單家寺油田單2塊沙一段特稠油油藏開發實踐

孫洪衛

（中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東東營 256606）

單家寺油田單2塊沙一段特稠油油藏開發實踐

孫洪衛

（中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東東營 256606）

針對單家寺油田單2塊沙一段稠油油藏儲層物性差，非均質嚴重，直井蒸汽吞吐產能低，經濟效益差，直井套損嚴重等問題，運用油藏地質、油藏工程和數值模擬研究方法，進行了地質特征、開發動態以及提高采收率對策研究。結果表明，單2塊沙一段存在三個韻律段，具有反韻律特征，底部以含油含螺生物灰巖為主，夾層局部分布，第二韻律段物性好；利用水平井和分支水平井轉驅后可以提高采收率；通過井網井距、井型和開發方式的優化設計，提出了利用水平井開發主體部位，分支水平井開發儲層邊部，通過蒸汽吞吐轉蒸汽驅大幅度提高采收率的思路，并取得較好效果。

單家寺油田；稠油油藏；分支水平井；蒸汽驅

“八五”和“九五”期間攻關研究成果提出的水平井篩選方法和標準［1］，指導了勝利油區水平井的設計與應用，取得了顯著的開發效果。水平井作為油田開發的一種重要井型在老油田剩余油挖潛、邊際儲量動用、底水油藏開發等方面充分發揮了直井無法比擬的優勢［2］。單家寺油田單2塊稠油油藏是勝利油田最早投入開發的稠油油藏［3］，隨著勘探開發時間的延長，開發矛盾日益突出，已投產的沙三段主力油層采出程度高，已接近蒸汽吞吐開發的極限，沙一段非主力油層由于儲層及流體物性差，無法有效動用。本文針對單2塊沙一段非主力油層開展油藏地質研究、井網井距井型優化研究，利用水平井、分支水平井改善沙一段開發效果。

1 精細地質研究

根據地震勘探、地質測錄井等資料，落實了地層特征、構造斷裂系統。綜合巖性、古生物、電性等方面的特征，結合取心井資料，研究了油藏的沉積相發育、砂體分布、油層及隔夾層展布特征，建立了地質模型，提高了對單2塊沙一段的地質認識，搞清了儲層平面縱向展布、油水關系、層間隔夾層的發育狀況以及原油物性、流變性特征等。

單2塊沙一段構造形態是一個受下覆地層控制的具繼承性的鼻狀構造，含油面積1.1 km2，地質儲量181×104t，采收率6.6%。沙一段油層自上而下進一步細分為3個韻律段：Es11、Es12和Es13，巖性以棕褐色油浸粉－細砂巖、含礫砂巖為主，夾含油含螺生物灰巖，局部見灰質團塊。沙一段隔夾層主要為沙一段和沙三段之間以及沙一段各個韻律段之間的隔夾層。Es1與Es3砂體間隔層分布范圍較廣，全區發育。Es11與Es12、Es12與Es13韻律段夾層分布范圍較小，僅在砂體邊緣部位較為發育，平均厚度為2.6 m、2.7 m。根據取心井室內分析孔、滲參數統計結果，沙一段總體孔隙度分布范圍15.8%～37.5%，平均29.3%；總體滲透率分布范圍（41～3320）×10－3μm2，主要集中在（150～650）×10－3μm2。測井二次解釋后，沙一段3個韻律段中，Es11韻律段平均孔隙度29.2%，平均滲透率518.8×10－3μm2；Es12韻律段平均孔隙度29.5%，平均滲透 率9 0 3.8×1 0－3μm2；Es13韻律段平均孔隙度29.2%，平均滲透率681.9×10－3μm2，Es12物性最好，Es11和Es13物性較差。

根據地面原油物性分析統計，沙一段地面原油密度0.968 5～0.995 8 g／cm3，地面原油粘度（50℃脫氣）10 000～42 000 mPa·s，屬于特稠油油藏。地面原油粘度由構造高部位向構造低部位方向增加，縱向上隨著油藏埋深的增加，原油粘度和相對密度增加。

2開發效果分析及存在問題

2.1 開發效果分析

單2塊沙一段1986年蒸汽吞吐試采，投產油井23口，其中單采井10口，與Es34合采井13口，皆因高含水、套管損壞等原因停產。根據油井生產情況，取得以下認識。

認識一：由于沙一段儲層物性較差，東西區平均滲透率分別只有484.8×10－3μm2和589.8×10－3μm2，且儲層非均質性嚴重，夾薄層生物灰巖，導致投產初期注汽壓力高，單采井初期注汽壓力平均在16～18MPa之間，新投產的單2平01井平均注汽壓力18.7MPa。

