吉木薩爾區稠油油藏整體開發方案優化

李 帥，劉廣峰，鄧 嵩，姜夏雪，崔國峰

（中國石油大學石油工程教育部重點實驗室，北京102249）

稠油是世界石油資源的重要組成部分，據統計，全球潛在的稠油儲量是常規原油儲量的6倍，因此其勘探開發越來越受到重視［1］。我國稠油資源分布廣泛，儲量豐富，已探明地質儲量15.3×108t，產量在1100×104t以上，約占原油總產量的9%，成為我國原油生產的重要組成部分［2］。

稠油的開發具有很大的潛力，但由于稠油油藏的特點，常規開采技術很難采出，需要熱力采油、化學方法等［3］。筆者在吉木薩爾地區油藏地質模型的基礎上進行數值模擬研究，優化出了直井＋水平井蒸汽吞吐轉SAGD開發的開發方式，對該地區稠油油藏的開發具有一定的指導意義。

1 油藏地質概況

吉木薩爾區塊地表為草原戈壁，地面海拔70～270 m；地下水埋藏較深，淺層無地下水分布。俯瞰呈三角形，兩邊為斷層邊界，一邊存在邊水，儲層向東南方向下傾，傾角5.8°，層內存在夾層。

根據探井的分層資料和油藏連井剖面，將地層縱向上分3個小層，自上而下分別為P1小層、G1小層、P2小層，其中G1小層為一個全區發育的泥質隔層。該儲層平均孔隙度21.23%，平均滲透率1 064.23×10－3μm2，平均含油飽和度60.63%，原油粘度超過2 000 mPa·s，是一個典型的構造型深層普通稠油油藏。

2 不同開發方式探討

稠油油藏開發的復雜性主要體現在如何充分利用熱能，稠油熱采的主要方法有蒸汽吞吐、蒸汽驅、熱水驅、火燒油層等［4］。在綜合測井資料的基礎上，建立該區塊三維地質模型，在此基礎上，針對全直井井網蒸汽吞吐轉蒸汽驅、全水平井井網蒸汽吞吐轉蒸汽驅，以及直井＋水平井井網蒸汽吞吐轉SAGD生產三套方案開展數值模擬研究，對具體的開發方案作合理的生產動態預測。

2.1 全直井井網蒸汽吞吐轉蒸汽驅

2.1.1 蒸汽吞吐

對單井蒸汽吞吐進行優化，以日產油、累產油、汽油比、含水率為指標，優化得出以下最優工作制度：井底蒸汽干度0.6～0.7，燜井時間7～8天，注汽速度100～150 m3／d，周期生產時間180 d。在此工作制度下，蒸汽吞吐4～5周期后，井間形成較好的連通性，適宜轉入蒸汽驅階段，此時蒸汽吞吐采收率為19.05%。

2.1.2 蒸汽驅

蒸汽吞吐加熱油藏體積有限，波及系數不高，井間存在大片未動用剩余油，縱向上也存在未動用或動用程度很低的油層段，其采收率不會高于30%［5］，因此蒸汽吞吐后需要轉入蒸汽驅階段生產。

（1）射孔密度優化。由于區塊存在G1泥質隔夾層，隔夾層上下儲層物性差異明顯。此時，如果低滲儲層和高滲儲層完井時射孔密度相同，容易導致蒸汽沿高滲層突破至采油井，因此需要對射孔密度進行優化。從數值模擬的結果上看，當低滲儲層射孔密度為高滲儲層1.5倍時，蒸汽驅過程中驅替帶上下分布均勻，開發效果較好。

（2）井網優化。采用正方形井網，便于后期布置加密井，符合油田滾動開發的需求。在該井網形式下，數值模擬對蒸汽驅主要生產參數進行優化，得到以下參數：最佳注汽強度1.6～1.8 t／（d·m），最佳注采比為1.2，最佳蒸汽干度0.6，最佳注汽溫度為275℃。在此最優生產制度下，蒸汽驅20年采收率為34.63%。

2.2 全水平井井網蒸汽吞吐轉蒸汽驅

水平井的加熱范圍比直井大，能更充分利用熱能［6］，以較小的井數投入，最大限度地控制含油面積，獲得可觀的經濟效益。

2.2.1 蒸汽吞吐

數值模擬顯示，水平井位于油層上部1／3時，只有上部油層得到動用；位于油層中部1／3處時，蒸汽波及范圍進一步擴大，動用比較充分；位于油層下部1／3時，蒸汽超覆至油層上部后，不斷向下剝蝕，使油層在縱向上整體基本得到動用。所以選擇水平井位于油層段下部1／3處。

綜合油汽比、采收率和凈采油量等生產指標，優化得到以下參數：水平井長度455 m，注汽干度0.6，燜井時間7～8 d，注入速度240 m3／d，注汽強度160～200 t／m。

