塊狀底水油藏二次開發部署研究

鄭世紅 董 明(．大慶職業學院 黑龍江 大慶 6355;．中油遼河油田公司 遼寧 盤錦 44)

前言:齊2－7－10塊為塊狀氣頂底水油藏，近年來隨著采出程度的提高，底水錐進造成油井水淹，井間形成大量剩余油。為進一步挖潛剩余油，利用數值模擬技術，建立了符合油藏實際的構造、屬性模型。在研究剩余油分布規律的基礎上，部署水平井、側鉆井等挖潛措施，實現區塊上產，提高油藏采收率。對底水油藏高含水開發后期，認識剩余油分布規律及改善開發效果具有很好的參考和借鑒作用。

1 油藏概況

齊2－7－10塊位于歡喜嶺油田東北部，該塊含油面積2．0km2，石油地質儲量365×104t，含氣面積0．7km2(東高點)，天然氣地質儲量1．85×108m3(東高點)。

開發目的層為下第三系沙河街組蓮花油層，分為蓮Ⅰ、蓮Ⅱ、蓮Ⅲ三個油層組，其中蓮Ⅱ 砂體在全區廣泛分布，是我們研究的主要目的層。孔隙度為21．8%，滲透率平均800×10－3μm2，泥質含量7～8%。屬高孔高滲儲層。原油性質較好，原油密度為0．9069g·cm－3，粘度31．35mPa·S，凝固點 3．2℃．體積系數為 1．267，汽油比為 98m3/t［1］。油藏類型為塊狀氣頂底水油藏。

2 開發歷程及現狀

2．1 開發歷程。該塊于1981年4月試采齊2－7－10井(1900～1908m，8m/1層)，初期日產油66t，不含水，揭開了齊2－7－10塊蓮花油層開發的序幕，到1983年2月按500m井距又投產油井3口，形成了齊2－7－10塊基礎井網。目前該塊采出程度達到34．6%，標定采收率為39．2%，油藏進入開發后期。隨著齊2－平1，齊2－蓮H2等水平井的成功部署，齊2－7－10塊將逐漸進入二次開發階段。

2．2 開發現狀。至2009年12月，該塊共有油井41口，開井17口。日產油 43．4 t，日產水 101．8 m3，綜和含水 66．97%。累產油 126．7798 ×104t，累產氣 26356 ×104m3，累產水 265．9989 ×104m3，采油速度 0．37%，采出程度34．73%;注水井5 口，關5 口，累注水276．0072 ×104m3，累積地下虧空172．5546 ×104m3，累積注采比0．62。

3 區塊存在的主要矛盾

3．1 油藏邊底水較活躍，直井開發底水錐進現象較嚴重 。齊2－7－10塊蓮花油層邊底水十分活躍，從而造成了底水由油水界面向油井射孔井段的迅速錐進，致使油井含水上升較快，大部分油井高含水或關井，嚴重影響油田開發效果。

3．2 在現有的開發方式條件下井間剩余油難以有效動用。該區塊油井水淹方式為底水錐進，全塊油井幾乎全部側鉆以挖掘錐間帶剩余油，有的油井已進行2次甚至3次側鉆，剩余油分布較為零散。繼續利用直井側鉆方式挖掘剩余油，井間剩余油難以有效動用，改善開發效果難度較大。

3．3 油井利用率低，老井實施各項增產措施余地較小。根據剩余油分布認識，1994～2000年在微構造高點和錐間帶進行了200m井網加密調整，并利用高含水井和套壞井進行了側鉆挖潛，統計期間加密井和側鉆井生產情況和電測解釋資料，油水界面已整體上移至－1893m。油井水淹后，水錐半徑達到50～100m，油井可側鉆空間很小，即使側鉆，底水很快錐進，采油期短，累積采油量減少，統計歷年側鉆效果，在逐漸變差。由于是塊狀底水油藏，油層無隔層，堵水措施難以運用，效果也不理想。

4 剩余油分布規律研究

4．1 通過建立三維儲層地質模型落實微構造。對齊2－7－10塊蓮花油層進行地質再認識，通過對完鉆井資料重新認識，建立三維儲層地質模型，利用所建的齊2－7－10塊下蓮花1組地質模型，我們可以清楚、直觀地、逐單元、逐斷塊地進行研究分析，發現了以往二維圖件所難以表達的微構造，給生產實踐中所遇的矛盾以合理解釋。通過三維地質模型的建立，確定該塊存在4個微構造高點(圖1)。(齊2－6－310、齊2－7－010、齊2－7－3009、齊2－8－009C2)根據生產井動態資料分析，認為剩余油經過重新聚集逐步運移到微構造高點附近，為剩余油富集區和下步潛力區。

