高大鵬，葉繼根，李 奇，石成方，胡云鵬，侯紹繼，紀(jì)淑紅，黃 磊

(1.中國科學(xué)院 力學(xué)研究所，北京 100190； 2.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

大慶長垣特高含水期表外儲層獨立開發(fā)方法

高大鵬1,2，葉繼根2，李 奇1，石成方2，胡云鵬2，侯紹繼1，紀(jì)淑紅2，黃 磊2

(1.中國科學(xué)院 力學(xué)研究所，北京 100190； 2.中國石油 勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

物性和含油性差的表外儲層已經(jīng)成為大慶長垣特高含水階段水驅(qū)挖潛的主要對象，然而常規(guī)的井網(wǎng)加密、分層注水等方法開發(fā)效果較差。為此，結(jié)合表外儲層發(fā)育特征和分層壓裂工藝，提出了表外儲層獨立開發(fā)方法。根據(jù)油水井射孔層位和表內(nèi)、表外儲層空間分布特征，設(shè)計了“以水定油”和“以油定水”兩種獨立開發(fā)模式，采用多層人造澆鑄巖心開展了水驅(qū)物理模擬實驗，比較了兩種模式的采出程度隨注入量的變化特征，推導(dǎo)了考慮啟動壓力梯度和淺層水平壓裂裂縫的分層壓裂直井產(chǎn)能公式，計算分析了表外儲層獨立開發(fā)的技術(shù)政策界限。研究表明：長垣表外儲層獨立開發(fā)“以油定水”模式優(yōu)于“以水定油”模式，技術(shù)極限井距和經(jīng)濟(jì)極限厚度分別為228 m和2 m左右。隨著表外儲層厚度占總射孔厚度比例的增大，采收率先下降后保持平穩(wěn)，最后又快速上升。礦場應(yīng)用表明：表外儲層獨立開發(fā)平均單井日產(chǎn)油量3.7 t，開發(fā)效果明顯優(yōu)于三次加密。

水驅(qū)縱向波及效率;水平裂縫；分層壓裂；特高含水；表外儲層；水驅(qū)挖潛；大慶長垣構(gòu)造

表外儲層是指大慶長垣多層油藏中含油產(chǎn)狀以油浸和油斑為主，并混有少量厚度小于0.2m的油砂、含油和粉砂油浸的儲層；表內(nèi)儲層則是與之相對的主力含油砂體[1]。大慶長垣喇嘛甸、薩爾圖和杏樹崗油田(簡稱“喇薩杏油田”)進(jìn)入特高含水階段以后，以表外儲層為主的薄差層已經(jīng)成為水驅(qū)挖潛的主要對象[2]，并且由于注入水低效且無效循環(huán)的加劇[3-4]，表外儲層剩余油潛力越發(fā)凸顯。表外儲層獨立開發(fā)則是將有潛力的獨立表外儲層細(xì)分組合作為一套層系部署井網(wǎng)的開采方法，旨在轉(zhuǎn)變常規(guī)“表內(nèi)、表外合采”的開發(fā)思路，針對特高含水期現(xiàn)有井網(wǎng)條件下未動用的特低滲表外儲層，采取了比“細(xì)分層系、分層注水”更加強化的措施來解決層間矛盾。

國內(nèi)外關(guān)于改善多層油藏中薄差層水驅(qū)開發(fā)效果的方法主要包括分層注水[5]、井網(wǎng)加密[6]、調(diào)剖堵水[7]和三次采油[8-11]等。長期以來，大慶油田的分層注水技術(shù)應(yīng)用十分廣泛，然而由于封隔器體積和措施工藝的限制，注水井筒的分段數(shù)已經(jīng)接近極限，監(jiān)測的平均油層動用程度仍小于50%，對于厚度薄、物性差的表外儲層很難發(fā)揮作用[12-13]。大慶油田三次井網(wǎng)加密的重點是表外儲層，但開發(fā)效果較差。如杏樹崗油田特高含水期2010年部署的三次加密井投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油量小于1.5t、平均含水率大于85%。此外，由于受到堵劑使用數(shù)量和作用機理的雙重限制，針對特高含水期多層厚油藏的深部調(diào)剖技術(shù)還不夠成熟[7]。聚合物驅(qū)和復(fù)合驅(qū)等三次采油技術(shù)在大慶油田應(yīng)用廣泛也取得了很好的效果，但主要是提高了主力油層的水驅(qū)波及效率，對于特低孔、特低滲和連通性差的表外儲層缺乏適用性。為此，本文提出將與優(yōu)質(zhì)表內(nèi)儲層交互分布的低品位表外儲層進(jìn)行獨立開發(fā)的方法，開展了表外獨立開發(fā)模式、技術(shù)界限研究和礦場應(yīng)用試驗，該方法具有廣闊的應(yīng)用前景。

