行研究，將剩余油分為注采不完善型、儲層型、構造型3大類12種形式。結合新立油田套管變形井的井況特點，確定了以開窗側鉆為主的工藝技術，應用于3種剩余油類型，部署了挖掘構造型剩余油、儲層型剩余油和換井底恢復儲量型的側鉆井，共試驗了6口井，平均日產液為9.2 t/d，日產油為4.5 t/d，日產油是老井產量的3.5倍，取得了較好的效果，為挖潛套變井剩余油潛力提供了廣闊空間。

套管變形;剩余油分布;側鉆;高含水期;新立油田

引 言

新立油田是“六五”期間國內開發最早的低滲透－特低滲透裂縫性油藏［1］，1980年開辟生產試驗區，1983年全面投入注水開發，目前綜合含水為77.0%，已進入高含水開發期。近年來出現以下新問題:①油水井損壞嚴重。截至2009年底，油井套管變形為499口，占油井總數的40.9%，注水井套管變形為211口，占注水井總數的40.8%，造成注采井網不完善和儲量、產能損失，并增加了維護和治理成本。②受儲層非均質性和井況變差影響，注入水低效、無效循環嚴重。油井受井況制約無法實施找堵水，注水井因井況差導致分層調控能力變差，油田含水上升速度加快，這些問題制約了油田穩產。為此，在系統開展精細油藏描述工作、深化剩余油分布規律認識的基礎上，應用側鉆井技術開展了剩余油挖掘試驗，取得了初步效果，為改善油田開發效果和進一步提高采收率探索了一條技術出路。

1 地質概況

新立油田位于松遼盆地中央坳陷區扶余—新木隆起最西端。開發目的層是白堊系下統的泉頭組三段(k1q3)和四段(k1q4)的扶余油層和楊大城子油層上部(簡稱扶楊油層)。具有以下地質特點:①斷層和裂縫發育，南北向斷層將整個背斜構造切割成7個壘塹相間的斷塊，儲層天然裂縫比較發育，以EW向高角度的直立裂縫為主，巖心觀察平均裂縫密度為0.23條/m;②油藏埋深淺，儲層低孔、低滲，油藏埋深為1 100～1 500 m，平均孔隙度為14.4%，平均滲透率為 6.5×10－3μm2，外圍區塊平均滲透率小于5.0×10－3μm2;③儲層非均質性嚴重。油層屬于曲流河三角洲相沉積，單井油層厚度為5.0～30.0 m，平均有效厚度為9.2 m，砂體多呈條帶狀、透鏡狀分布。平面滲透率級差為30～120，滲透率變異系數為0.5～0.8;層間滲透率級差為50～300，滲透率變異系數為0.80～1.15;層內滲透率級差為10～950，滲透率變異系數為0.3～1.2。

2 扶楊油層剩余油分布規律和類型

進入高含水開發期以后，受油藏地質特征、井網方式、開采歷史等影響，剩余油分布異常復雜［2－4］。為了深入挖掘油藏潛力，系統開展了精細油藏描述工作，應用油藏工程、地質建模和數值模擬等方法，尤其是應用井間微地震技術、示蹤劑技術、高精度碳氧比技術(RMT)、脈沖中子－中子測井技術(PNN)等先進油藏監測技術手段，對剩余油進行了精細研究。通過研究剩余油分布規律與注采井網、構造、沉積相帶的關系，按照剩余油分布的主控因素，將其劃分為3大類12種形式。

2.1 與注采井網有關的剩余油類型

主要是由于注采井網不能完全適應油層展布特征，水驅控制程度低而形成的剩余油。

(1)注采不完善型。一是由于油水井套管變形，使得現有井網不能完全發揮作用，造成儲量損失。二是受儲層河流相沉積影響，油砂體規模小、橫向連續性差造成的，即采取統一規則的井網，不可能與砂體幾何形態完全匹配，造成砂體有注無采、有采無注、或無注無采，使得儲量得不到有效動用。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為17.1%，按有效厚度計算為15.2%。這種類型是目前剩余油的主要類型。