4．2 平面動用程度差，錐間帶剩余油富集。齊2－7－10塊投入開發的初期，由于對塊狀底水油藏開發經驗不足，開發的過程中未能有效控制生產壓差和保護氣頂能量，雖然該塊的滲透率變異系數達到了0．85，起到了阻止底水推進速度的作用，但是隨著開發時間的延長，因底水體積大［2］(是油藏的20倍)，能量充足，最終導致油井全部水淹。從平面上看，該塊的水淹特點為油井點狀的水淹規律，由于底水能量充足，除平面上近井地帶的原油被采出來，剩余油則被底水驅替到遠離油井的井間地帶，因此在平面上剩余油主要分布在井間錐間帶［3］，后期實施的側鉆也證明了錐間帶有剩余油。

4．3 縱向上近井地帶沒有剩余油。齊2－7－10塊在開發初期，因地層油水關系相對穩定，油井投產后，平面上和縱向上均不同程度降壓，在底水未錐進時，油層整體壓力下降，底水錐進油井見水，直致水淹，因底水壓力高，而油層壓力低，則底水起到把剩余油驅替遠離油井，這樣在縱向上近井地帶沒有剩余油，井間地帶油層厚度大，存在大量剩余油。

4．4 水淹狀況。由于油層整體壓力低于原始地層壓力，底水整體上移，油水界面上升，從側鉆井資料來看，現階段的油水界面已上升到－1893m同原始的油水界面(－1920m)相比上升了27m，分析頂部油層基本未水淹，下部油層低部位油層水淹嚴重。潛力層有效厚度為12．5m，主要分布在1－6層和7、8層高部位。通過計算得出該塊單井水錐半徑底面約為85m左右，大多數油井的水錐底面半徑為80～100m，從目前的水錐半徑同現階段的井距來看，相鄰油井水錐半徑底面已經相連。

5 主要挖潛工作

在研究剩余油分布的基礎上，利用水平井技術、側鉆技術挖掘剩余油，改善區塊開發效果。近兩年在該塊成功布水平井2口，側鉆井3口，累積增油4．219 ×104t。

5．1 水平井技術。

(1)部署水平井挖掘微構造高點及錐間帶剩余油;平面上排驅面積大［4］，泄油區域大，抑制底水錐進;提高縱向水驅波及體積;能夠提高油藏最終采收率。

(2)水平井段合理位置優選:水平段位置距油水界面越遠，油井見水時間越晚。水平段在底水油藏中的合理位置在ZW=0．8h左右。齊2－平1井，油層厚度25m，水平段定為距油頂5m，距油水界面20m。

(3)水平井方位的優選［4］，主要考慮三個因素:首要考慮剩余油分布情況，保證在剩余油富集區部署;其次，水平井走向盡量與構造線平行，且與河道主流線呈一定角度;最后，為減少儲層非均質性造成層內、層間干擾，水平井段盡量處于同一沉積微相內。

(4)綜合考慮以上因素，在該塊成功部署兩口水平井:

齊2－平1井:

于2004年7月份投產，初期7mm油嘴自噴生產，日產油45．5 t，含水9．8%，目前5mm油嘴自噴生產，日產油14．8 t，含水10%，已累產油3．8108×104t，開發效果較好。

齊2－蓮H2井:

于2007年8月投產，初期6mm油嘴自噴，日產油41．8t，日產氣2506m3，日產水 3．2m3。目前 3mm 油嘴自噴，日產油 5．9t，日產氣1788m3，日產水11．3m3。已累產油2865t，開發效果較好。

5．2 側鉆技術。底水油藏早期主要利用側鉆技術挖掘錐間帶剩余油，針對高含水開發后期，側鉆效果越來越差的矛盾，我們不斷精細油藏描述，尋找有利的微構造高點部署側鉆井，同時，為了有效的抑制底水錐進速度，提高油藏開發效果，側鉆井避射厚度應達到65～70%;確定合理的工作制度，控制生產壓差。

齊2－8－310C2井是部署在微構造高點的一口井，2006年5月完鉆，位移90m，初期日產油 23．5t，含水 6%。目前日產油 6．4t，含水 68．1%。已累積增油3164t。

6 開發效果分析

通過對齊2－7－10塊后期的挖潛工作，區塊采油速度由0．19%上升到0．43%，上升了0．24個百分點，區塊開發效果明顯改善。從該塊采出程度與綜合含水關系曲線預測該塊最終采收率為43%，比標定采收率39．2%提高了2．8個百分點，增加可采儲量10．22×104t(圖2)。從開發效果看，水平井開發效果好于直井，水平井技術可以在該塊繼續推廣應有，同類塊狀底水油藏二次開發也可以借鑒應用。

6．1 認識及建議。

(1)齊2－7－10塊是塊狀氣頂底水油藏，邊底水活躍，隨著開發時間的延長，地層壓力不斷下降，導致底水同油層的壓差不斷增加，最終底水錐進，油井水淹，平面上和縱向上油層動用程度差異較大，嚴重制約了油藏的整體開發效果。

(2)構造高部位水淹程度相對較低，直井井間含油飽和度較高、剩余油較富集，縱向采出程度由上到下逐漸增加。

(3)部署水平井見效明顯，該塊更適合打水平井開發，下步繼續在該塊4個重點區域開展微構造和剩余油分布研究，部署水平井，提高油藏采收率［5］。