在該生產制度下，蒸汽吞吐第2周期到第4周期加熱半徑不斷擴大；第5周期，井間已經建立起熱連通；第6周期，加熱區域擴大較為緩慢，主要起到重復加熱的作用，推薦蒸汽吞吐6周期以后轉驅，此時采收率可達26.51%。

2.2.2 蒸汽驅

最優工作制度：注采比為1.2，注汽速度為150～200 m3／d，注汽干度為0.4～0.5，注汽溫度為240～280℃。在此工作制度下，蒸汽驅20年采收率為42.75%。

2.3 直井＋水平井井網蒸汽吞吐轉SAGD

直井＋水平井組合布井方式采用直井注汽，水平井生產，其優點為一是能充分利用現有油田生產井；二是直井吞吐使得直井間初步形成了熱連通，為SAGD生產降低了預熱時間；三是直井注汽受油層剖面及夾隔層的影響小，能夠靈活的調整射孔位置，促進蒸汽腔發育［7］。

2.3.1 啟動方式優化

SAGD開采分為兩個階段：啟動階段和生產階段。啟動階段目的是在井間實現熱連通，為轉入SAGD生產創造條件。目前SAGD主要有蒸汽吞吐預熱啟動和注蒸汽循環預熱啟動兩種方法，在考慮配套管柱的基礎上，采用蒸汽吞吐預熱啟動的方法［8］。數值模擬顯示，直井、水平井同時吞吐三個周期，可以使井間形成較好的熱連通，為SAGD生產降低預熱時間。

2.3.2 布井方式優化

直井＋水平井組合SAGD是在油層底部鉆一口水平井，在其上方或斜上方鉆一口或幾口直井［9］。直井注蒸汽，注入的蒸汽向上及側面形成蒸汽腔，蒸汽在蒸汽腔周邊冷凝，形成蒸汽與油層的熱交換，被加熱的原油及冷凝水在重力作用下流到生產井［10］。其布井方式主要有兩種：一是直井位于水平井的斜上方，另一種是直井位于水平井的正上方。

由兩種方案形成的蒸汽腔表明，當直井位于水平井斜上方時，形成的蒸汽腔較發育，累積產油量及采出程度明顯高于后者。

數值模擬優化出直井與水平井的橫向距離35 m，直井井底射孔位置距離水平井距離（垂向距離）為6～7 m，水平段長度為500～600 m，蒸汽干度為0.6，注汽速度為150～200 t／d。此工作制度下，生產效果最優，油井由蒸汽吞吐，經過一段短暫的蒸汽驅階段，進入SAGD穩定生產階段（圖1），其總采收率達到50.31%。

圖1 直井＋水平井井網生產曲線

2.4 開發方式對比

對以上三種開發方式進行綜合對比（表1）表明，直井＋水平井井網開發效果明顯優于全直井井網和全水平井井網，為最優開發方式。

3 結論

（1）稠油油藏開發難度大，應充分利用熱能，全面考慮蒸汽吞吐、蒸汽驅、熱水驅、火燒油層等多種開發方式。

表1 三種開發方式綜合對比

（2）通過數值模擬對吉木薩爾區稠油油藏井網的三套開發方式分析對比表明，采用直井＋水平井井網蒸汽吞吐后轉入SAGD生產的開發方式，開發效果最優。

（3）采用直井＋水平井井網開發，直井注汽受油層剖面及夾隔層影響小，可靈活的調整射孔位置。直井蒸汽吞吐初步形成的熱連通，有利于后期SAGD開發。

［1］ 趙啟雙，孫巖.稠油蒸汽吞吐開發指標預測方法［J］.石油學報，1996，17（2）：47－52.

［2］ 李嬌娜，都愛萍，韓汝峰，等.古城稠油油田BQ10斷塊蒸汽驅注采參數優選［J］.科學技術與工程，2010，10（18）：4490－4492.

［3］ 艾敬旭，王衛紅，王經榮.蒸汽吞吐井注采參數優化設計［J］.大慶石油地質與開發，2004，23（1）：64－66.

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［5］ 海東明.深層塊狀特稠油油藏蒸汽吞吐后期轉換開發方式研究［J］.科學技術與工程，2012，12（25）：6010－6012.

［6］ 許心偉，張銳.稠油油藏蒸汽驅合理井網密度研究［J］.石油勘探與開發，1998，25（4）：45－48.

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［9］ 劉薇薇，劉永建，王明學.大慶西部稠油水平井蒸汽驅數值模擬研究［J］.科學技術與工程，2011，11（20）：4762－4766.

［10］ 丁一萍，劉傳喜，凡玉梅，等.低滲稠油油藏熱采效果影響因素分析及水平井優化［J］.斷塊油氣田，2011，18（4）：489－492.