薄层岩性油藏水平井开发技术探讨

[摘 要]本文针对薄层边际储量物质基础雄厚，常规手段开发难度大等特点，通过加强薄层岩性油藏基础地质研究，认识油层分布规律、落实油藏主控因素，制定岩性油藏“针对单个岩性圈闭部署”的思路，进行水平井开发可行性分析，按照“组合井型、组合介质”注采模式进行井网规划，极大地提高了该类油藏开发效果，充分体现了水平井技术在有效动用薄层边际储量、提高单井产量等方面的优势。

[关键词]薄层岩性油藏；边际储量；水平井；注水开发；深部调驱

中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）33-0016-02

前言

目前辽河油田所辖茨榆坨油区已进入勘探中后期，优质规模储量发现越来越难；整装油田均进入高含水开发后期，调整部署空间越来越小；薄层边际难采储量仍具有一定物质基础，受开采技术限制，未能有效开发动用。近几年加强薄层边际储量开发技术攻关，进行薄层、超薄层岩性油藏水平井开发试验，按照“组合井型、组合介质”注采模式进行开发部署，共实施薄层水平井6口，初期日产油181t，取得较好效果。该模式的成功让薄层边际难采储量“变”为经济储量，极大地提高了该类油藏开发效果，为下步同类油藏开发提供了借鉴。

1 深化薄层岩性油藏地质认识

茨631块勘探开发始于上世纪80年代，初期认识为薄层构造油气藏，按规则井网、均匀井距进行部署，因油藏类型及油层分布规律认识不清，导致储量面积内多口探井钻探失利（或地质报废、或仅获低产），致使区块直到2004年一直止步于勘探阶段，未能有效开发动用，需要重新认识。

1.1 地层特征

纵向上茨631块自下而上揭露地层依次为古近系的房身泡组（F）、沙河街组（S）、东营组（d）和新近系馆陶组（Ng）以及第四系地层，其中古近系沙河街组三中段（S3中）是本区的主要产层。 通过地层对比、时深标定及三维地震资料解释，认识该区不同时代的地层由东（洼陷带）向西（缓坡带）逐层向上呈楔状减薄、超覆产出，储层向缓坡上倾方向次序尖灭，超覆在下伏不整合面上，或被上覆不整合面削蚀（如图1）

1.2 油层分布规律及油藏类型

油层在纵向上分布有以下特点：一是油层由构造低部位向构造高部位呈阶梯状产出；二是油藏埋深在-1800～-2500m，没有统一的油水界面；三是油砂体含油幅度较低（25-75m），同一油砂体高部位出油，低部位为干层，未明显见到地层水；四是单层厚度薄，一般在2-3m（如图1.1）。

油层平面上多个含油砂体（岩性圈闭）迭加连片，呈不规则的席状展布，相互之间没有统一的油水界面，相互不联通，独立成藏。油气成藏主要受岩性控制，油藏类型为上倾尖灭岩性油气藏和地层超覆岩性油气藏（如图1.2）。

1.3 控藏因素识别

准确识别油藏主控因素，落实含油单砂体平面及纵向分布范围是薄层岩性油藏地质研究的重点。通过综合地质研究认为该块单个油砂体独立成藏，平面上主要受砂体尖灭线、储层物性界面、油水界面及不整合面控制，垂向上受储层岩性界面控制。

砂体尖灭线的位置控制着油层的边界，采用地震解释、层位精细标定、沿层追踪技术，先确定含油层的上倾尖灭点位置，最终在上倾方向确定尖灭线的位置，圈定含油砂体的分布范围。

储层物性条件对油气成藏有着重要的控制作用，储层物性的变化差异，决定了油气显示储层是否为有效油层或油气是否成藏。采用地震反演、沿层追踪技术，确定储层平面物性变化点的位置，最终确定有效储层物性边界。

油水界面决定着油层在下倾方向的边界，确定油水界面主要考虑以下因素：①.同一个含油砂体在构造高部位含油，在构造低部位为水层，必然存在一个油水过渡带，这个油水过渡带深度、位置的确定通常按油底加上一个下延距离计算，这个下延距离为油底与水顶之间的垂直距离之半。②.综合考虑油层生产情况、厚度、地层倾角等情况，如投产后很快见水，则说明油水界面就在油层附近，要对计算结果作适当调整。③.井位部署时油水界面的应用：部署在高部位的井产能较好，不含水，油水界面附近或内部的井出水较多，油水界面以下则为水层。考虑到研究区油层较薄，油水过渡带应该很窄，因此部署时要高于油水界面的位置。油水界面主要依靠井生产数据计算得到。

该区不同时代地层之间发育多个不整合面，不整合面对油气的运移、聚集非常有利。不整合面可以作为油气运移的有效通道，并能直接形成多种相关类型的圈闭。在房身泡组与沙三段之间、沙三段与沙一段之间、沙三段内部发育了多个规模不等的不整合面，它们均可以作为油气运移的输导空间。因此本区油藏主要分布在沙一底部和沙三段的有效储层中。

