龍衛(wèi)江，梁超賢，百宗虎，曹 辰，彭彬彬，韓 璐

(中國(guó)石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450018)

中深薄層邊際稠油油藏開發(fā)動(dòng)用研究
——以春光油田春10井區(qū)為例

龍衛(wèi)江，梁超賢，百宗虎，曹 辰，彭彬彬，韓 璐

(中國(guó)石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南鄭州 450018)

春光油田春10井區(qū)特稠油油藏是一個(gè)典型的邊際稠油油藏，具有油層埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油層位少的特點(diǎn)，采用常規(guī)的開發(fā)動(dòng)用技術(shù)難以實(shí)現(xiàn)油藏的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。自2011年以來，通過開展水平井開發(fā)經(jīng)濟(jì)技術(shù)政策界限研究，確定了以水平井為主導(dǎo)、采用蒸汽吞吐+蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式整體動(dòng)用該區(qū)568×104t稠油儲(chǔ)量的開發(fā)思路，成功在該區(qū)部署實(shí)施99口水平井，預(yù)計(jì)新建產(chǎn)能16.6×104t，取得了良好的開發(fā)效果。

春光油田；邊際油藏；中深薄層；特稠油開發(fā)

1 地質(zhì)特征

春光油田春10井區(qū)區(qū)域構(gòu)造上屬于準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起的次一級(jí)構(gòu)造單元，構(gòu)造簡(jiǎn)單，總體上地層為一近東西走向、傾角3°的單斜構(gòu)造；儲(chǔ)層巖性以褐色含礫細(xì)砂巖為主，平均孔隙度29.6%，滲透率1.76 μm2，儲(chǔ)集條件較好。含油層位主要為沙灣組II2、II1小層；平均油藏埋深為960 m，平均有效厚度為5 m，油層溫度下脫氣原油黏度為22 517 mPa·s，地面脫氣原油密度為0.965 1 g/m3?？傮w來說，是一個(gè)典型的邊際稠油油藏，具有埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油層位少的特點(diǎn)。

2 開發(fā)難點(diǎn)

春10井區(qū)稠油油藏的特點(diǎn)是“深、薄、稠、少”，在開采中存在的主要問題有：

(1)油藏中部深度平均為960 m，為中深層，采用常規(guī)的蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)等淺層稠油開采技術(shù)開采注汽壓力大，注汽熱損失大，熱利用率低，經(jīng)濟(jì)效益差；

(2)由于油層厚度薄,地層散熱快，注汽時(shí)蒸汽向蓋層和底層散失的熱量多，熱損失大，注汽質(zhì)量差,熱采有效期短；同時(shí)，油層厚度薄，單位面積控制儲(chǔ)量少，產(chǎn)量低，經(jīng)濟(jì)效益差；

(3)原油黏度大，原油在地層和井筒中流動(dòng)困難，需要降黏措施，增加開發(fā)成本；

(4)含油層位少，僅沙灣組II2、II1兩個(gè)含油小層，采用常規(guī)的直井組合開采，經(jīng)濟(jì)效益差。

綜上分析認(rèn)為，經(jīng)濟(jì)性是制約該區(qū)開發(fā)動(dòng)用的主要因素。

3 開發(fā)動(dòng)用研究

3.1 單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量

單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量是指在一定的技術(shù)、經(jīng)濟(jì)條件下，油井在經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)期內(nèi)的累積產(chǎn)值等于同期的投入之和[1-2]。

新井的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量計(jì)算公式為：

式中：Q0——經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量， t；D——單井每米鉆采成本，元/米；H——單井完鉆井深，m；ID——單井地面建設(shè)投資，元；P——原油價(jià)格，元/t；α0——原油商品率，小數(shù)；C0——單位操作成本，元/t。

按照新井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量計(jì)算公式，春光油田水平井、直井單井每米鉆采投資分別為5 098元/m和3 957元/m，水平井和直井單井地面投資均為290萬元，平均單位操作成本取值1 719元/t，計(jì)算不同油價(jià)下水平井新井和直井新井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量。當(dāng)原油價(jià)格70$/bbl時(shí)，水平井和直井新井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量分別為6 719 t和4 471 t；當(dāng)原油價(jià)格80$/bbl時(shí)，水平井和直井新井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量分別為4 932 t和3 238 t。

