李長宏

（中國石化河南油田分公司油氣開發(fā)管理部，河南 南陽 473132）

春17塊稠油油藏具有埋藏較深、油層厚度薄、地下原油粘度大、隔夾層厚度小且分布不穩(wěn)定的特點。自2011年發(fā)現(xiàn)以來，上交探明儲量289×104t，經(jīng)過兩輪開發(fā)評價，均未突破效益開發(fā)關，屬于難動用儲量。通過開展隔夾層和油層展布規(guī)律研究，對儲量進行分類評價，在Ⅰ、Ⅱ類儲量區(qū)采用水平井提高單井控制儲量和產(chǎn)能、采用叢式井降低開發(fā)成本。通過5口的現(xiàn)場實施，平均周期產(chǎn)油538t、油汽比0.73，取得了較好的開發(fā)效益。

1 油藏概況

春17 塊位于準噶爾盆地春光油田東北部，構造形態(tài)簡單，總體上為一傾向近180°、傾角2°～3°的單斜構造，區(qū)內(nèi)發(fā)育4 條正斷層，斷距在5～40m、傾角75°～80°。儲層巖性以細砂巖、含礫細砂巖為主，成份以石英為主，占44%；次為長石，占28%；巖屑僅占18%～19%。儲層膠結疏松，膠結類型為孔隙型，平均孔隙度32.3%，平均滲透率2569×10-3μm2，屬特高孔特高滲儲層。油層埋藏較深（780～930m）、溫度低（38.4℃～41.9℃）、厚度薄（2～7m）、縱向疊合程度高（圖1）。主力層S1Ⅱ2、3 層原油粘度大（油層溫度下脫氣原油粘度7463～46317 mPa·s），為中深層薄層普通Ⅰ2 類——特稠油油藏。

2 開發(fā)存在的主要問題

2.1 直井開發(fā)單井累計產(chǎn)量低，開發(fā)效益差

春17 塊自發(fā)現(xiàn)以來，先后對11 口直井進行試采，除春17-17 井累計產(chǎn)油1.05×104t、油汽比達到0.67 外，其它9 口井累計產(chǎn)油（0.0305～0.311）×104t，平均單井產(chǎn)油0.144×104t，油汽比0.23，開發(fā)效益差。

2.2 管外竄嚴重，影響產(chǎn)能發(fā)揮

春17 塊隔夾層厚度?。?～5m）、分布不穩(wěn)定，且油層與臨近水層間相距近（3～5m），注蒸汽吞吐試采后，易發(fā)生管外竄，導致油井產(chǎn)能不能正常發(fā)揮。統(tǒng)計11口試采井，共有8口井在第1～4周期發(fā)生管外竄（圖2），管外竄油井的比例高達72.7%。雖然對管外竄的油井進行了封竄治理，但有效期只有1～2個周期，直井產(chǎn)能得不到充分發(fā)揮。

3 開發(fā)方案部署

3.1 深化地質(zhì)研究

利用鉆井取芯資料和測井資料，結合試采資料，對隔夾層巖性進行研究。春17井區(qū)隔夾層分為泥巖、鈣質(zhì)砂巖、粉砂質(zhì)泥巖。其中厚度大的泥巖隔夾層在注蒸汽吞吐生產(chǎn)過程中具有較好的封隔作用，鈣質(zhì)砂巖次之，粉砂質(zhì)泥巖最差。

利用測井資料，結合高分辨率三維地震資料，開展儲層展布規(guī)律研究，精細刻畫有利儲層。其中河道中心部位砂體較厚，儲層物性好，為優(yōu)質(zhì)儲層；河道邊部砂體變薄，儲層物性差，為較差儲層。

在隔夾層和有利儲層研究的基礎上，結合儲層物性、有效厚度、隔層厚度、隔層巖性、與水層距離等及生產(chǎn)動態(tài)資料，對該區(qū)儲量進行了分類評價，刻畫了三類儲量。其中Ⅰ類儲量67.5×104t，Ⅱ類儲量138.6×104t，Ⅲ類儲量156.4×104t（表1）。