本区油藏目的层单一，油层厚度一般为2-3m，且目的层上下均为泥岩，发育明显的岩性界面，通过地震资料精细刻画岩性界面可计算油层厚度变化。

1.4 部署模式

根据茨631块上倾尖灭岩性油气藏新认识，精雕细刻落实含油砂体有效储层平面及纵向分布规律，采用针对单个岩性砂体、按照“不规则井网井距在保证单控储量的基础上最大程度动用地质储量”的模式进行部署。根据已完钻井生产情况分析，井距控制在250-300m之间，可保证油井产能又最大程度动用储量。

2 水平井开发薄层岩性油藏可行性分析

统计茨631块完钻的23口井，共解释油层25层，累计厚度77.7m，差油层45层，累计厚度110.3m，平均单层厚度仅有2.6m。 统计见产能的12口直井，平均单井初期日产油11.6t，当年产油1178t，平均单井累产油5761t。研究认为，直井开发薄层岩性油藏，受泄油半径限制单井控制储量小，效果较差。利用水平井开发可有效改善区块开发效果。

2.1 水平井开发的优势

随着水平井钻井工艺的逐步提高，利用水平井开采油气藏技术的应用范围也越来越广，相对于直井来说，水平井具有一定的优势：一是水平井产量是直井的3-5倍，控制储量是直井的3-5倍，采油成本是直井的2倍左右；二是直井和水平井的产量都随着渗透率的增大而增大，但是水平井产量增加的幅度更大；三是水平井压力递减速度更小，生产压差极小，所以井底流压比直井高。在同一压差条件下，水平井的产量是直井的4-7倍；四是水平井泄油面积大，生产压差小，能够控制含水上升速度，防止边水突进。

2.2 水平井开发地质可行性分析

该块油藏埋深在-2000～-2150m，油层厚度1.5-3.0m，储层平均渗透率为93×10-3μ，储层平面发育稳定，且目的层内部没有泥岩夹层，基本满足水平井实施条件，可以进行试验。

2.3 实施水平井工艺可行性分析

该块油层厚度薄，仅有2m左右，钻井过程中容易钻穿目的层，要求地质导向仪具有较高的精度，在钻井过程中能及时判定井眼轨迹与地层夹角，并在钻穿地层后及时发现并调整井眼轨迹进入油层。

斯伦贝谢公司生产的LWD地质导向仪器，旋转导向可以拾取地层倾角，钻进过程中可实时判断井眼轨迹与地层夹角，及时制定相应调整措施，降低钻穿目的层的风险；近钻头电阻率测量仅距钻头3.8m，当与目的层呈1-2°夹角钻穿油层时，可通过调整井斜在10-20m之内重新进入目的层。

2.4 薄层水平井部署注意事项

茨631块储层厚度仅有2m左右，且具有上倾变薄尖灭的特点，研究认为该块水平井设计时应遵循以下要求：一是为保证水平井一次入靶，导眼井必须设计在构造低部位储层发育稳定区域；二是砂体含油幅度相对较低（仅50m左右），水平段入口设计在低部位；三是地层倾角高达19°左右，若水平段平行构造线，则高部位储量难以动用；若水平段垂直构造线，施工风险较大；设计水平段与构造线斜交，从低部位入靶，保证水平段方向倾角小于15°，既可以有效动用高部位储量，又减少施工难度。

2.5 水平井开发试验取得一定效果

基于上述认识，2006-2011年在茨631块部署水平井10口，完钻投产5口初期日产油127.8t，平均单井初期日产油25.6t，年产油2311t。对比直井和水平井产能，水平井初期产能是直井的2.5倍，水平井平均单井年产油是直井的2.5倍。

3 实时跟踪调整保证油层钻遇率

为确保薄层水平井油层钻遇率，根据钻遇层位及钻井进度，我们针对不同钻井阶段制定针对性的跟踪方案。

3.1 开钻后日常钻井进度跟踪

水平井和导眼井开钻后钻井跟踪：每天早上8：00和下午13：30与井队联系，了解钻井井深、钻遇层位，及时判断距目的层深度；了解泥浆密度和粘度，进行井涌、井漏等风险提示，并做好记录。

3.2 导眼井目的层段重点跟踪

在导眼井钻遇目的层段前30m时，住井观察目的层段钻遇岩屑显示情况、全烃数值、钻时等，确定目的层位置，及时汇报，根据实钻情况控制钻井进尺，并根据导眼井情况及时调整，建立地质模型。

3.3 水平段钻井专人住井跟踪

在水平井钻遇目的层段前50m时，派专人24小时住井跟踪，确保水平段顺利入靶，保证水平段位于油层有利位置，主要做法有以下几点：

（1）利用导眼井目的层的深度、厚度数据和水平井目的层深度数据，进行因钻组组合导致的测量误差分析，校正地层模型。钻井过程中，每趟钻由于人工操作、钻具组合等原因均有不同程度的误差，一般为0.5-1.0m。