3.2 開發(fā)方式[3-6]

(1)春10井區(qū)原油油層溫度下脫氣原油黏度為22 517 mPa·s，原油相對(duì)密度0.9651，按照稠油分類標(biāo)準(zhǔn)，該區(qū)適合注蒸汽開發(fā)。

(2)根據(jù)該區(qū)黏溫曲線測(cè)定，原油黏度隨溫度變化敏感，溫度升高10℃原油黏度大約下降1/2～2/3，有利于熱采開發(fā)。

(3)水平井熱采后取得了較好的效果，單井產(chǎn)量是直井的2～3倍。

(4)蒸汽驅(qū)是提高淺層稠油油藏采收率的主要手段，國(guó)內(nèi)外稠油油藏的熱采情況調(diào)研結(jié)果顯示：稠油油藏蒸汽吞吐采收率在15%～25%，蒸汽驅(qū)采收率在35%～60%。河南古樓油田泌淺10區(qū)采用70×100 m井距生產(chǎn)，吞吐采收率為24.5%，蒸汽驅(qū)采收率為52.0%，提高采收率27.5%；遼河齊40塊采用70 m×70 m井距生產(chǎn)，吞吐采收率24.8%，蒸汽驅(qū)采收率55.0%,提高采收率30.2%；美國(guó)科恩河油田蒸汽驅(qū)采收率為62.8%，印度尼西亞的Duri油田蒸汽驅(qū)采收率55%。稠油蒸汽驅(qū)采收率較蒸汽吞吐采收率平均提高28.8%，說明對(duì)于稠油油藏來說，蒸汽驅(qū)是提高采收率的主要手段。

因此為了使該區(qū)邊際稠油油藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，前期采用蒸汽吞吐快速拿油，待地層形成熱連通后需適時(shí)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)提高經(jīng)濟(jì)效益。

3.3 井型

水平井開采稠油具有以下幾個(gè)方面的優(yōu)點(diǎn)：

(1)可以大井段鉆開油層,大幅度增加重力泄油面積,能在較低的油藏滲流速度下達(dá)到較高的油井產(chǎn)量,利于高速開發(fā);

(2)水平段生產(chǎn)壓差較小,可以有效防止底水錐進(jìn),并減緩地層出砂;

(3)水平井生產(chǎn)井段長(zhǎng),泄油面積大,對(duì)于稠油注汽熱采可增大熱波及體積、產(chǎn)量高。

鑒于水平井的優(yōu)點(diǎn)同時(shí)考慮到本區(qū)水平井生產(chǎn)效果好于直井，是直井的2～3倍，且該區(qū)含油層位少適合水平井開發(fā)，因此井型選擇水平井。

3.4 井網(wǎng)

目前已知的井網(wǎng)形式有排狀井網(wǎng)、環(huán)狀井網(wǎng)和面積井網(wǎng)三種形式。由于本區(qū)油層原油性質(zhì)屬特稠油，流動(dòng)性差，三種井網(wǎng)形式中面積井網(wǎng)有利于油井受效，同時(shí)鑒于五點(diǎn)法井網(wǎng)在汽驅(qū)階段易于調(diào)整，因此本區(qū)主要考慮五點(diǎn)法井網(wǎng)，并根據(jù)油藏及試油試采實(shí)際情況初步確定了下列2種水平井井網(wǎng)：①第1種井網(wǎng)為水平井五點(diǎn)法井網(wǎng)，其水平井方向均為x方向，其蒸汽驅(qū)階段注汽井與生產(chǎn)井交錯(cuò)排列；②第2種井網(wǎng)為水平井五點(diǎn)法井網(wǎng)，其水平井方向均為x方向，其蒸汽驅(qū)階段注汽井與生產(chǎn)井正對(duì)排列。

為了進(jìn)一步論證2套井網(wǎng)到底哪套更適合該區(qū)的油藏，春10井區(qū)應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測(cè)了2套井網(wǎng)的生產(chǎn)效果。根據(jù)預(yù)測(cè)結(jié)果，井網(wǎng)2的采出程度和凈產(chǎn)油最高,經(jīng)濟(jì)效益較好，因此推薦第2套井網(wǎng)形式水平井五點(diǎn)法(注汽井和采油井呈正對(duì)分布)。