1 表外儲層基本特征及其獨立開發(fā)的必要性

通過分析表外儲層的地質(zhì)發(fā)育特征和動用狀況，判斷表外儲層是否滿足獨立開發(fā)的條件，同時現(xiàn)階段是否有必要采取獨立開發(fā)的方法。

1.1 表外儲層發(fā)育特征

大慶長垣表外儲層與表內(nèi)儲層屬同一河流三角洲沉積體系，是表內(nèi)儲層的延續(xù)。表外儲層以三角洲外前緣亞相為主，平面上不獨立，與表內(nèi)層鑲邊搭橋、相間分布，主要存在4種表外儲層與表內(nèi)儲層的接觸方式：成層型、連接型、延伸型和透鏡型。其中，成層型的獨立表外砂體平面展布規(guī)模大，延伸大于600 m，連接型和延伸型表外砂體規(guī)模次之，透鏡型表外規(guī)模最小。初步估算表外儲層地質(zhì)儲量達(dá)到7.2×108t，可采儲量為(1.4～1.8)×108t。

1.2 表外儲層動用及水洗特征

基礎(chǔ)井、一次加密井、二次加密井和三次加密井4套井網(wǎng)均射孔了表外儲層，并且射孔比例逐漸增加，其中三次加密井縱向平均射孔動用比例達(dá)到55%以上。根據(jù)大慶長垣喇薩杏油田取心井監(jiān)測資料分析不同類型表外儲層的動用狀況，總體上連接型和延伸型表外儲層動用較好，動用層數(shù)比例為65.4%；成層型和透鏡型表外儲層動用程度相對較差，動用層數(shù)比例僅為11.8%，又由于透鏡型表外儲層砂體規(guī)模太小，因此成層型表外儲層是獨立開發(fā)的重點。

圖1是根據(jù)取心井監(jiān)測資料統(tǒng)計的三類油層和表外儲層的鉆遇厚度和未水洗厚度，可見以水下分流河道、主體席狀砂和非主體席狀砂為主的3類油層未水洗厚度相對較小。未水洗厚度主要集中在一類和二類表外儲層，分別達(dá)到3.9 m和10.4 m，共占總鉆遇厚度的35.7%，占總未洗厚度的88.3%。一類表外儲層是指大慶油田1985年儲量復(fù)算時，不夠表內(nèi)儲層有效厚度標(biāo)準(zhǔn)，但達(dá)到含油砂巖標(biāo)準(zhǔn)的儲層，以與表內(nèi)交互分布的表外儲層為主；二類表外儲層是指1985年儲量復(fù)算時，未劃分含油砂巖厚度但已達(dá)到1993年研制的表外儲層厚度解釋標(biāo)準(zhǔn)的表外儲層，以獨立成層型表外儲層為主。因此，表外儲層具有較大的剩余油潛力，并且以二類表外的層間剩余油為主。

1.3 表外儲層獨立開發(fā)的必要性

從表外儲層的動用及水洗狀況分析發(fā)現(xiàn)主要存在兩個問題：一是特高含水階段三次加密井網(wǎng)雖然射開表外儲層，但絕大部分注入水沿主力表內(nèi)儲層低效或者無效循環(huán)，水驅(qū)過程中表外儲層并未得到有效動用；二是表外儲層本身物性和含油性差，生產(chǎn)能力非常有限，需要人工壓裂獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)能。

圖1 喇薩杏油田三類油層及表外剩余油評價潛力Fig.1 Remaining potential of class Ⅲ and low permeability thin oil layers in Lasaxing oilfield

