分支井在油田調整方案中的應用

程明佳 (中海油能源發展股份有限公司，天津 300452)

王飛瓊 (中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452 )

程自力，高 尚，姜光宏 (中海油能源發展股份有限公司，天津 300452)

分支井在油田調整方案中的應用

程明佳 (中海油能源發展股份有限公司，天津 300452)

王飛瓊 (中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452 )

程自力，高 尚，姜光宏 (中海油能源發展股份有限公司，天津 300452)

分支井是開采稠油、疏松砂巖油藏有效手段之一，也是改善油田開發效果、提高油田整體經濟效益的重要途徑。針對油田存在的問題，采用計算機技術和Eclipse油藏數值模擬軟件，對M油田剩余油分布規律及開發潛力進行分析，在此基礎上對分支井開發方案進行了全面研究，為油田開發調整提供參考。

分支井；稠油油田；數值模擬；調整方案

我國渤海油氣田的地質儲量中，稠油占80%以上，如何經濟有效地開發上述油田，是事關中國海洋石油總公司持續發展的重大問題。M油田為中日合作開發的我國第一個海上稠油油田，也是渤海已開發油田中開發效果較好的油田之一。由于油田生產18年以來沒有進行過大的調整，為了挖掘油田潛力，改善開發效果，充分利用平臺設施較好的有利條件，對已開發的東營主力油層進行調整方案研究，對未開發的館陶組油層進行開發方案研究。為此，筆者對分支井在油田調整方案中的應用進行了研究。

1 研究區概況

M油田位于渤海西部海域，儲層為下第三系東營組和上第三系館陶組。東營組油層為該油田主力油層，館陶組為未開發油層，是油田產量接替的首選目標。東營組主力油層上有氣頂、下有邊水，具有統一油水和油氣界面的層狀構造油藏。儲層具有高滲透、連通好，天然邊水能量充足。油層油質稠，地面原油密度大(0.955g/cm3)，地下原油粘度高(57mPa·s)，溶解氣油比低(38m3/m3)。1987年6月投產，總井數52口，其中油井47口，注水井5口，在2%的采油速度下穩產了6年，開發效果達到了海上和陸地一類油田的開發標準，與常規稠油油田相比，達到良好的開發效果。館陶組儲層埋深1310m左右，巖性以中粗砂巖為主。館陶組又分為Ng1和Ng2 2個油組，Ng1油組平均厚度為9.8m，Ng2油組平均厚度為16.1m。儲層發育且橫向對比好，區域上為辮狀河沉積，連續性強，但油藏油水關系復雜，縱向上不同油組油水系統不同；平面上在同一油組內部，不同井區油水界面也有差異。油層以“油帽子”的形式分布在砂層頂部，為塊狀底水油藏，油質比東營主力油層稠，地面原油密度大(0.961～0.985g/cm3)，地下原油粘度較高(467.5mPa·s)，開發難度大。由于油田開發進入高含水后期，含油飽和度減小，剩余油分散。為了研究油田的儲量動用情況，尋找剩余油富集區，應用數值模擬方法、油藏工程和生產測井法，結合油田開發動態資料，對東營組主力油層剩余油分布規律進行了研究。發現東營組主力油層潛力較大，剩余油主要分布在油層上部和油田內部，是油田調整挖潛的主要區域。館陶組油層儲量還未動，地質儲量862×104m3，是油田產量接替的主要目標。但目前該油田開發所面臨的主要技術難題有以下幾點：①東營組主力油層開發后期，油水關系復雜，剩余油分布規律不易把握；館陶組為塊狀底水油藏，儲量動用難度大。②工程設施已接近設計壽命，面臨在較短時間內盡快采出潛力區油氣資源的挑戰。③原平臺僅有4個空井槽，不能滿足油田開發調整的需要。④平臺污水處理設施能力以及電站負荷，不能滿足提液、新鉆調整井的需要。

2 分支井簡介

圖1 分支井形狀示意圖

分支井與水平井、側鉆水平井相比具有更大的優越性，其一方面可以發揮水平井高效、高產的優勢，增加泄油面積，挖掘剩余油潛力，提高采收率。另一方面可共用1個直井段同時開采2個或2個以上的油層或不同方向的同1個油層，在更好地動用儲量的同時可節省投資。

分支井可分為3大類：①多分支井，指從主井眼中鉆出的多個井眼或側眼井；②水平分支井，指從水平井眼中鉆出的水平面上的井眼；③垂向分支井(或叫魚刺井)，指從水平井眼中在垂直方向上鉆成的分支井眼。分支井形狀如圖1所示。

3 調整方案研究

3.1方案設計思路

調整方案應具有可實施性和抗風險的能力，調整后能增加可采儲量，又能提高油田的最終采收率。方案設計思路如下：①方案采取整體設計、分步實施、滾動開發調整的原則。②應采取少井高產、高速開采的措施，即以盡可能少的井獲取最高的經濟效益。③東營主力油層在剩余油富集區，利用老井側鉆水平分支井，挖掘上部油層潛力，提高儲量動用程度，實現剩余油的高效開采。④館陶組油層利用原預留4個井槽，在儲量豐度較高的區域鉆分支井，增加泄油面積、減緩底水的錐進速度，從而提高油田的最終采收率。

