中深薄層邊際稠油油藏開發動用研究
——以春光油田春10井區為例

龍衛江，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研究院，河南鄭州 450018)

中深薄層邊際稠油油藏開發動用研究
——以春光油田春10井區為例

龍衛江，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研究院，河南鄭州 450018)

春光油田春10井區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，采用常規的開發動用技術難以實現油藏的經濟有效開發。自2011年以來，通過開展水平井開發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+蒸汽驅的開發方式整體動用該區568×104t稠油儲量的開發思路，成功在該區部署實施99口水平井，預計新建產能16.6×104t，取得了良好的開發效果。

春光油田；邊際油藏；中深薄層；特稠油開發

1 地質特征

春光油田春10井區區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。總體來說，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 開發難點

春10井區稠油油藏的特點是“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，增加開發成本；

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

綜上分析認為，經濟性是制約該區開發動用的主要因素。

3 開發動用研究

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；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 開發方式[3-6]

(1)春10井區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，該區適合注蒸汽開發。

(2)根據該區黏溫曲線測定，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。

(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。

因此為了使該區邊際稠油油藏經濟有效開發，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;

(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。

鑒于水平井的優點同時考慮到本區水平井生產效果好于直井，是直井的2～3倍，且該區含油層位少適合水平井開發，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、環狀井網和面積井網三種形式。由于本區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，因此本區主要考慮五點法井網，并根據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的油藏，春10井區應用數值模擬模型預測了2套井網的生產效果。根據預測結果，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井區利用數模分別計算了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井區利用數模分別計算了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井區應用數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，開發效果較好。

5 結論

針對春光油田春10井區油藏埋藏深、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動用可以經濟有效的開發。

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

[2] 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.

[3] 陳民鋒，郎兆新，莫小國.超稠油水平井蒸汽吞吐開發合理界限研究[J].特種油氣藏，2002，9(2)：38-41.

[4] 劉祖鵬 ，張傳舉，李兆敏.邊底水超稠油油藏控水穩油數值模擬研究[J].石油地質與工程，2014，28(3)：71-73.

[5] 田鴻照.薄層稠油油藏水平井氮氣輔助蒸汽吞吐可行性研究[J].石油地質與工程，2014，28(4)：97-99.

[6] 劉薇薇，時光.稠油油藏蒸汽驅影響因素數值模擬研究[J].石油地質與工程，2014，28(5)：106-109.

編輯：吳官生

1673-8217(2015)01-0108-03

2014-09-15

龍衛江，工程師，1982年生，2005年畢業于西安石油大學石油工程專業，從事油田中長期規劃及油藏工程工作。

TE345

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