認識二：投產直井具有一定產能，平均單井累油7 988t，平均單井日油能力6.98t。

認識三：水平井具有較高的初期產能。2010年完鉆水平井單2平01井，平均日油能力19.5t，取得較好的開發效果。

認識四：初期產量遞減大，生產井初期平均日油能力10.2t，產量初期遞減大，平均月遞減2.49%。

2.2 存在問題分析

沙一段生產井主要存在以下問題。一是管外竄嚴重。10口單采井中因管外竄高含水而停產井5口，占總井數的50%，停產前含水超過95%，影響開發效果較大。造成管外竄而高含水的主要原因是沙三段經過多年開采，1992年就已經高含水水淹，沙一段和沙三段間隔層薄，5口管外竄井的隔層厚度平均為2.68m，油井經過多輪次吞吐后，套管固井界面破壞，造成管外竄高含水停產。二是油井多輪次吞吐后，套損嚴重。套管損壞井3口，占總井數的30%。三是早期注汽質量不能保證。2000年前普通注汽鍋爐的注汽干度只有61%～65%；采用亞臨界鍋爐注汽，周期注汽干度均能保證在70%以上，周期產油量和日油能力也得到改善。四是注汽強度大，單2塊沙一段正常吞吐井平均單井周期注汽量在3 432t，平均注汽強度239.1t／m，最高達359.7 t／m，高于合理注汽強度150～200t／m，導致注汽熱利用率偏低，平均油汽比僅0.33。

3 改善開發效果主要做法

單2塊沙一段儲層物性差，邊部油層薄，原油粘度高，采用直井開發效果差，通過地質特征研究和試油試采認識，進行了直井開發沙一段效果評價，對比稠油開發篩選標準，找出直井開發存在問題和開發難點，結合目前工藝技術，重點開展了以下工作。

3.1 優化開發方式，確定蒸汽吞吐后轉汽驅開發

合理的開發方式不僅可以實現油藏的有效動用，也是影響采收率提高的重要因素。通過對比蒸汽驅開發標準，認為單2塊沙一段符合蒸汽吞吐轉汽驅條件。同時結合目前稠油水平井開發技術，認為水平井與直井相比，油藏接觸體積大，驅替更均勻，熱效率較高。應用數值模擬模型預測了不同井型下吞吐到底和吞吐轉汽驅兩種開發方式的生產效果（表1）。結果表明，吞吐后轉蒸汽驅的采出程度和凈累油都要比吞吐到底的高。其中水平井吞吐后轉蒸汽驅開發方式比吞吐到底可提高采出程度22.7%，同時從吞吐末和汽驅末剩余油飽和度場圖看，汽驅末儲量動用范圍明顯變大，動用程度較高，其中水平井組合方式蒸汽波及最為均勻，井間剩余油飽和度較低，采出程度最大。

表1 特超稠油油藏不同開發方式生產效果對比

蒸汽驅能否順利實施，取決于轉驅時的地層壓力。國內外蒸汽驅成功條件是地層壓力應在5MPa以下。應用數值模擬模型預測了水平井組合吞吐4周、5周、6周、7周、8周后轉蒸汽驅的生產效果，隨著轉驅時機的推后，蒸汽驅采出程度呈現先增加后減小的規律，當水平井組合吞吐6個周期后轉驅，采出程度達到最高值，汽驅效果最好，蒸汽吞吐6個周期之后，地層壓力下降到5MPa以下，從地層能量角度考慮也應在吞吐6周期后轉蒸汽驅。

由于Es12韻律段是本塊主力層，水平井縱向位置集中在Es12韻律段，因此，將Es12韻律段縱向上細分為4個模擬層，Es11韻律段和Es13韻律段各一個模擬層，確定汽驅后注汽井和生產井縱向位置。通過對比采出程度和凈產油量，注汽井處于Es12韻律段油層中部偏上位置，生產井位于Es12韻律段油層中部偏下最優。

3.2 緊密結合現場與理論，改直井為水平井開發

直井與水平井滲流機理不同決定兩種井型在開采單家寺具有邊底水的稠油油藏時有較大差異。采用直井開發，水侵以底水錐進為主，水侵速度相對較快；而采用水平井開發，由于生產壓差相對較小，油藏水侵速度相對較緩，水侵方式以底水脊進為主［4－5］。對于單2塊沙一段邊水不活躍稠油油藏，但是縱向上沙三段已經水淹，館陶組為油水間互層油藏，利用水平井開發可改變套管應力方向，使套管在油層內部水平段方向錯動，有效防止管外竄，并且水平井油藏接觸面積大，平均吸汽指數是直井的2.7倍，熱損失率低，可有效提高吸汽能力，降低注汽壓力，比直井降低熱損失20%～30%，從而保證熱采效果。