(3)二線受效型。主要位于2排注水井夾3排油井井區，中間排油井位于二線位置，因注水受效不好形成剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為6.2%，按有效厚度計算為5.4%。

2.2 與儲層特征相關的剩余油類型

主要是由于儲層非均質性和驅油效率低，造成水驅控制程度低或波及系數低而形成的剩余油。

(1)成片分布的差油層型。主要分布在河道相砂體邊部、決口扇微相、席狀砂微相中。由于油層變薄、物性變差，水驅作用較弱，注采關系沒有完全建立起來，使其動用差或未動用，形成剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為10.2%，按有效厚度計算為9.1%。

(2)單向受效型。一是受儲層平面分布影響，注水井有一個方向油井注水受效，而另一方向油層尖滅或油層變差而注水不受效;二是指鉆遇油層但沒射孔形成的剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為5.1%，按有效厚度計算為4.4%。

(3)裂縫型剩余油。扶楊油層吸水主要是靠裂縫吸水，注入水沿裂縫突進，導致注水井東西向油井水淹速度較快。由于低滲透油藏層間及平面上裂縫發育狀況存在差異，平面和縱向水淹差異較大，表現為裂縫先進水、優先水驅，裂縫附近的基質內水淹程度高，而裂縫發育差的基質內部水淹程度低。兩方面原因導致水線推進不均勻，水淹厚度小，波及效率低，使注水井周圍儲層中存在大量未水淹型剩余油。近年部署的點狀補位井證實了這一點［6］。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為9.5%，按有效厚度計算為8.4%。

(4)層間干擾型。受滲透率級差大影響，縱向上物性相對較差的油層，雖然注采井網完善，但因儲層不吸水、不出油，油層不動用而形成剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為6.6%，按有效厚度計算為6.1%。

高美影樓誠招攝影師，他沒注意到門口的那張招聘啟事。聽到女郎如此發問，高志明忽然覺得好笑，轉身指指櫥窗，“這張照片就是我拍的。”

(5)層內水淹不均型。受沉積韻律影響，注入水在層內推進不均勻，注入水沿高滲透部位或區域突進，從而在局部形成剩余油(如正韻律油層頂部)。這種類型剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為7.1%，按有效厚度計算為8.2%。

(6)驅油效率低型。一是受毛細管力束縛作用和巖石潤濕性影響的殘余油(薄膜油);二是由于油水黏度比大，壓力梯度較小時原油不易流動形成的剩余油;三是在注采完善區，由于油水井對應關系發生改變，儲層原油因液流改變而被注入水切割，孤立無法運移形成的剩余油。這類剩余油分布零散，呈條帶或片狀分布。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為11.1%，按有效厚度計算為10.2%。

(7)隔層損失型。主要是基礎井網受當時壓裂和射孔工藝所限，為防止竄槽，留有一部分油層厚度作為隔層未射孔造成的剩余油。這類剩余油占總剩余油的比例較少，按砂巖厚度計算為3.6%，按有效厚度計算為3.2%。

2.3 與構造有關的剩余油類型

(1)微構造型剩余油。微構造的局部起伏使地層傾角發生變化，影響注水流動方向，受油水重力分異作用影響，導致水驅油產生差異，進而在正向構造的小斷鼻、小高點、鼻狀微構造處剩余油富集，而負向構造即小斷溝、小溝槽與砂巖疊合處含水飽和度較高。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為6.0%，按有效厚度計算為11.2%。

(2)斷層遮擋型剩余油。受斷層的屏蔽作用影響，斷層附近油層未能有效的驅替波及，成為滯留區型剩余油富集區。這類剩余油占總剩余油的比例，按砂巖厚度計算為9.1%，按有效厚度計算為10.5%。

