【摘 要】 遼河油田曙一區(qū)杜84塊水平井規(guī)模實施后，水平井井?dāng)?shù)以及年產(chǎn)油量比例逐年增加，水平井已經(jīng)成為公司穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。但隨著水平井實施時間的增加，吞吐輪次升高，水平井開發(fā)中存在的水平段油層動用不均、與鄰井汽竄導(dǎo)致熱利用率下降的問題也逐漸突出，針對存在問題進(jìn)行分析，通過措施、調(diào)整注采參數(shù)及改變吞吐方式，達(dá)到改善水平井吞吐效果的目的。

【關(guān)鍵詞】 水平井 動用不均 措施 組合式注汽

1 區(qū)域概況

遼河油田曙一區(qū)杜84塊興隆臺油層含油面積3.76km2。地質(zhì)儲量3661×104t。油藏埋深-650～-850m，平均有效厚度63.3m。平均孔隙度32.6%，滲透率1.55μm2。50℃地面脫氣原油粘度16.8×104mPa·s，屬超稠油。興I-IV組為互層狀邊水油藏，興VI組為塊狀底水油藏。原始地層壓力7.5MPa，地層溫度38℃。

截至2013年底，杜84塊興隆臺油層投產(chǎn)水平井159口，累積注汽895.5×104t，累積產(chǎn)油353.4×104t，累積產(chǎn)水1204.9×104t，累積油汽比0.39，回采水率134.6%，采注比1.74。

2 水平井開發(fā)效果分析

2.1 水平井生產(chǎn)效果

杜84塊水平井生產(chǎn)特點：周期生產(chǎn)時間長，周期產(chǎn)油量高、油汽比高、回采水率高。水平井實施效果與直井相比，周期產(chǎn)油約為直井的3～5倍，周期油汽比約為直井的1.0～1.5倍，周期回采水率約為直井的3～5倍。

2.2 水平井的動用程度

水平井投產(chǎn)前油層溫度較低，在 40～50℃左右，原油流動能力較差，井間剩余油較多。水平井投產(chǎn)后，水平井所在油層的溫度有大幅度升高，平均溫度140～160℃，油層得到有效動用，提高了油層的縱向動用程度。

3 水平井開發(fā)存在的問題

3.1 水平段油層動用不均

實施水平井后，通過井下監(jiān)測資料發(fā)現(xiàn)水平井水平段油層動用不均。統(tǒng)計80口井的井溫監(jiān)測資料得出，實施前水平段溫度在45～55℃，實施后溫度大于80℃的水平段長度占總長度的53～65%。且隨吞吐輪次的增加，動用不均的程度呈現(xiàn)兩極化，即高動用井段持續(xù)動用，低動用井段逐漸變差。水平段油層動用不均，水平井周期產(chǎn)油高峰期快速遞減，效果明顯變差。

3.2 水平井與直井汽竄，開發(fā)效果差

加密水平井部署在直井之間，挖掘井間剩余油。部分直井區(qū)域蒸汽吞吐開發(fā)時間長，采出程度高，井間已經(jīng)形成汽竄通道。由于水平井生產(chǎn)層位與直井相當(dāng)導(dǎo)致生產(chǎn)過程中受直井影響較大，且直井、水平井吞吐周期不易同步，所以開發(fā)過程中產(chǎn)生汽竄，導(dǎo)致蒸汽熱損失，油井吞吐效果變差。

4 水平井生產(chǎn)效果差原因分析

4.1 油藏物性參數(shù)

（1）原油粘度。杜84塊興隆臺油層50℃地面脫氣原油粘度16.8×104mPa·s，屬于超稠油，油層條件下基本沒有流動能力，與普通稠油相比超稠油開采具有油層溫度低、拐點溫度高、啟動溫差大的特點，開采過程溫度保持在70℃以上才能保證原油的流動性。

（2）油層厚度。影響油層熱利用率的主要地質(zhì)因素是油層厚度：厚層塊狀油藏，油層熱損失小，熱利用率高，生產(chǎn)效果好;中厚層狀油藏，熱損失大，熱利用率低，生產(chǎn)效果相對較差。