進(jìn)入特高含水階段以后，長垣喇薩杏油田三次加密新井的初期日產(chǎn)油量已低于2 t，并呈現(xiàn)出產(chǎn)量遞減加快的趨勢。以往針對表內(nèi)儲層行之有效的成熟技術(shù)無法解決表外儲層的動用問題，單純采用井網(wǎng)加密、分層注水等措施的效果變差，特別是細(xì)分注水的作用愈發(fā)有限。從2010年到2015年，隨著細(xì)分注水工作量的不斷加大，單井分段數(shù)普遍達(dá)到6段及以上，甚至10段，但平均油層動用程度小于50%，平均吸水非均衡程度大于40%[13]。此外，特低滲成層型表外儲層單獨試油效果不差，具有一定的吸水和產(chǎn)油能力[14]。根據(jù)三次加密井生產(chǎn)狀況和大慶日趨成熟的分層壓裂工藝[15-16]，表外儲層組合達(dá)到一定厚度壓裂后具有單獨開采的能力，因此有必要開展表外儲層獨立開發(fā)。

表外儲層埋深淺，平均破裂壓力梯度為0.023～0.025 MPa/m，大于上覆巖層產(chǎn)生的垂直應(yīng)力梯度，根據(jù)鉆井取心觀察、同位素示蹤法實驗、微地震監(jiān)測結(jié)果以及井溫測井曲線，綜合判定表外儲層壓裂縫將主要是水平裂縫[17-18]，并且大慶油田已經(jīng)研究應(yīng)用了一套產(chǎn)生水平裂縫的分層壓裂工藝技術(shù)[15]，有助于長垣表外儲層獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)能。

2 表外儲層獨立開發(fā)的主要模式

根據(jù)表內(nèi)、表外儲層交互分布的特點，以油水井鉆遇的成層型獨立表外儲層為對象，提出了以井對為單元的“以油定水”和“以水定油”兩種模式，并開展了水驅(qū)物理模擬實驗研究，評價兩種模式對采收率的影響。

2.1 “以油定水”模式

“以油定水”是指油井只選擇獨立成層型表外儲層比較集中的潛力層段射孔，并且根據(jù)這些表外儲層的發(fā)育延展特征，確定相鄰水井的射孔層段，此時水井的射孔層段中一般含有少量表內(nèi)儲層(圖2a)。這種模式下，油井針對表外儲層采取分層壓裂后，僅采出表外層的儲量，并且由于水井射開了部分表內(nèi)儲層，其吸水效果較好，同時受砂體連通性和注采對應(yīng)關(guān)系的影響，油井鉆遇并壓裂的表外儲層內(nèi)產(chǎn)出比較均衡。

2.2 “以水定油”模式

“以水定油”是指水井只選擇獨立成層型表外儲層比較集中的潛力層段射孔，并且根據(jù)這些表外儲層的發(fā)育延展特征，確定相鄰油井的射孔層段，此時油井的射孔層段中一般含有少量表內(nèi)儲層(圖2b)。這種模式下，油井同時采出表內(nèi)層和表外層的儲量，但是由于表內(nèi)層物性好、水洗程度高，有相當(dāng)一部分注入水將從表外層進(jìn)入表內(nèi)層，因而一方面影響了表外層的驅(qū)替效果，另一方面供油能力差的特高含水表內(nèi)層將導(dǎo)致部分注入水低效或無效循環(huán)。可見雖然“以水定油”模式下的油井射開了表內(nèi)儲層，但開發(fā)效果會比“以油定水”差一些。

圖2 獨立開發(fā)模式示意圖Fig.2 Schematic map showing independent development modelsa.“以水定油”模式；b.“以油定水”模式

兩種模式的不同主要在于油、水井是否射開表內(nèi)儲層，現(xiàn)場應(yīng)用時需要根據(jù)表外、表內(nèi)儲層空間分布特征部署井網(wǎng)，為了科學(xué)的選擇合理的獨立開發(fā)模式，設(shè)計了相關(guān)物理模擬評價兩者的開發(fā)效果。

