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[摘 要]桩1馆陶为河流相沉积，属具有边底水的构造层状稠油油藏，该文在总结了三次水平井调整的历史经验，在此基础上进行了水平井提高采收率的经济技术、对策研究，认清剩余油的动态分布规律，从而进行层系细分、水平井极限井网整体加密调整和平面产液结构调整挖潜，提高单元采收率。
[关键词]水平井 剩余油分布 技术对策 提高采收率
中图分类号：P631.8+1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0050-01
1 引言
桩1馆陶1982年投入开发，1998年开始进行水平井调整，水平井技术结合油藏数值技术、PNN测井技术、油藏动态分析方法，在极限采收率原则基础上，以技术界限为依据，避开老井水锥半径部署水平井。通过高含水储层剩余油分布研究和水平井提高采收率技术对策制定，实施后油藏开发效果明显改善。
2 桩1馆陶油藏地质特征
桩1馆陶为受东界断层逆牵引作用形成的较完整的长轴背斜，长轴呈南北向，地层向四面平缓倾斜，地层倾角1°左右。桩1馆陶储层物性较好，平均孔隙度32.3%，平均空气渗透率1047×10-3um2，有效渗透率470×10-3um2，为高孔、高渗储层。桩1馆陶Ng上地面原油密度0.9522～0.9706g/cm3，地面原油粘度849～1536mPa.s，地层水总矿化度8690-13527mg/l，水型CaCl2型。桩1馆陶Ng上为河流相沉积，纵向上可划分为10个小层，各小层具有独立油水系统，边底水活跃，属于具有边底水的构造层状稠油油藏。
3 水平井三次调整的做法及效果
3.1 水平井调整的三个阶段
（1）第一阶段（1998.10-2000.10）：水平井试验调整阶段，共投产8口水平井，位于主力层的构造较高部位，距离老井的距离50m左右，平行构造线，该阶段的水平井轨迹控制较差，平均水平段的长度在200m，平均射开长度在120m，主要以一次性射孔投产为主，开发效果较好。
（2）第二阶段（2002.11-2004.7）：水平井整体调整阶段，考虑了夹层的影响因素，投产水平井17口，主要以分段射孔投产为主，开发效果比第一阶段水平井稍差，但具备分段射孔的潜力。
（3）第三阶段（2004.11-目前）：水平井零散调整阶段，共投产水平井4口，投产后含水上升快、水平段动用程度不均等问题。开发效果比第二阶段水平井差，但具备分段射孔的潜力。
3.2 水平井综合配套技术
（1）水平井布井原则
根据精细油藏描述及剩余油、水驱规律研究，确定以下原则：①剩余油富集区，单井控制可采储量>1.5×104t以上；②油层厚度中等，边底水活跃，水平井优先考虑离水较远的构造较高部位；③为增加边水驱替的波及系数，延缓水平井的水淹时间，水平井段尽量与构造线平行，尽量部署在油层中上部；④考虑老井水锥半径的影响，新钻水平井与老井井距不小于100m；⑤充分利用油层内部泥质夹层或物性夹层的纵向封堵作用。
（2）水平井水平段长度优化
桩1馆陶储层横向变化大，非均质严重，胶结疏松，地层出砂严重，过长的水平段并不能使全井段发挥作用，数值模拟研究表明，在水平井定液生产条件下，随着水平段长度增加，同一时间段内累积采油量增加，在水平段大于250m后，累积采油量几乎不再增长。考虑到现井网老油井水锥半径平均50m左右，为避开水锥，综合分析认为，水平井段长150-250m较适宜，水平段与构造线平行。
（3）水平井钻井地质优化设计技术
设计水平井始点和终点位置时，主要考虑两点生产压差和波及能力差异、油层厚度分布、与生产井远近等因素，计算出了水锥半径的大小，设计时水平段的A、B靶点都避开了水锥半径影响的区域，此外还避开了边水舌进影响的区域范围；始点放在油层相对较厚部位，且始点略高于终点。
4 下步提高采收率的技术对策
4.1 精细地质研究技术
（1）地层细分对比
建立四种划分和对比模式，叠置砂体对比模式，相变模式，薄层砂体对比模式，砂体闭合对比模式。进行单井相分析及沉积相的平面展布分析，同时建立全区分小层的构造、砂体、效厚等图件，为剩余油描述和井位部署打下基础。
（2）隔夹层精细描述及预测
对隔夹层进行精细描述及预测，充分利用隔夹层有效抑制底水锥进的特性优选井位，能够有效抑制底水的锥进。
4.2 水侵评价及剩余油研究
（1）动态分析技术
数值模拟研究表明，受强大边水影响，经过多年的开采，Ng3、Ng6两个小层已经变成以底水能量为主的“水上漂”油藏，油层已大面积水淹，油层压力趋于稳定（压降0.9MPa），说明油田受到了明显的水侵影响。