3 側鉆井挖掘剩余油可行性分析及側鉆方式確定

3.1 可行性分析

剩余油研究表明，盡管油田進入高含水開發期，但采出程度僅為24.69%，儲層中仍然存在多種類型的剩余油，具備挖潛的物質基礎［7］。

(1)“十一五”期間，采取部署點狀補位井和套管變形井更新挖掘剩余油潛力，取得了較好效果。新鉆井油層水淹狀況與前期剩余油研究結果吻合程度高。新鉆井初期日產油為8.7 t/d，比周圍老井高7.1 t/d，穩定日產油為3.2 t/d，含水為64.4%，低于老井含水15個百分點，這為側鉆井的實施奠定了認識基礎。

(2)隨著油田進入高含水開發期，平面上剩余油分布日趨復雜、零散，規模部署新井經濟效益較差，而依靠現有套管變形井的井筒單靶或多靶定向側鉆能高效地挖掘剩余油資源，完善單砂體注采井網，從而提高二次采油采收率。

(3)扶楊油層非均質性嚴重，層間動用差異大，目前物性相對差的二級主力層剩余儲量大，在現有的一套注采井網、油井合采情況下進一步動用難度大。根據油層水淹狀況研究，老井側鉆后單注、單采能夠有效動用水淹程度低的二級主力層。

(4)油田地處查干湖自然保護區，利用現有老井井場，實施側鉆，可以有效減少新井占地，并減小環保壓力。

(5)油層埋藏淺，可有效降低側鉆井成本，提高工藝適應性，經濟可行性比較好。

3.2 側鉆方式的確定

根據現有的側鉆工藝技術，主要有套內開窗側鉆和取套側鉆2種方式。

開窗側鉆適用于油層以上套管狀況較好的井。不足之處是受施工條件限制，水平位移相對小，多用于換井底型側鉆井。優點是可節省開窗點以上井段鉆井工程(鉆進、套管、固井)費用，投資費用相對低。

取套側鉆適用于油層以上套管嚴重損壞且地質要求有一定位移的井。這種側鉆井可以設計成單靶或雙靶定向井，提高挖潛的多樣性。優點是拔出套管可修復再利用，同時現有完井、測井和固井技術、采油配套工藝完全適應。缺點是取套工藝技術要求高，投資費用相對高。

根據對新立油田套管使用情況和套管變形井井況研究，綜合考慮現有工程技術現狀，確定主要采取開窗側鉆方式。考慮油田特殊的地質條件，確定側鉆井以油井為主，套變注水井采取更新方式。

4 側鉆井部署和實施效果

4.1 側鉆井部署原則

為了有效挖掘剩余油潛力，提高油田最終采收率，制訂了側鉆井部署原則:①立足長遠和現有井網，宏觀上不打亂線狀注采井網的總體格局;②側鉆井部署重點以挖掘剩余油為主;③根據老井的油層條件和產狀，確定側鉆井的經濟產量和效益界限;④以動用弱水淹的次要主力層為主，避免人為造成新的平面和層間矛盾。

4.2 側鉆井設計類型和實施效果

4.2.1 挖掘構造型剩余油側鉆井

主要是利用側鉆井挖掘斷層遮擋區難以動用儲量和在微構造高點處形成的剩余油。實施2口井，平均鉆遇油層10層，鉆遇砂巖厚度為33.2 m，射孔厚度為7.6 m，投產后平均單井日產液為11.3 t/d，日產油為4.4 t/d，含水為61.1%，比周圍老井含水低10個百分點，產油量是老井的4倍。如JC10－3井垂直斷層傾向、側鉆到正斷層下盤的構造高部位，挖掘斷層附近的剩余油。開窗位置為1 006.1 m，側鉆井深為1 006.1～1 366.0 m，水平位移為39.22 m，下入套管外徑為101.6 mm，內徑為86.0 mm(圖1)。該井投產后穩定日產油為4.9 t/d，含水為56.5%。