2.3 開發(fā)效果對比實驗

為了評價“以油定水”和“以水定油”兩種表外儲層獨立開發(fā)模式的效果，開展了巖心尺度的物理模擬實驗。

2.3.1 物理模型及實驗設(shè)計

采用長30 cm、寬4.5 cm、高6 cm的多層人造澆鑄長方體巖心作為物理模型(圖3),人造巖心包括4個部分：模擬表外儲層的低滲砂巖(滲透率為10×10-3μm)、模擬表內(nèi)儲層的高滲砂巖(滲透率為260×10-3μm)、模擬人工壓裂裂縫的超高滲砂巖條帶(滲透率為5 000×10-3μm)和模擬隔夾層的泥巖條帶(滲透率0.01×10-3μm)。飽和巖心所用的模擬地層水的礦化度為6 778 mg/L，模擬油為大慶油田第四采油廠原油與煤油混合配置、45 ℃時粘度約為7 mPa·s，驅(qū)替所用的模擬大慶地層污水的礦化度為3 700 mg/L?；谇叭藢μ氐蜐B砂巖油藏水驅(qū)油物理模擬相似準(zhǔn)則的研究與歸納，物理模型的設(shè)計應(yīng)滿足幾何相似、運動相似和動力相似[19-21]，同時還應(yīng)該滿足非線性滲流特征相似[22]，油藏原型與設(shè)計的物理模型參數(shù)對比及相似系數(shù)如表1所示。

2.3.2 實驗結(jié)果分析

圖4是“以油定水”和“以水定油”兩個模型水驅(qū)采出程度的實驗對比結(jié)果，可見前者最終采出程度為64.92%，優(yōu)于后者的54.02%，也就是說，“以油定水”模式下表外儲層獨立開發(fā)的采收率明顯大于“以水定油”模式。這是因為當(dāng)從含有高滲砂巖的一側(cè)注入、從帶有多條超高滲條帶的低滲砂巖一側(cè)采出時，采出端縱向波及效率高、動用更加均衡，所以最終采出程度較大。相比之下，“以水定油”模式下采出端依然存在嚴(yán)重的層間矛盾。

圖3 “以水定油”和“以油定水”模式巖心模型示意圖Fig.3 Schematic map showing core model of two independent development modelsa.“以水定油”模型；b.“以油定水”模型

相似性對比參數(shù)相似系數(shù)幾何相似井距與射孔厚度比1井距與水平裂縫半長比1井對間表外表內(nèi)砂巖長度比1動力相似雷諾數(shù)1壓力與重力比104～120裂縫立方定律071～105運動相似注入量與采油量比1特征相似啟動壓力梯度1

圖4 “以水定油”和“以油定水”模型采出程度對比Fig.4 Comparison of the recovery of two core models

3 表外儲層獨立開發(fā)產(chǎn)能模型和技術(shù)界限

3.1 分層壓裂直井產(chǎn)能快速評價模型

通過分析長垣喇薩杏油田微地震監(jiān)測資料發(fā)現(xiàn)，由于油層內(nèi)地應(yīng)力的平面非均質(zhì)性，人工壓裂后將形成橢圓形的水平裂縫。目前計算面積井網(wǎng)產(chǎn)能主要通過數(shù)值模擬方法[23-24]，解析方法則適用于單井產(chǎn)能計算[25-26]?，F(xiàn)有的商業(yè)數(shù)值模擬軟件還未能全面考慮水平壓裂縫和非線性滲流特征，因此需要建立新的產(chǎn)能評價模型。

3.1.1 假設(shè)條件及模型建立

由于表外儲層單層厚度很薄，并且各表外儲層之間隔夾層分布穩(wěn)定，特低滲多孔介質(zhì)中非線性滲流特征明顯，因此忽略單個表外儲層內(nèi)的縱向流動以及各油層之間的干擾和竄流，忽略油水兩相流體之間的界面效應(yīng)，簡化非活塞驅(qū)替過程為等飽和度下降過程，采用啟動壓力梯度簡化非線性滲流特征[27-28]，提出了考慮油水兩相、啟動壓力梯度和水平裂縫的表外儲層產(chǎn)能快速計算模型。

