海上特低幅构造稠油底水油藏水平井开发策略-特种油气藏.PDF

‰ 簟2O●第4期 2013年8月 DOI：10．3969／j．issn．1006—6535．2013．04．020 海上特低幅构造稠油底水油藏 水平井开发策略 刘 超 ，廖新武 ，李廷礼 ，张运来 ，马跃明。 (1．中海油 (中国)有限公司天津分公司，天津 300452； 2．中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010) 摘要：针对海上特低幅稠油底水油藏开发难度大的问题，以渤海湾Z油田低幅稠油底水油藏的 开发为例，运用数值模拟法和公式法研究了可布井油柱高度下限值、隔夹层产状的影响、调整井 水平段的最优长度以及投产后的生产压差控制，得出了一整套海上特低幅稠油油藏的开发生产 策略。渤海湾z油田的开发实践表明，该策略适合海上低幅稠油底水油藏的开发特点，可以在 海上油田的开发中获得 良好的经济效益，具有一定的推广价值。 关键词：稠油；特低幅构造；底水油藏；水平井；开发策略 中图分类号：TE349 文献标识码：A 文章编号：1006—6535(2013)40—0081—40 田产量递减快，其主要原因是底水油藏储量 比例大 引 言 (约占40％)、多种油藏类型合采、油水黏度比大等。 世界上绝大部分的原油都储藏在含有底水或边 尤其是明下段的底水油藏，由于采用定向井开采，目 水的油藏中，然而对于油柱高度小于201TI、甚至小 前井点位置底水锥进严重，造成井点位置的含水普 于 10m，地层原油黏度200 Pa·S以上的底水油藏 遍较高，处于相对较低水平的生产状况，但同时采出 的开发是 目前世界级的难题 。 程度却很低，有很大的剩余油潜力。 针对开发过程 中底水锥进 的问题，虽然采取了 以该油田西区明下段底水油藏E—NmⅡl砂体 油层避射、控制生产压差、氮气泡沫压水锥、化学堵 为例，该砂体为低幅构造的底水油藏，疏松砂岩，孔 水等一系列措施，但是效果不理想或以牺牲采油速 隙度为 17％ ～38％，渗透率为30×10～～8600× 度为代价¨ J。在现代油田尤其是海上油田的开发 10～ m ，平均渗透率为 3100×10～ m ，地下原油 过程中，由于受制于平台寿命和操作成本等因素，往 黏度为260mPa·S，开发初期采用定向井开采，布井 往需要较高的采油速度来获得更好的经济效益，因 区的油柱高度为12～22m。2002年投入开发后，大 此 以往的开发思路已经难以适应此类油田的开发需 多数定向井表现出的生产特征是：初期生产状况 良 求 J。本文针对油柱高度小于 20m 的特低幅稠 好，产能在40～701TI／d，但在投产后 2～5个月，含 油底水油藏提出了相应的开发生产策略，为解决这 水率就升高到80％以上，产量迅速下降为 10～15 一 难题提供了思路。 m ／d。截至2009年底，该砂体综合含水率达到 89．8％，而采出程度仅为6．9％。通过水驱曲线计算 1 油田概况及开采现状 其水驱储量动用程度仅为38％，数值模拟研究表 z油田是 1个海上大型河流相砂岩稠油油 田， 明，大量的剩余油富集在定向井之间和储层的中上 其主要含油层段为明下段和馆上段。油 田分为南