利用水平井技術(shù)提高新莊南三塊稠油油藏儲量實(shí)踐及認(rèn)識

陳 密,趙麗萍,余小紅,王 濤,李 娜,劉 宇

(1.中國石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院,河南南陽473132;2.中國石化河南油田分公司第一采油廠)

利用水平井技術(shù)提高新莊南三塊稠油油藏儲量實(shí)踐及認(rèn)識

陳 密1,趙麗萍2,余小紅1,王 濤1,李 娜1,劉 宇1

(1.中國石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院,河南南陽473132;2.中國石化河南油田分公司第一采油廠)

河南油田新莊南三塊地質(zhì)儲量405.6×104t,由于油質(zhì)稠、厚度薄或受邊水的影響,利用直井無法實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。2008年以來,通過水平井開發(fā)技術(shù)研究,形成了一系列水平井開發(fā)薄層稠油的主要技術(shù)。該技術(shù)現(xiàn)場實(shí)施取得了較好的開發(fā)效果,有效地解決了目前直井開發(fā)薄層稠油所遇到的難題。

新莊油田;薄層稠油;水平井開發(fā);油藏特征

河南油田新莊南三塊位于泌陽凹陷北部斜坡帶東段,包括泌167、新淺25、新淺24三個斷塊,區(qū)內(nèi)主要發(fā)育4條正斷層,該區(qū)圈閉類型為斷塊油藏[1],含油層位 H2Ⅲ1～H3Ⅲ4層,含油面積3.374 km2,地質(zhì)儲量405.6×104t。油藏類型為窄條帶邊水稠油油藏,含油寬度60～165 m,含油面積0.05～0.15 km2,平面疊合程度差,邊水活躍;含油小層有效厚度4.8～15.4 m;油層埋深421.0～807.6 m;油層平均孔隙度23.6%,平均滲透率3.476μm2;原油密度在0.928 4～0.983 9 g/cm3,油層溫度下的脫氣原油粘度2 000～7 000 m Pa·s[2]。從地層原油物性資料看,除新淺25斷塊 H3I1小層原油屬超稠油外,其它層均屬普通稠油Ⅰ2類。

新莊南三塊屬薄層油層,由于該塊油質(zhì)稠、厚度薄或受邊水影響而利用直井無法實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。直井開發(fā)單井產(chǎn)油僅750～3 200 t,開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益差。利用數(shù)值模擬技術(shù)對該塊水平井的部署條件、注汽強(qiáng)度、注汽速度、最大排液量進(jìn)行了優(yōu)化研究。

1 薄層稠油水平井油藏地質(zhì)設(shè)計(jì)優(yōu)化

根據(jù)新莊油田南三塊的油藏特征,利用數(shù)值模擬技術(shù),對南三塊水平井的部署條件(含油寬度、油層厚度以及水平段長度等)進(jìn)行優(yōu)化研究。

1.1 含油寬度優(yōu)化

利用數(shù)值模擬技術(shù)計(jì)算了4種不同含油寬度下利用水平井的開發(fā)指標(biāo)(表1),從中可看出,隨著含油寬度的增加,水平井的產(chǎn)量和油汽比均呈上升的趨勢,含油寬度從80 m增加到110 m時(shí),產(chǎn)油量由4 168 t增加到5 228 t,增加了1060 t,含水由92.4%下降到76.6%,而含油寬度從110 m增加到140 m時(shí),產(chǎn)油量只增加了242 t,增加的幅度小,含水和油汽比變化不大。根據(jù)數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果,含油寬度在110 m以上的油層部署水平井開發(fā)可以取得比較理想的開發(fā)效果。

表1 含油寬度對水平井吞吐效果的影響

1.2 油層厚度優(yōu)化

南三塊含油寬度一般在165 m左右,采用數(shù)值模擬技術(shù)對不同油層厚度對水平井開發(fā)的影響進(jìn)行了研究。在165 m含油寬度條件下,模擬計(jì)算了4 m、6 m、9 m油層有效厚度下水平井在不同油價(jià)下的經(jīng)濟(jì)效益。根據(jù)經(jīng)濟(jì)評價(jià)結(jié)果,4 m油層在50美元下具有經(jīng)濟(jì)效益。根據(jù)數(shù)模研究結(jié)果,新莊油田南三塊不宜整體采用水平井開發(fā),當(dāng)有效厚度大于4 m、含油寬度大于110 m的油層才可以部署水平井。

根據(jù)篩選標(biāo)準(zhǔn),新莊南三塊有3個小層符合部署水平井 ,新淺 24、25斷塊的 H3I1、2小層 ,泌 167 斷塊的 H3I3小層。

1.3 水平段垂向位置研究

水平井在油藏中的最佳位置也就是油層在縱向上的動用程度、注入熱能利用率和采收率最大的位置。數(shù)值模擬表明,油層厚度在10～20 m,水平段在距油層頂2/3處最合適,熱損失最小,峰值產(chǎn)量及采收率最高;為了保證油層厚度在10 m以內(nèi)較好的鉆遇油層,水平段在油層中、下部位置較合適[3]。

1.4 水平段長度研究

受油藏條件、注汽和采油工藝條件的限制,對于油層深度、厚度和原油粘度不同的油藏,水平段長度并非越長越好,而是存在一個最佳水平段長度。熱采水平井水平段過長時(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。數(shù)模計(jì)算結(jié)果表明,200 m與150 m相比已沒有明顯優(yōu)勢,因而熱采水平井段最佳長度為120～150 m之間。

1.5 極限單控儲量研究

經(jīng)濟(jì)極限可采儲量的計(jì)算公式為:

式中:Np——經(jīng)濟(jì)極限可采儲量,t;K1——單井基建總投資 ,萬元;i——貼現(xiàn)率 ,小數(shù);L——油價(jià) ,元/t;B——噸油成本 ,元/t;t——投資回收期。