采用等效滲透率模型將水平裂縫等效為高度為儲層厚度的橢圓柱體，將單層內(nèi)壓開水平裂縫后引發(fā)的滲流場劃分為兩部分：外部遠(yuǎn)端地層到水平裂縫的徑向流動區(qū)域和水平裂縫內(nèi)等效后的橢圓流動區(qū)域。結(jié)合劉月田等給出的各向異性圓形地層滲流的解析解[29-30]，推導(dǎo)得單井橢圓水平裂縫誘發(fā)的滲流場內(nèi)徑向流動區(qū)域和橢圓流動區(qū)域的壓力方程，基于儲層內(nèi)的物質(zhì)平衡關(guān)系和多井壓降疊加原理推導(dǎo)得表外儲層壓開水平裂縫后的五點井網(wǎng)的產(chǎn)能計算公式：

(1)

那么，五點井網(wǎng)內(nèi)水驅(qū)過程的滲流阻力可劃分為兩部分：

① 外部徑向流動區(qū)域的滲流阻力可表示為：

(3)

② 水平裂縫等效后橢圓流動區(qū)域內(nèi)的滲流阻力可表示為：

(5)

(6)

五點井網(wǎng)內(nèi)帶有水平裂縫的直井產(chǎn)油量為：

(7)

由于表內(nèi)儲層無需考慮非線性滲流問題，因此其五點井網(wǎng)內(nèi)的產(chǎn)油量可用下式計算：

(8)

將油井射開的多個表外、表內(nèi)儲層的產(chǎn)油量進(jìn)行疊加，得到分層壓裂直井的總產(chǎn)量：

(9)

基于物質(zhì)平衡關(guān)系計算不同時間的儲層平均含油飽和度。那么，某一時間段內(nèi)含油飽和度的變化等于這段時間內(nèi)采出的油量占油藏孔隙體積的比值，然后根據(jù)新計算的含油飽和度，結(jié)合相對滲透率曲線選取新的油、水相對滲透率，再計算下一時間段的產(chǎn)量及含水率等指標(biāo)。

3.1.2 模型驗證

根據(jù)大慶采油四廠杏六中區(qū)東部表外儲層獨立開發(fā)試驗區(qū)內(nèi)已投產(chǎn)的X5-41-S737井實測資料，對產(chǎn)能模型的計算結(jié)果進(jìn)行驗證。

從圖5中可以看到，本文模型的計算結(jié)果與實測日產(chǎn)油量之間誤差較小，遞減趨勢基本吻合，因此模型可靠性強，可用于指導(dǎo)表外儲層獨立開發(fā)技術(shù)界限制定和方案設(shè)計。

3.2 表外儲層獨立開發(fā)技術(shù)界限

根據(jù)長垣杏北油田薩葡油層、壓裂裂縫和流體的基本參數(shù)，以及表內(nèi)、表外儲層的油水相對滲透率曲線計算表外層獨立開發(fā)時分層壓裂直井的產(chǎn)能，分析五點井網(wǎng)內(nèi)的技術(shù)極限井距、表外儲層經(jīng)濟(jì)極限厚度以及采收率與不同表外層所占厚度比例的關(guān)系。

3.2.1 技術(shù)極限井距和經(jīng)濟(jì)極限厚度

從圖6a中可以看到：壓裂后極限技術(shù)井距達(dá)到228 m。當(dāng)表外儲層厚度為6 m、注采井距為150 m、投產(chǎn)初期含水率小于50%時，產(chǎn)油量大于2 t/d。從圖6b中可以看到：初始產(chǎn)油量隨表外儲層厚度的增大而增大；當(dāng)表外儲層厚度增大到10 m、投產(chǎn)初期含水率為50%時，初始產(chǎn)油量可以達(dá)到3.5 t/d;而當(dāng)表外儲層厚度縮減至2 m時，初始產(chǎn)油量均低于1.5 t/d，達(dá)不到喇薩杏油田新井經(jīng)濟(jì)界限。

