水平井"2+3"模式在稠油区块转变开发方式中的应用

孟月月

针对欢127西莲花油层进入蒸汽吞吐开发末期，低压、低产井多，开发效果变差的问题，进行水平井“2+3”开发模式研究，开展区块油藏地质研究、油层动用状况分析、油层水淹状况分析和剩余油分布规律研究，在区块剩余油富集区域利用水平井技术在实施二次开发，改善区块开发效果。

欢127西莲花构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段上倾部位，1994年上报含油面积0.7km2，石油地质储量148×104t，1993年以141米井距投入开发。2008年在区块边部部署实施欢127-莲H1、欢127-莲H2两口试验水平井进行挖潜，2009年再投产水平井4口，目前水平井日产油25.4t，累产油8267t，取得了较好的效果，证明了区块具有水平井二次开发的潜力。

1 油藏特征及开发概况

油藏特征。欢127西莲花位于欢喜岭油田西南部，构造位置在辽河断陷西斜坡的南端上倾部位，开发目的层为莲花油层，油层埋深980～1120m，含油面积0.7km2，石油地质储量148×104t。莲花油层储层物性较好，平均孔隙度27%，平均渗透率为1184×10-3μm2 ，属于高孔高渗储层。

开发历程及现状。1993年采用141m井距正方形井网部署油井25口，。1995-1997年通过扩边调整，区块以蒸汽吞吐开发方式为主，期间为验证稠油油藏注热水开发效果，先后对3个井组实施注热水实验，总共注入热水24.68×104m3 。截止2009年4月，欢127块莲花油层共有油井32口（水平井6口），开井22口，日产液160t，日产油35t，综合含水78.1%，采油速度0.85%。

2 区块存在问题

地层亏空严重，地层压力水平低。欢127莲花油层地质储量为148×104t，截止2009年4月，区块累产液148.0242×104t，累产油53.6769×104t，累注汽和累注水92.4137×104t，累计亏空55.6105×104t，油层亏空严重。区块原始地层压力为10.5MPa。根据测压资料，目前油层压力最高为4.84MPa，最低为1.46Mpa，平均仅为2.3MPa，地层压力较低，低产、低压井多。

井距大，井间动用程度不均。根据侧钻井测井解释含油饱和度变化与侧钻位移关系，当侧钻位移大于50m时，侧钻井饱和度高于56.2%，确定油井有效动用半径在50米左右。由于莲花油层基础井网井距为141m，油井井距大，井间存在剩余油无法有效动用。

3 剩余油分布规律研究

平面动用状况分析。根据侧钻井测井解释含油饱和度与老井对比，50m位移侧钻井含油饱和度变化不大，确定油藏动用半径在50m左右，区块剩余油主要分布在井间和油藏边部区域。近年区块侧钻井生产效果较好，验证了区块剩余油的存在。2006-2007年在油藏边部先后侧钻5井次，初期日产油均在10t以上，累产油14133t，生产效果较好，证明边部动用程度差，存在剩余油。

纵向动用状况分析。根据近几年油藏吸汽剖面资料统计，莲花油层动用程度较高，平均82.4%，其中莲Ⅰ3为85.4%，莲Ⅱ1为79.9%。

4 二次开发水平井应用效果及水平井蒸汽驱研究

二次开发水平井生产效果。在对区块剩余油分析认为剩余油主要分布在油井井间和油藏边部，但边部油层厚度薄，部署直井很难获得很好的经济效益，可以部署水平井增加单井控制储量来挖掘油藏边部剩余油[2] [3]。2008年在油藏边部部署实验水平井欢127-莲H1和欢127-莲H2。欢127-莲H1井生产目的层为莲Ⅱ1，生产井段为1215.46-1423.5m，共176m/7层。第一周期注汽2090t，下泵投产初期日产液31.4t，日产油14t，周期生产249d，产油1829t，产水2001.6m3，油汽比0.87，返水率95.7%。该井日产油量是相邻直井的3～5倍。

欢127-莲H2井生产目的层为莲Ⅰ3，生产井段为1244.67-1367.7m，共123m/4层。下泵投产初期日产液28.2t，日产油15.9t。该井累注汽3795t，产油1665t，产水1798m3，油汽比0.43，返水率47.3%。该井日产油量是相邻直井的2-3倍。实验水平井取得较好的生产效果，2008年在区块部署井间二次开发水平井14口，目前投产4口，投产初期水平井日产油12-15t，目前4口井累产油4773t。

区块蒸汽驱研究：区块适合蒸汽驱开发。根据蒸汽驱筛选标准，从原油粘度、渗透率等几个指标来看，欢127莲花油层符合Ⅰ类蒸汽驱筛选标准，适合进行蒸汽驱开发。

蒸汽驱可以大幅度提高最终采收率。根据欢127-莲H2井导眼岩心在不同条件下油-水、油-蒸汽相渗曲线得知，该块在100 ℃条件下残余油含油饱和度为24%，当饱和度低于35%左右时油基本上很难流动；而该块目前老井含油饱和度基本在35-40之间，所以需要改变开发方式[5]。由欢127-莲H2井导眼岩心在不同温度驱油效率随注入孔隙体积倍数关系曲线得知：在100 ℃水驱条件下，该块最高驱油效率为60%，而200 ℃蒸汽驱条件下，最高驱油效率为82.45%[6]，波及体积按80%计算，采收率可达到65.9%，对比蒸汽吞吐开发可提高采出程度20.9%，增加可采储量31.1×104t。

利用二次开发井网进行水平井-直井组合式蒸汽驱，易于调整注采剖面。欢127莲花油层基础井网为141m井距正方形井网，直井吞吐有效动用半径50m，井间剩余油较为富集，二次开发水平井部署在基础井网井间，距离老井井距为70m[7]。水平井二次开发井网既可以充分挖掘井间剩余油，又可最大限度利用原141m吞吐井网，进行直井—水平井组合汽驱方式，易于调整注采剖面，使驱替较为均匀，有望取得较好的开发效果。

5.结论与认识

通过精细地质研究，认清构造形态、油层发育及区块剩余油分布，为利用水平井开发提供地质依据。

把水平井应用于老区二次开发中，能有效增加单井控制储量，可以更好挖掘区块潜力，提高区块储量动用程度，改善区块开发效果。

利用二次开发水平井井网与老井网结合，实施组合式蒸汽驱，可以达到井网的最大利用，实现减少投入，增加经济效益。

（作者单位：中国石油辽河油田公司钻采工艺研究院）