草20薄層超稠油油藏水平井開發井網研究與實踐

趙凱

摘要：樂安油田草20區塊館陶組砂礫巖油藏屬具有邊水的巖性構造稠油油藏，具有油層薄、原油粘度高等特點，油藏開發物性條件處于稠油熱采下限標準，具備較大開采難度。本文結合區塊開發實際和現狀，對水平井開發技術應用進行了探究。

關鍵詞：草20區塊；薄層超稠油；水平井技術

草20區塊館陶組油藏埋深多在900m左右，呈現薄層分布，縱向上主要分為Ng1、Ng2、Ng3等3個沉積砂體，油層厚度多在15-25m范圍內，儲層非均質性較強，孔隙度多在10-40%范圍內。整體上屬于常壓、邊水、埋深較淺的薄層砂礫巖構造稠油油藏，常規直井開發技術開發效果較差，利用水平井熱采技術、優化開發設計，可取得較好的開發成效。

1草20薄層超稠油油藏地質開采特征

在草20區塊油藏開發中，Ngl區塊比較具有代表性，西部含油面積接近2kmz，地質儲量在1.6×10⁶t以上，埋深大于900m，呈現平緩的南東-北西傾沒單斜，平均孔隙度約為35%，砂巖下砂礫填充厚度在2-4m范圍內，在50℃時地面脫氣原油粘度為1-2×10⁴mPa.s，原油密度約為0.97-0.99g/cm³。在開采特征上，一是地層水由兩側向中間推進，動用區塊已經水淹，北部邊水與草32區塊邊水相接，斷層封閉性不佳，使邊水較快推進到草20區塊的南部構造高部位，開發實踐表明，位于構造中部的油井水淹較晚，含水推進線表面兩側比中間部位水淹更早、更嚴重。二是高和特高含水期產油較多，邊水的活躍性造成高含水和特高含水期產油較多，水平井產油量50%以上是在含水超過80%后采出的，而油藏未動用區和動用區屬于同一油藏和層系，開發特征相似，為熱采水平井井網部署提供了依據。

在草20薄層超稠油開發中，水平井開發具有較強的可行性。一是已開發區塊成功表明水平井熱采可以獲取產能。該區塊油藏物性條件與稠油熱采開發標準對照如表1所示。已動用區塊已經投產運行較長時間，累計油汽比為0.5、產能超過4×105t，說明稠油熱采較為可行。二是地質狀況符合水平井井網部署要求。該區塊構造整體較為穩定，已動用區塊井網控制連通性強，垂直滲透率高于水平滲透率1/10時，水平井即可獲取比直井更好地開發效果，特別是部分區塊巖性特征較為疏松，縱向上滲透率較高，水平井熱采優勢更為明顯。三是已動用區塊水平井開發效果更好。在草20區塊己動用的油田區塊中，水平井投產時間相比直井更晚，但平均單井產能可達直井的1.5倍以上，水平井產液含水率平均在87%左右，而直井多在92%左右，所以相同條件同時期部署水平井更易提升區塊油氣采收率。

2草20薄層超稠油油藏水平井開發井網的部署

一是井筒在油氣儲層中的位置。要綜合考慮熱采蒸汽超覆作用、井筒水平段下部油氣儲層加熱效果和稠油自身重力作用等因素，考慮水平井在井筒中的位置。結合區塊試油開發和實踐參數，利用數模進行分析，發現水平井在油氣儲層中下部采出程度、儲層加熱率和產油量峰值均處于最高值，熱利用率較高，區塊未動用油氣儲層厚度多在6-8m范圍內，結合鉆采工藝實施需求，可將水平井部署在油氣儲層中部。

二是水平井的水平段長度。水平段是井筒增加與儲層接觸面積的重要部位，但過長易加大鉆采開發難度。在稠油熱采中，水平井蒸汽吞吐開發效果與蒸汽干度存在較強關聯性，水平段首段干度固定時，水平段越長則蒸汽熱損失越大，末端加熱效果就不理想，影響油井產能。所以，水平段要結合地質條件和鉆采工藝合理確定，數模分析表明，油井產油量、峰值油量和回采水率等在水平段超過300m后增幅變緩，所以，水平段長度以200-300m為宜。

三是水平井的井網井距。在區塊水平井布井方式選擇上，要確保水平段與油藏邊水推進方向垂直或存在一定夾角，并且要盡量遠離區塊西部斷層、北部邊水和東部已開發層系高含水帶。在草20區塊平3井和平1井開發中，井距186m時注采吞吐兩周期后發生汽竄，造成產液含水大幅上升、井口溫度上升。所以，水平井井距一般要在200m左右，對于油氣儲層厚度較薄的區塊，井距要適當加大，以250-300m為宜。

四是吞吐注采參數。結合己開發區塊水平井開發數據，確定了以下注采參數：在注汽干度上，為確保水平段末端加熱效果，要確保井深200m井段干度要在30%以上、300m井段要在40%以上，井口干度要在70%以上。在注汽速度上，速度越大會加大回采水率、降低蒸汽熱損失，但在20t/h左右時會達到峰值，結合區塊已投產水平井開發數據，確保區塊水平井注氣速度為20t/h，以17-23 t/h為宜。在周期注汽量上，注汽周期增多、采油量增加后，油汽比降低，但在注汽量4000-5000t區間時，采油量增幅趨緩，所以周期注汽量以4000-5000t為宜。在注汽壓力上，要確保壓力可促使蒸汽沿井筒和儲層孔隙前進，但要避免過大注汽壓力造成地層被壓裂，造成井筒損壞或井下事故，結合區塊地層承壓狀況，確定該區塊注汽壓力以16MPa左右為宜。在燜井時間上，該參數對儲層加熱范圍和熱能利用率存在一定影響，合理的燜井時間與儲層導熱性和注蒸汽總量存在關聯，根據區塊開發燜井時間數模分析，燜井時間以5-7d為宜。在最大排液量參數上，要在油氣儲層供液性能承受范圍內確定最大排液量為合理泵排量，確保油氣儲層可以在有效加熱時間內加快采收速度，提升蒸汽熱能利用效率，有效抑制地層水推進，根據數模分析，區塊單井最大排液量要控制在100t/d范圍內。

3結論

綜上所述，草20區塊屬于典型的薄層稠油油藏，具備巖性邊水油藏的特征，在掌握其開發特征基礎上，通過結合其開發特征合理進行熱采水平井井網部署和開發參數，提升區塊油藏開發成效。