3.2開發井型優選

利用分支井進行油田開發或挖潛是當前國內外采取的一種新的開發技術。M油田剩余油分析研究結果，油田內部和上部低滲透率層是油田的重點潛力區。為了挖掘油層上部的潛力，利用長期停產井鉆側鉆井或分支水平井挖掘上部油層的潛力。

圖2 不同井型累積產油對比

東營組主力油層，已進入高含水產量遞減階段，上部油層開發潛力較大，如何挖掘上部油層剩余油，采用何種井型開發效果最好，針對上述問題，使用油藏數值模擬方法，對開發井型，即側鉆定向井、側鉆分支水平井進行了優選。方案1是利用2口長期停產井，在剩余油富集區側鉆2口定向井，累積增油15.9×104m3，方案2是利用2口長期停產井，在剩余油富集區側鉆2口分支水平井，累積增油達到53.9×104m3。開發井型方案優選對比結果，側鉆分支井比側鉆定向井的開發效果好，分支井累積產油是定向井的3.4倍。

館陶組為稠油底水油藏，對該類油藏使用何種井型開發效果最好。為此，使用油藏數值模擬方法，對開發井型，即定向井、水平井、魚骨井、分支水平井進行了優選，結構如圖2所示。從圖2可知，水平井開發效果比定向井好，累積產油是定向井的3倍；魚骨井開發效果又好于水平井，累積產油是定向井的4倍；分支水平井開發效果最好，累積產油是定向井的5.6倍。

3.3推薦方案

根據東營組油層剩余油分布特點及陶組油藏地質特征，使用Eclipse油藏數值模擬軟件，在開發井型優選的基礎上，對調整方案進行了優選，最終確定推薦方案如下。東營組主力油層利用老井眼，在剩余油富集區側鉆2口水平分支井，油田累計增油量較多，到2012年累積產油820.5×104m3，采出程度達到37.5%；館陶組油層在儲量豐度較高的區域，鉆2口分支井壓裂適度防砂井(見圖3)和1口分支水平井。高峰年產量為11.9×104m3，衰竭開采9年，累計產油65.2×104m3，含水率77.9%，采出程度為7.6%。油田共鉆調整井5口，其中側鉆水平井2口，分支井2口，分支水平井1口，累積增油122.0×104m3。該方案開發效果好，而且井槽也夠用。

4 應用效果

在東營組主力油層側鉆水平分支井，實現剩余油的高效開采。2003年12月利用A22井筒在剩余油富集區成功側鉆了A22hs井(見圖4)，該水平段長400m，油井投產初期日產油達到122.0m3，是原老井的8倍。截至2010年12月，累積增油14.2×104m3，取得了良好的增產效果。東營組主力油層調整井的成功，為老油田剩余油挖潛，提高采收率奠定了基礎，同時延長了油田的經濟開發年限，推遲了平臺廢棄費的投入。

圖3 A29m井油藏剖面示意圖

圖4 A22hs井油藏剖面示意圖

開發館陶組新層，提高儲量動用程度。2003年10月，在館陶組2油組完鉆1口水平分支井A29m井，采用優質篩管適度防砂。因為該井是第1口館陶組生產井，因而在布井上充分考慮動用地質儲量，水平段布置在厚度大、井控程度高的部位。A29m井實鉆水平段長度375m，2個分支各為150m，根據領眼測井解釋資料，實際鉆遇館陶組2油組油層厚度為30m。油井投產初期日產油29.5m3。2005年5月，將該井頻率從42Hz逐漸調整到50Hz，產油、產液都有所上升。后來將此研究結果應用于館陶組第2口調整井A31h井、第3口調整井A32h井，也取得較好效果。截至2010年12月，館陶組累積增油6.55×104m3。

5 結 語

分支井對油藏開發而言，有助于制定合理的開發方案，以較低的成本有效開發多產層的油藏，形狀不規則油藏，低滲、稠油、薄層、枯竭油藏及裂縫油藏等，可最大限度地擴大油藏裸露面積。分支井技術在這類油藏的應用比常規井有著更大的優勢，將對提高油氣產量和油田采收率起到重要作用。 采用側鉆井及分支井技術，成功解決了M油田剩余井槽不足的問題。東營主力油層利用側鉆水平分支井挖掘上部油層剩余油的潛力，增加可采儲量，實現剩余油的高效開采；館陶組為塊狀底水稠油油藏，常規開發效果不好，用水平井和分支井開發，增加泄油面積，減緩底水的錐進速度，從而提高油田的最終采收率。

[1]王飛瓊.埕北油田開發特點與認識[J].中國海上油氣(地質)，2001，15(6)：399-404.

[2]鄭毅，黃偉和，鮮保安.國外分支井技術發展綜述[J].石油鉆探技術，1997，25(4)：52-54.

[編輯] 李啟棟

10.3969/j.issn.1673-1409.2012.01.030

TE242

A

1673-1409(2012)01-N092-03