3.2.2 采收率與不同表外儲層所占厚度比例的關(guān)系

針對“以水定油”和“以油定水”模式，分析了表外儲層厚度占總射孔厚度的比例與采收率的關(guān)系。從圖7中可以看到：隨著表外儲層厚度比例的增大，采收率先下降然后保持平穩(wěn)，最后又快速上升。造成這種現(xiàn)象的原因是：表外儲層受非線性滲流特征的影響，不僅產(chǎn)油量比表內(nèi)儲層低，含水率上升也相對緩慢。當(dāng)表外儲層厚度占比小于60%時，表內(nèi)儲層占主導(dǎo)地位，注入水主要沿表內(nèi)儲層迅速突進(jìn)致使油井很快達(dá)到極限含水率98%，而此時表外儲層采出程度仍然較低，進(jìn)而導(dǎo)致整體采收率較低。當(dāng)表外儲層厚度占比大于90%時，表外儲層占主導(dǎo)地位，雖有部分注入水沿表內(nèi)儲層突進(jìn)，但并未導(dǎo)致油井迅速達(dá)到極限含水率，因而生產(chǎn)時間延長、整體采收率也有所提高。

圖5 本文模型計算日產(chǎn)油量與實測數(shù)據(jù)對比Fig.5 Comparison between oil production calculated by the model and actual production data

圖6 初始產(chǎn)油量與注采井距、表外儲層厚度之間的關(guān)系Fig.6 Relation among initial oil production, well spacing,and thickness of low permeability thin oil layersa.初始產(chǎn)油量和注采井距關(guān)系；b.初始產(chǎn)油量和表外儲層厚度關(guān)系

圖7 表外儲層厚度占總射孔厚度的比例與采收率的關(guān)系Fig.7 Ratio of perforate thickness of low permeability thin oil layers vs. total perforate thickness and its relationship with recovery

4 礦場實踐分析

表外獨立開發(fā)試驗區(qū)位于大慶采油四廠杏六中區(qū)東部，面積為0.78 km2，平均表外儲層厚度為24 m，表外儲層地質(zhì)儲量為155×104t，平均表內(nèi)儲層厚度為25.5 m，原始表內(nèi)儲層地質(zhì)儲量為382×104t，目前表內(nèi)儲層地質(zhì)儲量為240×104t，于2012年底陸續(xù)投產(chǎn)開發(fā)井23口，其中采油井14口，注水井9口，以150 m井距的五點注采井網(wǎng)開采薩爾圖和葡萄花油組的表外儲層，具體設(shè)計參數(shù)如表2所示。

圖8a和8b是獨立開發(fā)試驗區(qū)平均單井日產(chǎn)油量、含水率與三次加密試驗方案的對比曲線，投產(chǎn)初期僅有4口油井，生產(chǎn)效果較差。為進(jìn)一步控制表外儲層潛力富集區(qū)域，截至2013年8月又有10口油井陸續(xù)投產(chǎn)，此時平均單井日產(chǎn)油量達(dá)到1.5 t，從2013年10月開始部署注水井，約3月后開始見效，產(chǎn)量穩(wěn)步抬升。與同期設(shè)計的三次加密試驗方案(以三類油層中薄差油層為調(diào)整對象的杏六中區(qū)井網(wǎng)重組)進(jìn)行對比，表外儲層獨立開發(fā)試驗區(qū)平均單井日產(chǎn)油量是三次加密井的1.9倍，平均含水率較三次加密井低7.2%。

5 結(jié)論

1) 根據(jù)油水井射孔層位和表內(nèi)、表外儲層空間分布特征，設(shè)計了“以水定油”和“以油定水”兩種模式，采用多層人造澆鑄巖心進(jìn)行水驅(qū)物理模擬實驗。推導(dǎo)了考慮啟動壓力梯度和水平壓裂裂縫的分層壓裂直井產(chǎn)能快速評價模型，計算了表外儲層獨立開發(fā)技術(shù)界限。

2) 長垣喇薩杏油田具備表外獨立開發(fā)規(guī)模化應(yīng)

表2 表外獨立開發(fā)試驗區(qū)方案設(shè)計參數(shù)

圖8 三次加密井與獨立開發(fā)井平均含水率、平均日產(chǎn)油量對比Fig.8 Comparison of average water content and oil production between tertiary infilling wells and independent development wellsa.三次加密井與獨立開發(fā)井平均含水率對比；b.三次加密井與獨立開發(fā)井平均日產(chǎn)油量對比

用的條件，不僅可以將未進(jìn)行三次加密的區(qū)塊轉(zhuǎn)入表外獨立開發(fā)，也可以將已進(jìn)行三次加密的區(qū)塊，采取封堵表內(nèi)射孔層段的措施，獨立開采表外儲層。