3.5 井距

春10井區(qū)利用數(shù)模分別計(jì)算了80、100、120、140、 160和180 m井距下的生產(chǎn)效果，累積產(chǎn)油量均達(dá)到了經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，具有經(jīng)濟(jì)效益；隨著井距的增大，采出程度先增加后降低，累計(jì)油汽比先增加后下降，各種指標(biāo)表明120 m井距時(shí)最終采出程度和累計(jì)油汽比較大。

3.6 排距

春10井區(qū)利用數(shù)模分別計(jì)算了100、120、140、 160和180 m排距下的生產(chǎn)效果，累積產(chǎn)油量均達(dá)到了經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，具有經(jīng)濟(jì)效益；隨著排距的增大，采出程度先增加后降低，累計(jì)油汽比先增加后下降，各種指標(biāo)表明140 m排距時(shí)最終采出程度和累計(jì)油汽比較大。

3.7 水平段長(zhǎng)度

注蒸汽熱采水平井存在著直、斜段井筒熱損失和水平段吸熱而造成的末端加熱效果變差的影響。受油藏條件、注汽、采油工藝條件的限制，對(duì)于油層深度、厚度和原油黏度不同的油藏，水平段長(zhǎng)度并非越長(zhǎng)越好，而是存在一個(gè)最佳水平段長(zhǎng)度。熱采水平井水平段過長(zhǎng)時(shí)，注入的蒸汽干度、溫度和流壓損失增加，遠(yuǎn)端加熱效果變差。春10井區(qū)應(yīng)用數(shù)值模擬模型分別計(jì)算了100、150、200、250、300 m水平段的生產(chǎn)效果，累積產(chǎn)油量均達(dá)到了經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，具有經(jīng)濟(jì)效益；隨著水平段長(zhǎng)度的增加，采出程度和累積油汽比逐漸增加，增加到200 m時(shí)增幅減小，主要是由于井筒摩阻和熱損失的存在，隨著水平段的增加，水平段內(nèi)的蒸汽干度是減小的，水平段增加到一定長(zhǎng)度，其對(duì)產(chǎn)量的貢獻(xiàn)在逐漸減小，但產(chǎn)量仍在增加。數(shù)模研究表明200～300 m水平段長(zhǎng)較合適。

4 應(yīng)用效果

春10-1H井是該區(qū)完鉆的第一口注蒸汽吞吐水平井，累積注降黏劑40 m3，氮?dú)? 230 m3，蒸汽1 543 m3，平均注汽壓力16.9 MPa，注汽速度142 m3/d，初期日產(chǎn)油15.7 t，含水29.5%，第一周期共生產(chǎn)91.2 d，峰值產(chǎn)油20.2 t/d，累積產(chǎn)油量804.5 t，累積產(chǎn)水209.5 t，綜合含水20.6%，油汽比0.52;第二周期共生產(chǎn)246 d，峰值產(chǎn)油21.2 t/d，累積產(chǎn)油量2110.5 t，累積產(chǎn)水479.1 t，綜合含水18.5%，油汽比0.88，開發(fā)效果較好。

5 結(jié)論

針對(duì)春光油田春10井區(qū)油藏埋藏深、油層厚度薄、含油層位少、原油黏度高的邊際稠油油藏，采用水平井排狀正對(duì)井網(wǎng)120 m井距、140 m排距、200～300 m水平段長(zhǎng)度，前期蒸汽吞吐后期適時(shí)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的方式開發(fā)動(dòng)用可以經(jīng)濟(jì)有效的開發(fā)。

[1] 沈平平.EOR熱力采油提高采收率技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2005.

[2] 萬仁溥.中國(guó)不同類型油藏水平井開采技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997.

[3] 陳民鋒，郎兆新，莫小國(guó).超稠油水平井蒸汽吞吐開發(fā)合理界限研究[J].特種油氣藏，2002，9(2)：38-41.

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編輯：吳官生

1673-8217(2015)01-0108-03

2014-09-15

龍衛(wèi)江，工程師，1982年生，2005年畢業(yè)于西安石油大學(xué)石油工程專業(yè)，從事油田中長(zhǎng)期規(guī)劃及油藏工程工作。

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