表1 春17塊儲量分類表

3.2 優(yōu)化方案部署

3.2.1 開發(fā)方式

稠油油藏原油粘度對溫度敏感，根據(jù)中國稠油分類標準[1]，結合前期11口井試采井分析，熱力試采大幅度提高了單井產(chǎn)能，因此選擇注蒸汽吞吐開發(fā)。

3.2.2 井型

水平井具有單井控制儲量大、泄油面積大、周期產(chǎn)油量高、單井累計產(chǎn)油量高的優(yōu)勢。同時水平井在薄層稠油油藏的熱損失為40%～55%，比直井熱損失降低20%～30%，能夠較好地保證熱采效果，水平井還可以改變套管應力方向，增加固井段長度，有效防止管外竄，延長生產(chǎn)時間[2]。臨近的春10 塊油藏特征與春17塊相似，采用水平井開發(fā)取得了較好的開發(fā)效果，因此春17塊采用水平井開發(fā)。

3.2.3 井網(wǎng)、井距

借鑒春10 塊稠油開發(fā)的成功經(jīng)驗，采用120m×140m井距、排距進行井網(wǎng)部署。

3.2.4 水平段長度

數(shù)值模擬研究表明，水平井采取籠統(tǒng)注汽，有效動用長度只有50m左右。臨近的春10塊水平井吞吐生產(chǎn)后飽和度測井證實，籠統(tǒng)注汽的水平井動用長度只有40～60m，考慮單井控制儲量，優(yōu)選水平段長150～180m，先期生產(chǎn)趾端水平段50～60m。待趾端生產(chǎn)8～10 個周期后，再封堵趾端，生產(chǎn)跟部水平段60m，做到“一井二用”，提高水平井開發(fā)效益。

3.2.5 部署結果

為規(guī)避方案實施風險，采取整體部署、分批實施的原則。在Ⅰ、Ⅱ類儲量區(qū)域整體部署水平井46口，動用地質(zhì)儲量198.8×104t，新建產(chǎn)能8.41×104t，Ⅲ類儲量暫不動用。采收率21.5%，平衡油價49.8美元/桶。

優(yōu)先實施西南部5口水平井、地面采用2組叢式井組（圖3），動用地質(zhì)儲量21.2×104t，新建產(chǎn)能0.91×104t?？紤]到蒸汽的超覆作用和稠油的重力泄油作用，5口水平井入口點放在構造低部位，端點放在構造高部位，使蒸汽易于進入油層，同時加熱的油向下流入水平井，提高熱利用率[3]。在成功的基礎上再實施Ⅰ類儲量區(qū)域的7口水平井，最后實施Ⅱ類儲量34口水平井。

圖3 春17塊井位部署圖

3.3 實施效果分析

3.3.1 鉆遇油層情況

第一批實施的春17-4H、17-5H、17-6H、17-7H、17-8H等5 口水平井平均設計水平段長156m，平均鉆遇油層147m，鉆遇率94.2%，達到方案設計要求。

3.3.2 投產(chǎn)情況

5 口水平井先生產(chǎn)趾端水平段50～60m，平均54m。配套應用了CO2強化采油、注采一體化管柱、井筒摻稀降粘等工藝技術[4]，水平井平均周期產(chǎn)油538t，油汽比0.73。

4 結論與認識

（1）精細地質(zhì)研究是春17 塊中深薄層難動用儲量稠油油藏效益開發(fā)的重要基礎。通過對春17塊隔夾層展布規(guī)律和有利儲層的研究，對儲量進行分類評價，為方案優(yōu)化部署打下了堅實基礎。

（2）叢式水平井的應用是春17 塊中深薄層難動用儲量稠油油藏效益開發(fā)的重要前提。水平井提高了單井控制儲量和產(chǎn)能，叢式井減少了地面建設投資。叢式水平井的應用降低了單位開發(fā)成本，實現(xiàn)了春17塊效益開發(fā)。

（3）配套工藝技術是春17 塊中深薄層難動用儲量稠油油藏效益開發(fā)的重要保障。春17塊水平井配套了CO2強化采油、注采一體化管柱、井筒摻稀降粘等工藝技術，延長了有效生產(chǎn)時間，提高了周期產(chǎn)量，提高了油汽比，為水平井產(chǎn)能發(fā)揮提供了保障。