地科院水平井培训材料

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1、水平井开发油藏工程设计技术---以高含水整装正韵律厚油层为例前言整装油田是胜利油区投入开发最早的主力油田，目前已全面进入特高含水开发阶段，综合含水93.6％，可采储量采出程度88.2％，剩余可采储量采出程度18.2％。由于其储采矛盾突出，为减缓产量递减，挖掘剩余油潜力是水驱开发面临的首要任务。整装构造油田受储层非均质和长期注水冲刷的影响，剩余油分布高度复杂，综合挖潜形势日益严峻，挖潜难度逐步增大。因此根据开发单元不同开采特征和剩余油分布规律寻找特高含水期潜力方向和技术对策，从而采取有针对性的挖潜技术是今后整装油田的重要发展战略。整装油田主力开发单元主要

2、分为两大类。其中一类是厚油层发育的多油层组合，这类油层挖潜重点是厚油层层内潜力，整装油田以河流相沉积为主，层内剩余油的挖潜，正韵律厚油层是提高采收率的重要潜力方向。正韵律厚油层剩余油在顶部富集的特点决定其采取直井挖潜开发效果差、经济效益低。研究表明，特高含水期正韵律厚油层应用水平井技术可有效提高储量动用程度及其采收率。1整装油田正韵律厚油层剩余油分布特征厚油层层内韵律性和沉积结构及夹层发育状况是控制正韵律厚油层层内剩余油分布的主要因素。在这些因素的控制下其剩余油特征主要表现为：1）油层纵向水淹差异大，剩余油主要集中在顶部正韵律油层上部渗透率低，注水开发

3、过程中，注入水受重力影响首先沿底部高渗透带窜流，随时间推移，底部水淹严重，最先出现强水洗段，上部水淹程度较低，剩余油相对富集。如孤东油田取心井7-28-J255井54层三个韵律段比较，上部驱油效率低，剩余油饱和度高。上段驱油效率28.8％，属见水级别，中段54.1％，下部已高达61.3％，为强水洗。相对应的剩余油饱和度分别为52.1-31.6％，相差20％以上。2）层内夹层影响剩余油分布河流相沉积过程中，由于不同期次河道砂的相互切叠与加积，河流相储层内部结构复杂，非均质性严重。夹层影响储层垂向上渗透率的变化，是造成层内非均质性的主要原因。层内夹层在正韵

4、律油层中普遍发育，由于夹层对水动力遮挡作用，对剩余油的分布起着重要作用。夹层的存在阻止了注入水因重力作用而沿底部突进的趋势，同时由于夹层分割导致韵律段上部油层注水不见效，导致水动力弱的区域原油难以动用，剩余油富集。通过物模、数模及取心井等研究均反映了这一规律，如孤岛取心井中30-检18井馆35层中间有0.4m泥质夹层，其上为2.4m见水，其下为1.6m弱见水，正韵律中下部为水洗。2水平井挖潜技术政策界限研究正韵律厚油层顶部剩余油挖富集的特点决定采用常规的直井挖潜，开发效果差、经济效益低。理论研究和矿场试验表明采用水平井技术开发正韵律厚油层经济可行。本文

5、利用数值模拟技术开展了相关影响因素研究，共研究了夹层分布面积、夹层渗透性、剩余油富集厚度、水平井段大小、水平井生产压差、提液时机等参数对水平井开发效果的影响，确定了正韵律厚油层水平井设计的技术政策界限。2.1模型建立以整装油田典型单元正韵律厚油层为研究对象，选择构造部位高，地层厚度较大，井网相对完善部位，划出长方形区域，长1200m，宽1125m，面积1.35Km2，地质储量57.72×104t。油层平均有效厚度9.0m，地层渗透率450-3000×10-3μm2，孔隙度从0.24-0.29。纵向分6个韵律段，在第2和3韵律段之间发育夹层。在开发历史中

6、共包括油井23口，水井10口，目前水井开井两口，油井开井三口。模型设计规模为48×45×6，网格步长25m。通过对该区生产历史的拟合，建立起符合目前油田含水、采出程度、压力状况等的模型。2.2数模研究结果2.2.1夹层面积的影响作用在开发过程中，由于垂向上的压力梯度大于水平方向上的压力梯度，容易引起正韵律油层下部水的锥进，如果水平井下部存在一夹层，能有效阻止底水的上升。为便于研究，引入无因次面积的概念，将夹层的面积与水平井控制面积之比称为无因次面积。图1不同无因次面积下的采收率对比共设计八个方案，对应的无因次面积分别为0.6，1.1，2.5，6.0，1

7、2.5，21.0，27.9和35.0。从无因次面积和采收率关系曲线（图1）中看出，当夹层范围比较小时，开发效果变化不大，当无因次面积大于1后，采收率随无因次面积增大而明显增加，同时采收率增加的幅度开始随夹层面积的增加而增加，随后逐渐降低。分析采收率变化导数，当无因次面积为2.5时，采收率变化导数最大，此后逐渐降低，无因次面积大于6时，采收率增加的幅度逐渐减小而且比较稳定。分析表明，夹层的无因次面积大于6时，采用水平井开发比较好。2.2.2剩余油富集厚度优化分夹层存在和不存在两种情况进行研究，给定正韵律油层上部七个有效厚度，分别为1，2，3，4，5，6和

8、7m。图2为七种剩余油富集厚度下水平井开采含水与采出程度的关系曲线。由图2可以看出，随着地层厚