特高含水砂巖油田水平井參數優化設計
——以哈薩克斯坦K油田為例

李雅南

(中國石油天然氣股份有限公司 遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

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特高含水砂巖油田水平井參數優化設計
——以哈薩克斯坦K油田為例

李雅南

(中國石油天然氣股份有限公司 遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

為了充分挖潛井間剩余油，提高儲量動用程度，2012年開始在哈薩克斯坦K油田規模實施水平井。為了研究和評價應用水平井挖潛高含水油田剩余油潛力，應用地質、測井、油藏工程等多學科理論，優選層位，論證合理的水平段長度，分析水平井垂向位置以及合理產液量。在K油田剩余油豐度較高地區部署實施水平井38口。平均單井初期日產油17.9t，是同期直井的2倍以上，含水68.7%，低于全區平均含水20%，證實應用水平井技術開發高含水砂巖油田是可行的。

哈薩克斯坦；砂巖油田；注水開發；水平井；優化設計

K油田屬于高含水砂巖油田，綜合含水已達90.2%，應用水平井開發始于2012年，截止目前共完鉆38口，單井產量高，平均日產油為周圍老井的2倍，鑒于該油田已屬于開發中后期，水淹程度高，為了繼續深入研究應用水平井挖潛主體區塊潛力，探討同類油藏有效開發模式，提高儲量動用程度和整體開發效益，開展了水平井優化設計研究。

1 油田概況

哈薩克斯坦K油田位于北烏斯丘爾特盆地西北部，構造形態是沿著緯度方向伸展的26.7 km×9.5 km 的背斜構造，北陡南緩，發育北東、北西和近東西向三組共21個構造斷裂，將背斜切割成7個區，20個斷塊。含油氣目的層為中、上侏羅統和下白堊統，巖性主要為粉、細砂巖，在縱向上分為12套砂巖組24個小層。儲層巖性主要為粉砂巖和細砂巖，泥質含量較高，平均29.5%，主要的膠結類型是孔隙膠結和接觸孔隙膠結，優質儲層是分選較好的細砂巖和粗粉砂巖，較差的儲層主要是粉砂巖夾大量的泥質。碎屑巖儲層中各小層砂巖厚度最大10.3 m，一般4～8 m。根據該油田巖心分析資料，孔隙度平均25%～30%，滲透率平均400～1 000 mD。發育多套油水系統，油水界面一般海拔-880～-900 m，不同區塊稍有差異。

K油田1979年9月投入開發，1980年開始注水，井網以反九點井網為主，局部為反七點井網。截止2015年12月，區塊油水井總數2 815口，采油速度0.64%，采出程度22.43%，含水90.1%。各開發層系累積注采比0.49～1.43。

2 優化設計原則

油藏各層系空間上縱向疊加，每個層系具備獨立的油氣水界面，形成了較完善的注采系統。目前油藏整體進入高含水開發階段，綜合含水達到90.2%，因此水平井的部署需要在綜合研究油藏構造、儲層、

沉積相、油層分布、剩余可采儲量及剩余油分布的基礎上，進行地層能量評價，在地質條件優越、剩余可采儲量較大的弱水淹區域部署，同時還需做好完鉆井的跟蹤和動態監測，以保證鉆井成功率和產能到位率[1]。水平井的部署區域儲層具備一定的油層厚度，且油層穩定展布，存在弱水淹區域或存在動用程度低油層，周圍生產井具有較高的生產能力[2](見表1)。

表1 水平井部署原則

3 水平井優化設計

3.1 水平井水平段長度優化研究

水平井設計的幾個重要參數中，水平段長度將是影響水平井產量、水淹程度的重要參數[3，4]。通過水平段長度分別設計為160 m、200 m、240 m和300 m的4個方案進行比較，結果見圖1。在保證注采井距的前提下，水平段長度越長，累產量越高，水平段為300 m時，油井前期產量高，油井見水早，但較其他水平段提前達到95%而關井，造成累產油量減少。因此，在井網完善區域，水平段長度應設計在200 m左右，在井控制程度低的區域可以適當加長。K油田屬于注水開發的高含水油田。在設計水平井長度時，除了考慮含油面積(橢圓長軸和短軸半徑)外，還要考慮油層厚度、與注水井距離及油層水淹程度，油層厚度一般大于4 m以上，盡量規避水淹風險，減緩含水上升時間。統計K油田38口水平井長度，35口井水平段長度大于最小合理長度，均小于最大合理長度。目前水平井井段長度在200 m左右是合理的[5]。