圖1 挖掘構造型剩余油側鉆井典型剖面

4.2.2 換井底恢復儲量型側鉆井

針對原有油井因套管變形嚴重、大修無法修復，生產能力不能有效發揮甚至停產的油井，通過側鉆換井底，恢復對原有儲量的控制，完善注采井網。試驗1口井，JC11－24井鉆遇油層7層，鉆遇砂巖厚度為23.8 m，射孔厚度為7.0 m，投產后日產液為2.7 t/d，日產油為2.7 t/d(圖2)。

圖2 換井底型側鉆井典型剖面

4.2.3 挖掘儲層剩余油型側鉆井

主要針對3種類型的剩余油實施側鉆井。①由于砂體幾何形態與井網不匹配而形成的有注無采型剩余油，河道相砂體邊部、決口扇微相、席狀砂微相等弱水驅部位的剩余油富集區，由于砂體發育變化而形成的單向受效型剩余油;②由于層間差異造成的層間干擾型剩余油;③注水井間、油井間的注采滯留區型剩余油。試驗3口井，平均鉆遇油層11層，鉆遇砂巖厚度為31.0 m，射孔厚度為10.4 m，投產后日產液為9.9 t/d，日產油為5.1 t/d，含水為48.5%，含水比周圍老井低30個百分點以上。圖3中的JC12－7井根據三維地震與儲層精細對比技術對儲層進行預測，針對19號小層油砂體邊部進行側鉆，投產只動用該層，射開厚度為4.2 m，日產液為 15.0 t/d，日產油為 3.6 t/d，含水為76.0%。

圖3 挖掘單砂體邊部剩余油側鉆井典型剖面

5 結論

(1)新立油田高含水期應用側鉆井挖掘剩余油的試驗表明，應用側鉆井技術可以有效完善注采井網、挖掘剩余油，具有較好經濟效益。

(2)深化剩余油研究，找準剩余油富集區，是降低風險提高側鉆井效果的關鍵。

［1］李道品.低滲透油田開發［M］.北京:石油工業出版社，1997:37－52.

［2］朗兆新.油藏工程基礎［M］.東營:石油工業出版社，1991:110－120.

［3］段秋者，等.孔隙介質中非混相微觀驅替機理及影響因素［J］.西南石油學院學報，2001，23(6):41－43.

［4］王明健，等.唐莊地區沙河街組構造特征及油氣富集［J］.特種油氣藏，2009，16(2):27 －36.

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［7］陸惠民，等.更新補位井的有效利用率及其可行性［J］．大慶石油地質與開發，1988，7(1):43 －47.

Pilot test of sidetrack drilling at high water cut stage for Xinli oilfield

WU Qiong，GAO Wei，LI Nan，LIU Qiu －li，MA Chun －bo
(Jilin Oilfield Company，PetroChina，Songyuan，Jilin138000，China)

The characteristics of residual oil distribution at high water cut stage have been studied for the Fuyang reservoir in Xinli oilfield，and the residual oil has been classified into 3 categories of uncompleted injection－production type，reservoir type and structural type which include 12 styles．It has been decided to employ sidetrack drilling as the major technology according to the features of casing deformation in this oilfield．Six sidetracking pilot wells have been placed respectively for the 3 categories of residual oil．The pilot wells have an average daily liquid production of 9.2 t/d，oil production of 4.5 t/d，which is 3.5 times of the existing wells．This technology has provided a broad potential for producing residual oil from casing deformation wells．

casing deformation;residual oil distribution;sidetrack drilling;high water cut stage;Xinli oilfield

TE357

A

1006－6535(2011)05－0079－04

20110209;改回日期20110526

中油吉林油田公司“新立油田二次開發”技術攻關項目(ER20100109)

吳瓊(1970－)，男，高級工程師，1995年畢業于大慶石油學院石油地質專業，2009年碩士畢業于東北石油大學地質工程專業，現從事油田開發和科研工作。

編輯 孟凡勤