根據(jù)公式,油價(jià)按2400元/t計(jì)算,單井經(jīng)濟(jì)極限可采儲量5 981 t[4],采出程度按35%考慮,那么極限單控儲量為17 090 t。

1.6 水平井注汽優(yōu)化

(1)注汽強(qiáng)度優(yōu)選。以油層厚度6 m,井底干度50%為前提條件,利用數(shù)值模擬技術(shù)模擬了水平井蒸汽吞吐注汽量優(yōu)選(表2)。從中可以看出,在優(yōu)化注汽量時(shí),既要確保獲得較高的累積產(chǎn)油量,又要確保獲得較高的累積油汽比,同時(shí),增產(chǎn)油汽比還應(yīng)保持在較高水平上。模擬結(jié)果表明,第一周期每米油層注汽量為32 t時(shí),油汽比和增產(chǎn)油汽比較高,分別為0.521、0.395,吞吐效果較好,因此,優(yōu)選第一周期每米油層注汽量為20～30 t。為了不斷擴(kuò)大蒸汽吞吐的加熱半徑,提高開發(fā)效果,根據(jù)稠油開發(fā)經(jīng)驗(yàn),后續(xù)吞吐周期注汽量依次遞增15%。

(2)注汽速度優(yōu)選。注汽速度高有利于降低熱損失,提高熱能利用率,根據(jù)數(shù)模研究結(jié)果表明,隨著注汽速度的增加,周期產(chǎn)油量和油汽比也隨著增加,當(dāng)注汽速度大于300 t/d后,周期產(chǎn)油量增加幅度很小,選擇注汽速度300 t/d較為適宜。

1.7 水平井最大排液量優(yōu)化

利用數(shù)值模擬方法分析了水平井不同排液量對蒸汽吞吐效果的影響。分析結(jié)果表明,隨著水平井最大排液量的增加,累計(jì)產(chǎn)量減少,累計(jì)油汽比增加,生產(chǎn)時(shí)間減少,但總體變化的幅度很小[5],其中,50～70 t/d的排液量效果較好。由于本塊具有邊水,單井最大排液量應(yīng)控制在60 t/d以下。

表2 水平井蒸汽吞吐注汽量優(yōu)選

2 應(yīng)用效果

根據(jù)油藏工程研究及數(shù)值模擬優(yōu)化結(jié)果,南三塊采用水平井進(jìn)行蒸汽吞吐開發(fā),該方案實(shí)施后,水平井初期日產(chǎn)液為203.4 t,日產(chǎn)油為121.4 t,綜合含水40.3%,平均單井日產(chǎn)油8.7 t,目前開井12口,日產(chǎn)液186.8 t,日產(chǎn)油 67.6 t,含水 63.7%,累產(chǎn)油48 430.4 t,全部超過設(shè)計(jì)指標(biāo)。水平井周期產(chǎn)油量是直井的3.5倍;儲量動用程度由39.8%提升到76.6%。年創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益1913.3×104元,投資回收期為1.95年。預(yù)計(jì)累計(jì)產(chǎn)油11.8×104t,創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益在13 393.4×104元以上。

3 結(jié)論及建議

(1)利用數(shù)值模擬技術(shù)對南三塊水平井的部署條件(含油寬度、油層厚度以及水平段長度等)、注汽強(qiáng)度、注汽速度、最大排液量進(jìn)行了優(yōu)化研究。

(2)新莊南三塊薄層稠油利用水平井開發(fā)的成功,表明對薄層稠油邊水油藏用水平井開采是可行的,并在河南稠油油田形成了一套適合油藏地質(zhì)特點(diǎn)的水平井開發(fā)技術(shù)。

(3)為了防止新莊南三塊邊水推進(jìn)速度過快,建議水平井單井最大排液量控制在60 t/d以下。

[1] 王克杰,丁城開.新莊油田短周期蒸汽吞吐實(shí)踐與認(rèn)識[J].石油地質(zhì)與工程,2008,22(4):68-69.

[2] 趙清.河南油田新莊南三塊蒸汽吞吐綜合治理技術(shù)對策[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2010,32(5):331-333.

[3] 劉顯太.勝利油區(qū)水平井開發(fā)技術(shù)[J].油氣地質(zhì)與采收率,2002,9(3):45-47.

[4] 趙辰軍.利用水平井技術(shù)提高歡西油田稠油儲量動用潛力研究[J].石油地質(zhì)與工程,2010,24(4):61-88

[5] 任芳祥.規(guī)模實(shí)施水平井提高油田開發(fā)水平[M].北京:石油工業(yè)出版社,2005:262-270

The geological reservoir quantity of Xinzhuan south 3 block in Henan oilfield is 405.6×104t.Because the oil layer is viscous,thickness is thin or influenced by edge water,U-sing vertical well can’t realize the effective and economic development.Since 2008,through horizontal well development technology,a series of ho rizontal well developing thin layer heavy oil technology have been formed.The site imp lementation of this technology have gained good development effect and,and effectively solved the p roblem w hich is met in the vertical well developing thin layer heavy oil.

73 Practice and recognition of using horizontal well technology to im prove Xinzhuang south 3 block heavy oil reserves

Chen M i et al(Henan Oilfield Branch Company Petroleum Exp loitation and Development Institute,Sinopec,Nanyang,Henan 473132)

Xinzhuan south 3 block;think layer heavy oil;ho rizontal well technology;reservoir feature

TE243.2

A

1673-8217(2011)05-0073-02

2011-04-12;改回日期:2011-06-02

陳密,1985年出生,2007年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè),現(xiàn)從事油藏開發(fā)工作。

編輯:劉洪樹