摘要：洼38塊東二段為薄層邊水普通稠油油藏，油藏含油飽和度低、含水高，長期處于低速開采狀態(tài)。2006年以來，在綜合地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上，利用水平井提液增油思路，開展水平井二次開發(fā)試驗，取得了較好的開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：東二段;低含油飽和度;水平井

1 油藏概況

東二段油層為洼38塊的主力開發(fā)層系，油藏含油面積為3.7km2，地質(zhì)儲量為1076×104t，油藏類型為薄層邊水普通稠油油藏。其主要地質(zhì)特征：

（1）東二段構(gòu)造形態(tài)為受大洼斷層及洼38斷層所夾持的寬緩斷鼻構(gòu)造，地層傾角2°～6°。

（2）各小層具有不同的油水界面，同一小層不同構(gòu)造部位油水界面也不相同。

（3）含油井段長達(dá)170m，含油層數(shù)16個，平均單層厚度5m，最小油層厚度僅2m。

（4）20℃地面原油密度為0.98kg/cm3，50℃地面原油粘度為5757mPa·s，含蠟量為1.85%。

2 高含水低速開采原因分析

洼38塊東二段油層1992年采用正方形反九點井網(wǎng)、140m井距，以蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，直井開發(fā)1994年達(dá)到產(chǎn)量高峰期日產(chǎn)油117t/d，隨后進(jìn)入高含水期。到2005年12月，東二段油層共有采油井83口，開井41口，日產(chǎn)油降至84t/d，日產(chǎn)液778m3/d，綜合含水升至89.2%，累積產(chǎn)油66.7×104t，累積產(chǎn)水266.9×104m3，采油速度0.30%，采出程度5.6%，油井平均吞吐4輪，其中含水60%～80%的油井有14口，占開井總數(shù)的31.1%，含水80%～90%的油井有7口，占開井總數(shù)的15.6%，含水大于90%的油井有24口，占開井總數(shù)的53.3%，油井普遍高含水。

在油藏研究的基礎(chǔ)上，結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)、監(jiān)測資料進(jìn)行綜合分析，認(rèn)為洼38塊東二段油層高含水低速開采原因主要是含可動水、多層合采、邊水侵入和管外竄槽等四個方面。

3 治理對策研究

3.1 治理對策的研究確定

洼38塊東二段油層繼續(xù)利用目前直井開發(fā)方式，井間剩余油將難以有效動用，提高油藏最終采收率的難度越來越大。

由于水平井具有泄油面積大、延緩見水時間，有效控制單砂體等優(yōu)點，能有效克服目前東二段油藏直井開發(fā)面臨的問題，儲量動用狀況表明洼38塊東二段油藏構(gòu)造高部位局部地區(qū)井間仍存在較富集的剩余油，存在水平井開發(fā)的物質(zhì)基礎(chǔ)。同時東二段油藏符合水平井開發(fā)的篩選標(biāo)準(zhǔn)，地質(zhì)條件相似的勝利孤島中二南北部稠油熱采區(qū)和中一區(qū)油藏，水平井熱采也均取得了較好的開發(fā)效果，因此確定東二段油藏采用水平井治理對策，以達(dá)到提高油藏采收率，實現(xiàn)東二段油層的有效開發(fā)的目標(biāo)。

3.2 治理對策的應(yīng)用

3.2.1精細(xì)刻畫地質(zhì)特征

確定了水平井作為洼38塊東二段油層治理對策后，綜合利用巖心、測井、地震等資料，對儲層進(jìn)行逐級細(xì)分對比，進(jìn)行構(gòu)造精細(xì)解釋及微型構(gòu)造研究，劃分沉積微相，研究儲層非均質(zhì)性及變化規(guī)律。

3.2.2量化剩余油分布

采用相控建模技術(shù)，建立洼38塊東二段層狀邊水普通稠油油藏精細(xì)三維地質(zhì)模型，數(shù)值模擬結(jié)果顯示d22和d27剩余油飽和度較高，其余各小層也分布有剩余油飽和度較高的部位。