4.2 注采參數(shù)

（1）注汽速度。小鍋爐注汽，排量小，注汽速度低，經(jīng)熱損失軟件計算，在井口蒸汽干為75%的條件下，井底干度僅為40%左右，大鍋爐注汽，排量大，注汽速度高，井底干度可達(dá)到65%以上，水平井生產(chǎn)效果明顯改善。

（2）注汽強度。在其他參數(shù)相同時，油井吞吐過程中周期注汽強度的高低表征油井單位體積油藏吸入熱量的多少。一般地，隨著注汽強度的增加，油井的周期產(chǎn)油量增大。但油井注汽強度也存在一個界限，如注汽強度過大，原油被推到遠(yuǎn)井地帶，而油層能量本身較弱，被推到遠(yuǎn)井地帶的原油難有效回采，油井的產(chǎn)量反而降低。

5 水平井增產(chǎn)措施研究與實施情況

由于油藏參數(shù)無法進(jìn)行調(diào)整，因此主要通過措施調(diào)整水平段動用狀況和調(diào)整注采參數(shù)和吞吐方式來增加蒸汽熱利用率。

5.1 采用雙管注汽措施增加水平段動用程度

雙管注汽技術(shù)是將外、內(nèi)注汽管柱的蒸汽出口設(shè)置在水平段不同部位，并根據(jù)溫度剖面對位置進(jìn)行合理調(diào)整，同時注汽，解決水平段動用不均的問題。

截至目前，特油公司規(guī)模實施雙管柱注汽65井次，可對比50井次，平均單井階段增油431t，油汽比提高0.06，日產(chǎn)能力提高2.8t/d。水平段動用程度平均達(dá)到83%，提高20%。水平井吞吐效果明顯改善。通過水平段溫度剖面可知水平段溫度趨于均勻，動用程度明顯增加，水平段動用長度平均增加115m，動用程度平均提高20%。

5.2 優(yōu)化注采參數(shù)提高吞吐效果

運用數(shù)值模擬方法，可知相同的油層深度，注汽速度越高，進(jìn)入井底的干度越高，說明注汽速度越大，相對熱損失越小;相同的注汽速度下，隨注入深度的增加，干度變小的趨勢加快，說明相對熱損失量增加。由此可知，加大注汽速度，優(yōu)化注汽強度，有利于水平井筒吸汽加熱的均勻，提高水平井筒油層動用程度。2006年起優(yōu)化水平井注采參數(shù)，實施加大注汽量措施，累計實施290井次，目前周期結(jié)束205井次，平均單井增油890t。

5.3 實施組合式注汽吞吐方式提高蒸汽熱利用率

組合式吞吐是把生產(chǎn)層位對應(yīng)、熱連通或汽竄程度較高、采出程度相對較高的油井整體注汽，以井組蒸汽吞吐代替單井吞吐，提高蒸汽熱利用率，改善油層動用狀況，驅(qū)替井間剩余油，提高吞吐效果。

截至目前，水平井累積實施組合式注汽710井次，累積注汽600t，累積產(chǎn)油210t，累積產(chǎn)水620t，油汽比0.35，回采水率103.6%，采注比1.39，與未實施組合式注汽吞吐之前對比，周期產(chǎn)油增加403t，油汽比僅下降0.05，生產(chǎn)時間增加，水平井遞減速度減緩，達(dá)到了實施措施目的。

6 結(jié)語

（1）開發(fā)過程中主要問題是水平段動用不均，井間剩余油動用程度低。其次與同層位井注汽干擾，蒸汽熱利用率下降。

（2）針對水平段動用不均采取雙管注汽措施改善水平段動用不均的情況，針對蒸汽熱利用率實施組合式注汽并優(yōu)化注采參數(shù)，提高蒸汽熱利用率。

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作者簡介：唐亮（1979—），男，工程師，2002年畢業(yè)于石油大學(xué)（華東）石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)工作。