3.2 水平井垂向位置論證

卡拉姆卡斯油田已部署的水平井均沒有氣頂，也沒有底水，分析不同原油黏度條件下的最優垂向位置，見圖2。可以看出，K油田地下原油黏度在20 mPa·s左右，最優垂向位置在油層厚度的上下占比為0.534～0.554。而實際設計中，水平井的位置還須考慮剩余油在垂向上的富集位置。對于厚度較大的油層而言，通常水淹位置在油層的下部，特別是油層內存在小的夾層時，水平段一般設計在夾層以上位置，所以井號為7000、7006、7013、7025和7033的水平井水平段在垂向上的位置比例為0.62～0.89[6]。

3.3 水平井合理產液量論證

通過數值模擬研究，水平井采用不同產液量生產對井組開發指標有較大影響[7]。方案分別設定日產液量為25 m3/d、40 m3/d、60 m3/d和80 m3/d(見圖3)，結果表明，日產液為60～80 m3/d的方案開發指標較好。盡管日產液為25 m3/d和40 m3/d的方案，以較小的生產壓差生產，含水上升速度也較小，但累積產量受到影響，到2040年累產油較60～80 m3/d的方案偏小，而日產液為80 m3/d，在2033年累產量逐漸接近60 m3/d的方案。因此，為保持開發效果，合理控制生產壓差，水平井初期采液量控制在60～80 m3/d 為宜[8]。

4 實施效果

截止2015年，全區共投產水平井38口，初期平均單井日產油17.9 t，含水68.7%，是同期實施直井的1.5倍。目前平均單井日產油12.9 t，是周圍老井的2倍，日產液61.94 t，綜合含水75.1%。低于全油田平均含水15個百分點。平均單井水平段長度205.3 m，油層鉆遇率82.3%，平均單井油層長度168.9 m。

5 結論

優化水平井設計是應用水平井成功開發油田的基礎和關鍵，在油田精細地質研究的基礎上，研究剩余油分布規律，確定水平井部署原則，在油藏工程理論指導下，優化水平井長度、垂向位置以及合理產液量等參數，目前實施取得較好效果，對于同類注水開發中后期大型砂巖油田具有指導和借鑒意義。

[1] 李傳亮. 油藏工程原理 [M].北京：石油工業出版社，2005.

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[4] 陳要輝，閆鐵，劉穎，等. 水平井水平段合理長度經濟評價研究[J]. 天然氣工業，2006(8)：151-153.

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Optimization of Design Research for Horizontal Well Parameter in Extra-high Water Sandy Oilfield —Kazakhstan K Oilfield

LI Ya-nan

(Liaohe Oilfield Company of PetroChina, Panjin 124010, Liaoning, China)

In order to dig the potential interwell remaining oil and improve the degree of producing reserves, horizontal wells in scale were applied in the K oilfield of kazakhstan from 2012. For studying and evaluating the remaining oil potential with applying horizontal well to dig high water oilfield, we used geology, well logging, reservoir engineering and many multidisciplinary theory to optimize horizon demonstrate reasonable horizontal length, analyze vertical location of horizontal well and rational liquid producing capacity. We implemented 38 horizontal wells in K oilfield which have high abundance remaining oil. The average daily oil production of single well reached 17.9 t and that was twice over the production of vertical wells, and water content was 68.7% and 20% lower than the whole area. It has proved that using the horizontal wells to develop high water content sandstone field is feasible.

Kazakhstan; sandstone field; waterflooding development; horizontal well; optimization design

2016-04-30

李雅南(1984-)，女，遼寧康平人，中國石油天然氣股份有限公司遼河油田公司工程師，碩士，從事哈薩克斯坦K油田石油地質研究。

TE34

A

1008-9446(2016)05-0018-03