3) 根據(jù)長垣不同表外儲層類型及其剩余油潛力，可采用不同開發(fā)方式推進(jìn)表外試驗與規(guī)模化應(yīng)用。此外，表外儲層獨立開發(fā)方法不僅適用于大慶油田，對于其它特高含水多層砂巖油藏中的潛力薄差油層也具有普遍的借鑒意義。

符號注釋

pR——徑向滲流區(qū)域內(nèi)任意一點的壓力，MPa；

pE——橢圓滲流區(qū)域內(nèi)任意一點的壓力，MPa；

pf——水平裂縫邊界處的壓力，MPa；

pI——水井注入壓力，MPa；

pw——油井井底流壓，MPa；

CSI——SI制單位換算系數(shù)，無量綱；

Bo,Bw——原油、水體積系數(shù)，無量綱；

QPo，QIw——水井日注入量和油井日產(chǎn)油量，m3；

K——儲層滲透率，10-3μm2；

h——儲層厚度，m；

a,b——橢圓滲流區(qū)域任意等壓線的半長軸、半短軸，m；

a,b——水平裂縫的半長軸、半短軸，m；

x,y——橢圓系數(shù)，無量綱；

d*——根據(jù)等效區(qū)域橢圓和井筒邊界計算的系數(shù)，無量綱；

wf——平均裂縫支撐寬度，m；

rw——井筒半徑，m；

L——注采井距，m；

c,d——表內(nèi)、表外儲層總數(shù)；

i,j——表內(nèi)、表外儲層編號。

μo，μw——地下原油、地下水粘度，mPa·s；

λ——啟動壓力梯度，MPa/m；

α——注采比，無量綱；

β——井網(wǎng)形狀因子，無量綱；

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(編輯 張玉銀)

An independent development method of low permeability oil thin layers with extreme high water cut in Changyuan Structure,Daqing oilfield

Gao Dapeng1,2,Ye Jigen2,Li Qi1,Shi Chengfang2,Hu Yunpeng2,Hou Shaoji1,Ji Shuhong2,Huang Lei2

(1.InstituteofMechanics,ChineseAcademyofSciences,Beijing100190,China; 2.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Beijing100083,China)

Low permeability thin oil layers have become the main object for waterflooding production in extreme high water cut stage in Changyuan area,Daqing oil field.However,conventional methods,such as well pattern infilling and layer-specific water injection,could get no satisfying effect.Therefore,a method of independent development of low permeability thin oil layers is put forward by taking into account features of these low permeability thin oil layers and technologies of layered hydraulic fracturing.Two kinds of development models are suggested,and one of the models designs how water wells perforate reservoir zones depending on the number and pattern of oil wells that perforate low permeability thin oil layers only,the other one designs how oil wells perforate zones depending upon the number and patterns of water wells that perforate low permeability thin oil layers only.Then,the recovery of these two modes are compared by waterflooding physical simulation experiments with multi-layer artificial casting cores.The productivity model of layered fractured vertical well is deduced considering the threshold pressure gradient and horizontal fractures in shallow reservoirs,and the technology limits are calculated and analyzed for the independent development of low permeability thin oil layers.The results show that the first model will get more recovery than the second one,and the technical limit of spacing is about 228 m,the economic limit of thickness is 2 m.With the increasing of low permeability thin oil layers thickness to total perforated thickness ratio,recovery declines firstly and then remained stable,and rises rapidly finally.Field application shows that the average well production is 3.7 tons/day under the independent development of low permeability thin oil layers,its development effect is better than tertiary well pattern infilling.

waterflooding vertical sweep efficiency,horizontal fracture,separate-layer hydraulic fracture,extreme high water cut,low permeability thin layer,waterflooding production,Changyuan Structure in Daqing oilfield

2015-10-12;

2016-07-17。

高大鵬(1989—)，男，助理研究員，油藏工程和數(shù)值模擬。E-mail:gaodapeng@imech.ac.cn。

葉繼根(1963—)，男，高級工程師，油氣田開發(fā)工程。E-mail:yjg@petrochina.com.cn。

國家科技重大專項(2011ZX05010-002)。

0253-9985(2017)01-0181-08

10.11743/ogg20170119

TE348

A