3.2.3 優(yōu)化部署先導(dǎo)試驗水平井

（1）選擇最佳區(qū)域進(jìn)行部署

選取采出程度低、剩余可采儲量較大、砂體厚區(qū)域部署5口先導(dǎo)試驗水平井。其中，d22部署2口，d23部署1口，d24部署1口，d27部署1口。

（2）數(shù)值模擬優(yōu)化水平井部署參數(shù)

一是布井區(qū)有效厚度下限。利用數(shù)值模擬預(yù)測了布井區(qū)油層有效厚度2-8m水平井單井累積產(chǎn)油量。預(yù)測結(jié)果顯示，在計算范圍內(nèi)，隨著有效厚度增加，水平井單井累積產(chǎn)量成線性增加，3m有效厚度對應(yīng)產(chǎn)量1.4×104t，4m有效厚度對應(yīng)產(chǎn)量1.8×104t，考慮到儲層非均質(zhì)性和老井生產(chǎn)影響，選擇4m有效厚度范圍內(nèi)布井。

二是水平井距邊水距離。利用數(shù)值模擬預(yù)測了不同老井產(chǎn)量下，水平井距邊水不同距離的累積產(chǎn)油量。計算結(jié)果顯示，當(dāng)水平井距邊水200m時，周圍直井產(chǎn)量2000t，水平井產(chǎn)量1.5×104t，周圍直井產(chǎn)量4000t左右，水平井產(chǎn)量降到1.2×104t，接近經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量;當(dāng)水平井距邊水400m時，周圍直井產(chǎn)量可以提高到4000t左右。考慮到油藏低采出程度區(qū)單井累積產(chǎn)量一般小于1500t，選擇水平井距邊水最少200m。

三是優(yōu)選水平井布井方位。通過對四種布井方案的優(yōu)選，確定平行于構(gòu)造線方向為最優(yōu)布井方案。

4 效果評價

4.1 部署情況

在總結(jié)水平井先導(dǎo)試驗基礎(chǔ)上，在洼38塊東二段油層整體規(guī)劃水平井25口，目前共完鉆水平井10口，投產(chǎn)10口，開井10口。

4.2 開發(fā)效果

水平井生產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油10.7t，日產(chǎn)水69.6m3，綜合含水86.7%，目前平均單井日產(chǎn)油6.0t，日產(chǎn)水76.6m3，綜合含水92.7%，水平井累產(chǎn)油2.87×104t，累產(chǎn)水23.64×104m3，累注汽2.77×104t。

目前東二段水平井井?dāng)?shù)占開井總數(shù)的28%，產(chǎn)量占東二段總產(chǎn)量的42%;水平井平均壓差為1.73MPa，僅為直井平均壓差的三分之一;產(chǎn)油指數(shù)為3.47t·MPa/d;是直井的6.8倍;產(chǎn)液指數(shù)為44.27t·MPa/d，是直井的12.4倍。

通過綜合治理，洼38塊東二段采油速度由治理前的0.30%提高到目前的0.53%，采收率預(yù)計由二次開發(fā)前的5.7%提高到11.5%。

5 認(rèn)識及建議

（1）東二段為含可動水的薄層邊底水稠油油藏，油水同出是其主要特征，此外受合采易出水層、邊水侵入、管外竄槽影響，直井開發(fā)效果較差。

（2）利用水平井泄油面積大的優(yōu)勢，采用注汽提液的方式，能有效改善東二段低含油飽和度油藏的開發(fā)效果。

（3）東二段部署水平井應(yīng)重點考慮管外竄槽、邊水侵入影響，同時兼顧油層分布及砂體展布特征。

下一步建議開展井溫剖面測試分析水平段動用狀況，合理選擇注汽方式、注汽參數(shù)，提高水平井開發(fā)效果。

參考文獻(xiàn)：

[1] 王爭光.低含油飽和度油藏分布特征與成因研究[J].硅谷.2009（1）。

作者簡介：

劉宏磊（1986-），男，遼寧省盤錦市，工程師，現(xiàn)從事油田開發(fā)工作。