中深薄層邊際稠油油藏開發(fā)動用研究
——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，采用常規(guī)的開發(fā)動用技術難以實現(xiàn)油藏的經濟有效開發(fā)。自2011年以來，通過開展水平井開發(fā)經濟技術政策界限研究，確定了以水平井為主導、采用蒸汽吞吐+蒸汽驅的開發(fā)方式整體動用該區(qū)568×104t稠油儲量的開發(fā)思路，成功在該區(qū)部署實施99口水平井，預計新建產能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 地質特征

春光油田春10井區(qū)區(qū)域構造上屬于準噶爾盆地西部隆起的次一級構造單元，構造簡單，總體上地層為一近東西走向、傾角3°的單斜構造；儲層巖性以褐色含礫細砂巖為主，平均孔隙度29.6%，滲透率1.76 μm2，儲集條件較好。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。

2 開發(fā)難點

春10井區(qū)稠油油藏的特點是“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、蒸汽驅等淺層稠油開采技術開采注汽壓力大，注汽熱損失大，熱利用率低，經濟效益差；

(2)由于油層厚度薄,地層散熱快，注汽時蒸汽向蓋層和底層散失的熱量多，熱損失大，注汽質量差,熱采有效期短；同時，油層厚度薄，單位面積控制儲量少，產量低，經濟效益差；

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

(4)含油層位少，僅沙灣組II2、II1兩個含油小層，采用常規(guī)的直井組合開采，經濟效益差。

綜上分析認為，經濟性是制約該區(qū)開發(fā)動用的主要因素。

3 開發(fā)動用研究

3.1 單井經濟極限產量

單井經濟極限產量是指在一定的技術、經濟條件下，油井在經濟評價期內的累積產值等于同期的投入之和[1-2]。

新井的經濟極限產量計算公式為：

式中：Q0——經濟極限產量， t；D——單井每米鉆采成本，元/米；H——單井完鉆井深，m；ID——單井地面建設投資，元；P——原油價格，元/t；α0——原油商品率，小數(shù)；C0——單位操作成本，元/t。

按照新井經濟極限產量計算公式，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，計算不同油價下水平井新井和直井新井經濟極限產量。當原油價格70$/bbl時，水平井和直井新井經濟極限產量分別為6 719 t和4 471 t；當原油價格80$/bbl時，水平井和直井新井經濟極限產量分別為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，原油相對密度0.9651，按照稠油分類標準，該區(qū)適合注蒸汽開發(fā)。

(2)根據(jù)該區(qū)黏溫曲線測定，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，單井產量是直井的2～3倍。

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

因此為了使該區(qū)邊際稠油油藏經濟有效開發(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轉蒸汽驅開發(fā)提高經濟效益。

3.3 井型

水平井開采稠油具有以下幾個方面的優(yōu)點：

(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到較高的油井產量,利于高速開發(fā);

(2)水平段生產壓差較小,可以有效防止底水錐進,并減緩地層出砂;

(3)水平井生產井段長,泄油面積大,對于稠油注汽熱采可增大熱波及體積、產量高。

鑒于水平井的優(yōu)點同時考慮到本區(qū)水平井生產效果好于直井，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

目前已知的井網形式有排狀井網、環(huán)狀井網和面積井網三種形式。由于本區(qū)油層原油性質屬特稠油，流動性差，三種井網形式中面積井網有利于油井受效，同時鑒于五點法井網在汽驅階段易于調整，因此本區(qū)主要考慮五點法井網，并根據(jù)油藏及試油試采實際情況初步確定了下列2種水平井井網：①第1種井網為水平井五點法井網，其水平井方向均為x方向，其蒸汽驅階段注汽井與生產井交錯排列；②第2種井網為水平井五點法井網，其水平井方向均為x方向，其蒸汽驅階段注汽井與生產井正對排列。

為了進一步論證2套井網到底哪套更適合該區(qū)的油藏，春10井區(qū)應用數(shù)值模擬模型預測了2套井網的生產效果。根據(jù)預測結果，井網2的采出程度和凈產油最高,經濟效益較好，因此推薦第2套井網形式水平井五點法(注汽井和采油井呈正對分布)。

3.5 井距

春10井區(qū)利用數(shù)模分別計算了80、100、120、140、 160和180 m井距下的生產效果，累積產油量均達到了經濟極限產量，具有經濟效益；隨著井距的增大，采出程度先增加后降低，累計油汽比先增加后下降，各種指標表明120 m井距時最終采出程度和累計油汽比較大。

3.6 排距

春10井區(qū)利用數(shù)模分別計算了100、120、140、 160和180 m排距下的生產效果，累積產油量均達到了經濟極限產量，具有經濟效益；隨著排距的增大，采出程度先增加后降低，累計油汽比先增加后下降，各種指標表明140 m排距時最終采出程度和累計油汽比較大。

3.7 水平段長度

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，對于油層深度、厚度和原油黏度不同的油藏，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，注入的蒸汽干度、溫度和流壓損失增加，遠端加熱效果變差。春10井區(qū)應用數(shù)值模擬模型分別計算了100、150、200、250、300 m水平段的生產效果，累積產油量均達到了經濟極限產量，具有經濟效益；隨著水平段長度的增加，采出程度和累積油汽比逐漸增加，增加到200 m時增幅減小，主要是由于井筒摩阻和熱損失的存在，隨著水平段的增加，水平段內的蒸汽干度是減小的，水平段增加到一定長度，其對產量的貢獻在逐漸減小，但產量仍在增加。數(shù)模研究表明200～300 m水平段長較合適。

4 應用效果

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，氮氣4 230 m3，蒸汽1 543 m3，平均注汽壓力16.9 MPa，注汽速度142 m3/d，初期日產油15.7 t，含水29.5%，第一周期共生產91.2 d，峰值產油20.2 t/d，累積產油量804.5 t，累積產水209.5 t，綜合含水20.6%，油汽比0.52;第二周期共生產246 d，峰值產油21.2 t/d，累積產油量2110.5 t，累積產水479.1 t，綜合含水18.5%，油汽比0.88，開發(fā)效果較好。

5 結論

針對春光油田春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井網120 m井距、140 m排距、200～300 m水平段長度，前期蒸汽吞吐后期適時轉蒸汽驅的方式開發(fā)動用可以經濟有效的開發(fā)。

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

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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)于西安石油大學石油工程專業(yè)，從事油田中長期規(guī)劃及油藏工程工作。

TE345

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