確定采用水平井開發后，井網的適應性直接影響開發效果。應用數值模擬模型預測了水平井－水平井組合的三種井網形式（排狀交錯井網、正對交錯井網、正對井網）及水平井－直井組合的兩種井網形式（直井正對井網和直井正對交錯井網）的生產效果。水平井－水平井組合的正對交錯的布井方式，吞吐階段和汽驅階段的最終采出程度和凈累油最高。新鉆井以水平井－水平井組合的正對交錯的布井為主。

水平井井距直接影響到開采效果，距離過長，井間無法形成熱連通，驅泄開采效果較差；距離過短，驅泄體積減小，也影響開采效果，同時井距受原油粘度、單井控制儲量等因素的影響。針對該塊油層厚度、儲層物性的差異，采用不同的井距。結合本區油層厚度變化快的特點，重點計算了10、15、20m油層厚度下不同井距的開發指標，從井距與單儲凈累油關系曲線看，油層厚度越大，由于汽驅時間越長，合理井距逐漸減小。考慮實際油藏的非均質性，實際開發中15～20m厚度油層井距取80～100m，5～15m厚度油層井距取100～120m。

3.3 利用復雜結構井提高儲量控制程度

通過水平井布井極限厚度的研究表明，水平井布井厚度大于5.67m時，累產油量才能大于極限經濟產量。為了對油層厚度小于水平井布井極限厚度的邊部區域進行有效動用，提高井網對邊部儲量的控制程度，針對該塊進行了分支井優化設計。由于分支井增加了泄油面積，吞吐熱采的產能較水平井高，因此分支井能降低布井的極限厚度；同時由于該塊邊部夾層較為發育，采用分支上翹穿過夾層，可以對縱向上儲量進行均勻有效動用，避免夾層對水平井產能的影響。由于后期要轉蒸汽驅開發，位于邊部的分支井只能采用單側分支井技術，在正對注汽井的一側不打分支，在靠近邊部不參與汽驅的一側鉆分支。

在論證側分支開發可行性的基礎上，對側分支水平井進行了分支長度、分支數、分支與主支夾角以及分支縱向位置等參數確定。利用數值模擬技術，結合經濟極限厚度、鉆井投資、夾層分布，確定側分支水平井布井區極限厚度4m，主支長度為200～250m，側分支水平井分支數為2個，分支角度為20°，分支長度為120m，在有夾層區域，分支上翹穿層。分支水平井對比水平井具有提高邊部和上部韻律段儲量動用程度的優勢，通過計算，增加動用儲量27×104t，提高儲量動用程度14.9%。

4 開發效果

根據以上研究，2011年單家寺單2塊沙一段開始利用水平井與分支水平井組合的方式進行井網加密調整，部署總井數26口，其中新鉆井21口（水平井14口，分支水平井7口），設計新增產能5.4×104t，方案分兩年實施，2011年設計新井13口，（水平井10口，分支水平井3口）。截至目前，已經完鉆8口，投產5口，初增日油101.2t，目前開井5口，日產油76.4t，含水59.4%，平均單井日油能力15.2 t，累計產油4 939t，取得了良好的開發效果，實現了單井產能和采收率的大幅度提高。新井的完鉆投產，不僅改善了沙一段開發效果，還提高了井網對儲量的控制程度，儲量控制程度達到87.1%，預測采收率可以達到36.9%，提高了30.3%。

下步通過對分支改進，由側向分支改為上翹分支，不僅可以減小縱向上非均質性對開發的影響，而且后期還可以轉蒸汽驅。目前已經部署1口上翹分支井（單2支平8）。

［1］ 劉顯太.勝利油區水平井開發技術［J］.油氣地質與采收率，2002，9（4）：45－47.

［2］ 司大志.底水油藏水平井開發優化設計［J］.油氣地質與采收率，2010，17（1）：93－95.

［3］ 李獻民，白增杰.單家寺熱采稠油油藏［M］.北京：石油工業出版社，1997：120－130.

［4］ 孟紅霞，陳德春，海會榮，等.水平井分段射孔完井方案優化［J］.油氣地質與采收率，2007，14（5）：84－87.

［5］ 萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開采技術［M］.北京：石油工業出版社，1997：80－90.

TE345

A

2012－01－10

孫洪衛，工程師，1979年生，2001年畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，2007年畢業于長江大學石油與天然氣開發專業，獲得工程碩士學位，現主要從事油田開發工作。

李金華