（2）水平段钻井过程中利用斯伦贝谢Welleye软件拾取地层倾角，分析水平段在油层中的位置，实时调整水平段轨迹，确保水平井处于油层有利位置。

4 注水开发可行性分析

受到边底水不活跃、天然能量不足影响，油井投产后地层压力和产量下降较快，产量呈指数递减，平均月递减率达14.96%。如茨631-H2井：投产初期日产油33.4t，采油强度为12.4t/d.m，动液面-709m，3个月后日产油下降至11.0t，采油强度下降至4.1t/d.m，动液面下降至-1716m，月递减率达到33.5%，动液面月下降334m。因此需要进行地层能量补充，进行注水可行性分析。

4.1 注水开发可行性分析

针对该块地层压力和油井产量下降快的问题，加强动态研究，实施直井注水+水平井采油试验加强地质基础研究，落实储层分布和连通关系。通过三维地震资料精细解释与地层对比相结合，落实茨631-H1井与茨70和茨631井位于同一砂体，连通关系落实。借鉴近几年水平井注水成功经验，并结合茨70砂体具体井网，分析认为趾部双向注水比较合适趾部注水可以通过改善体积波及效率而提高采收率，即注入水很早就在“井趾”突破，含水量逐步上升，同时可以降低水/油流度比和重力分层负面影响。

4.2 注水开发试验取得一定效果

基于上述分析，2007年3月和6月优选茨70井和茨631井先后转注，在茨631-H1的趾部进行双向注水，即直井注水+水平井采油组合开发。初期日注水40m3，注水强度为20m3/d.m，7个月后阶段注水2.0×104m3时茨631-H1见到注水效果，累积注采比为0.85，茨631-H1井见效前低压低产关井，见效后日产液上升到14.9m3，日产油14.3t，含水4%，动液面由-1920m上升至-1480m，阶段累增油1330t。

4.3 注水开发后期，实施深部调驱可进一步提高驱油效率

茨631-H1注水见效3个月后，含水快速上升，示踪剂监测结果表明茨70向茨631-H1的水线推进速度快（36m/d），即注水13天后就到达油井，是导致茨631-H1井快速水淹的主要原因。在2008年3月和2009年5月对茨70井进行2次浓度为2500PPM的交联弱凝胶溶剂开展深度调驱，茨631-H1井日产油由3.5t上升至16.5t，综合含水由86%下降至71%，目前日产液25.8t，日产油9.7t，综合含水62.4%，阶段累增油超过6000t。

4.4 “组合井型、组合介质”保证水平井产能

通过前期茨70等砂体水平井开发试验，并配合组合注水和深部调驱，取得了比较理想的开发效果。2010-2011年在油砂体高部位、储层稳定、产能落实的砂体再次部署了7口水平井，转注直井8口，计划规模实施“组合井型、组合介质”注采模式开发。预计单井初期产能15t，新增年产能力3.15×104t。

实施“组合井型、组合介质”注采模式以来，已针对茨43、茨70、茨68及茨91共计4个含油砂体进行井网完善，完钻水平井5口、直井1口，转注水平井1口，直井5口。茨631块日产油由3t上升至目前的29.6t，最高达60t，预计茨631-1、茨631-H6井投产后区块日产油将上升至55t，极大地改善了区块开发效果。

5 认识及建议

5.1 取得认识

本文通过对茨631块薄层岩性油藏水平井开发试验进行分析，讨论水平井部署、实施及后期生产管理中的各项技术，认为水平井开发具有单井产量高、储量动用程度高、最终采收率高等优势，比直井更适合薄层岩性油藏的开发。总结几点认识体会：

（1）深化薄层岩性油藏认识是开发部署的前提

（2）水平井开发是动用薄层岩性油藏的关键技术

（3）实时跟踪调整是保证油层钻遇率的关键

（4）有效注水是提高薄层岩性油藏开发效果的保障

（5）攻克关键技术将拓展岩性油藏开发部署空间

5.2 下步建议

（1）目前识别薄砂层分布范围及厚度，主要是通过测井资料结合三维地震资料进行预测，但其预测精度底，误差较大，平面上误差约为25m，纵向上误差约为5m，不能准确识别薄层，不能为水平井的实施提供更加准确的数据，需要更加先进的技术及手段来进行精确识别。

（2）薄层岩性油藏，厚度薄，分布范围小，不可能对每个砂体进行预探，落实其含油性，因此薄层岩性油藏的大规模部署开发迫切需要一种新的技术来识别砂体含油性。

（3）在储层发育稳定的湖相沉积，储层厚度、地层倾角等变化较小，精度较高的斯伦贝谢仪器基本能满足钻井需求，但是在储层分布变化相对较大的岩行油藏，略显不足，不能有效及时的识别目的层厚度和倾角变化，需要更加先进的钻井工具，确保薄层岩性油藏水平井实施成功率。

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作者简介

李楠（1986-），女，工程师，2012年毕业于东北石油大学油气工程专业，现从事职工培训工作。