（2）数值模拟技术
平面含油饱和度的变化，通过水淹层测井解释、油藏工程综合分析和精细数值模拟技术，形成的剩余油定量研究技术，可以准确描述剩余油平面、层间和层内分布情况。油藏数值模拟结果显示，距离顶面不同深度油藏平面剩余油富集，说明目前的剩余油分布状况有水平井加密调整提高采收率的空间。
（3）过路井技术
通过10口过路井的油水界面测井解释情况原始油水界面对比分析验证，油水界面变化2m以上的井只有2口，分布在数模剩余油的水淹区，其余8口井的油水界面基本保持不变，验证了数模的正确性，说明该层井间为剩余油的富集区域。“过路井”、后期完善井的解释和实际生产状况，证明井间剩余油富集，具有水平井加密调整提高采收率的潜力。
（4）水锥研究技术
通过精细数值模拟和油藏工程分析，对剩余油分布进行定量研究，结果表明，底水油藏井点高含水主要是由于水锥造成；水锥半径大小与油藏含油高度成反比，与累产液量成正比。井间剩余油分布相对富集。我们可以定量计算出不同含油高度下、距离油层顶面不同深度处水锥半径的大小，由此可以有针对性部署水平井，以避开老井水锥半径范围。桩1馆陶目前井网状况下水锥半径在50m左右，井间剩余油富集，目前井网稀，平均井距208m，井距大，具有水平井加密调整提高采收率的潜力。
5 结论
（1）桩1馆陶水平井调整取得了良好开发效果。通过在边底水油藏桩1馆陶进行水平井布署，增加可采储量86.3万吨，提高采收率11%，储量动用率提高20%，该类油藏水平井液量和产量一直稳定，开发效果理想。
（2）各环节的优化设计是提高水平井开发效果的有效途径。充分利用地层能量是桩1馆陶底水油藏水平井取得好效果的基础；避开水锥半径、充分利用隔夹层布井，是有效抑制底水锥进、控制含水上升的保障；强化水平井钻井轨迹控制，优化投产方式是达到设计目的的重要一环；优化生产压差、强化剩余油分布规律的认识、实施平面产液结构调整是水平井取得良好开发效果的关键环节。
（3）水平井技术是砂岩底水（次生底水）油藏特高含水期提高采收率的一項重要挖潜技术。在不同的经济、技术条件下该块仍具备加密水平井、侧钻水平井调整的空间，具备进一步大幅度提高储量动用率和采收率的潜力。
参考文献
[1] 沈平平.大幅度提高石油采收率的基础研究，中国石油勘探开发研究院，2000.
[2] 才汝成，李阳，孙焕泉.油气藏工程方法与应用，石油大学出版社，2002.
[3] 俞启泰.关于剩余油研究的探讨，石油勘探与开发，1997.
[关键词]水平井 剩余油分布 技术对策 提高采收率
中图分类号：P631.8+1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）12-0050-01
1 引言
桩1馆陶1982年投入开发，1998年开始进行水平井调整，水平井技术结合油藏数值技术、PNN测井技术、油藏动态分析方法，在极限采收率原则基础上，以技术界限为依据，避开老井水锥半径部署水平井。通过高含水储层剩余油分布研究和水平井提高采收率技术对策制定，实施后油藏开发效果明显改善。
2 桩1馆陶油藏地质特征
桩1馆陶为受东界断层逆牵引作用形成的较完整的长轴背斜，长轴呈南北向，地层向四面平缓倾斜，地层倾角1°左右。桩1馆陶储层物性较好，平均孔隙度32.3%，平均空气渗透率1047×10-3um2，有效渗透率470×10-3um2，为高孔、高渗储层。桩1馆陶Ng上地面原油密度0.9522～0.9706g/cm3，地面原油粘度849～1536mPa.s，地层水总矿化度8690-13527mg/l，水型CaCl2型。桩1馆陶Ng上为河流相沉积，纵向上可划分为10个小层，各小层具有独立油水系统，边底水活跃，属于具有边底水的构造层状稠油油藏。
3 水平井三次调整的做法及效果
3.1 水平井调整的三个阶段
（1）第一阶段（1998.10-2000.10）：水平井试验调整阶段，共投产8口水平井，位于主力层的构造较高部位，距离老井的距离50m左右，平行构造线，该阶段的水平井轨迹控制较差，平均水平段的长度在200m，平均射开长度在120m，主要以一次性射孔投产为主，开发效果较好。
（2）第二阶段（2002.11-2004.7）：水平井整体调整阶段，考虑了夹层的影响因素，投产水平井17口，主要以分段射孔投产为主，开发效果比第一阶段水平井稍差，但具备分段射孔的潜力。
（3）第三阶段（2004.11-目前）：水平井零散调整阶段，共投产水平井4口，投产后含水上升快、水平段动用程度不均等问题。开发效果比第二阶段水平井差，但具备分段射孔的潜力。
3.2 水平井综合配套技术
（1）水平井布井原则
根据精细油藏描述及剩余油、水驱规律研究，确定以下原则：①剩余油富集区，单井控制可采储量>1.5×104t以上；②油层厚度中等，边底水活跃，水平井优先考虑离水较远的构造较高部位；③为增加边水驱替的波及系数，延缓水平井的水淹时间，水平井段尽量与构造线平行，尽量部署在油层中上部；④考虑老井水锥半径的影响，新钻水平井与老井井距不小于100m；⑤充分利用油层内部泥质夹层或物性夹层的纵向封堵作用。
（2）水平井水平段长度优化
桩1馆陶储层横向变化大，非均质严重，胶结疏松，地层出砂严重，过长的水平段并不能使全井段发挥作用，数值模拟研究表明，在水平井定液生产条件下，随着水平段长度增加，同一时间段内累积采油量增加，在水平段大于250m后，累积采油量几乎不再增长。考虑到现井网老油井水锥半径平均50m左右，为避开水锥，综合分析认为，水平井段长150-250m较适宜，水平段与构造线平行。
（3）水平井钻井地质优化设计技术
设计水平井始点和终点位置时，主要考虑两点生产压差和波及能力差异、油层厚度分布、与生产井远近等因素，计算出了水锥半径的大小，设计时水平段的A、B靶点都避开了水锥半径影响的区域，此外还避开了边水舌进影响的区域范围；始点放在油层相对较厚部位，且始点略高于终点。
4 下步提高采收率的技术对策
4.1 精细地质研究技术
（1）地层细分对比
建立四种划分和对比模式，叠置砂体对比模式，相变模式，薄层砂体对比模式，砂体闭合对比模式。进行单井相分析及沉积相的平面展布分析，同时建立全区分小层的构造、砂体、效厚等图件，为剩余油描述和井位部署打下基础。
（2）隔夹层精细描述及预测
对隔夹层进行精细描述及预测，充分利用隔夹层有效抑制底水锥进的特性优选井位，能够有效抑制底水的锥进。
4.2 水侵评价及剩余油研究
（1）动态分析技术
数值模拟研究表明，受强大边水影响，经过多年的开采，Ng3、Ng6两个小层已经变成以底水能量为主的“水上漂”油藏，油层已大面积水淹，油层压力趋于稳定（压降0.9MPa），说明油田受到了明显的水侵影响。
（2）数值模拟技术
平面含油饱和度的变化，通过水淹层测井解释、油藏工程综合分析和精细数值模拟技术，形成的剩余油定量研究技术，可以准确描述剩余油平面、层间和层内分布情况。油藏数值模拟结果显示，距离顶面不同深度油藏平面剩余油富集，说明目前的剩余油分布状况有水平井加密调整提高采收率的空间。
（3）过路井技术
通过10口过路井的油水界面测井解释情况原始油水界面对比分析验证，油水界面变化2m以上的井只有2口，分布在数模剩余油的水淹区，其余8口井的油水界面基本保持不变，验证了数模的正确性，说明该层井间为剩余油的富集区域。“过路井”、后期完善井的解释和实际生产状况，证明井间剩余油富集，具有水平井加密调整提高采收率的潜力。
（4）水锥研究技术
通过精细数值模拟和油藏工程分析，对剩余油分布进行定量研究，结果表明，底水油藏井点高含水主要是由于水锥造成；水锥半径大小与油藏含油高度成反比，与累产液量成正比。井间剩余油分布相对富集。我们可以定量计算出不同含油高度下、距离油层顶面不同深度处水锥半径的大小，由此可以有针对性部署水平井，以避开老井水锥半径范围。桩1馆陶目前井网状况下水锥半径在50m左右，井间剩余油富集，目前井网稀，平均井距208m，井距大，具有水平井加密调整提高采收率的潜力。
5 结论
（1）桩1馆陶水平井调整取得了良好开发效果。通过在边底水油藏桩1馆陶进行水平井布署，增加可采储量86.3万吨，提高采收率11%，储量动用率提高20%，该类油藏水平井液量和产量一直稳定，开发效果理想。
（2）各环节的优化设计是提高水平井开发效果的有效途径。充分利用地层能量是桩1馆陶底水油藏水平井取得好效果的基础；避开水锥半径、充分利用隔夹层布井，是有效抑制底水锥进、控制含水上升的保障；强化水平井钻井轨迹控制，优化投产方式是达到设计目的的重要一环；优化生产压差、强化剩余油分布规律的认识、实施平面产液结构调整是水平井取得良好开发效果的关键环节。
（3）水平井技术是砂岩底水（次生底水）油藏特高含水期提高采收率的一項重要挖潜技术。在不同的经济、技术条件下该块仍具备加密水平井、侧钻水平井调整的空间，具备进一步大幅度提高储量动用率和采收率的潜力。
参考文献
[1] 沈平平.大幅度提高石油采收率的基础研究，中国石油勘探开发研究院，2000.
[2] 才汝成，李阳，孙焕泉.油气藏工程方法与应用，石油大学出版社，2002.
[3] 俞启泰.关于剩余油研究的探讨，石油勘探与开发，1997.