孙洪卫

（中国石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东东营 256606）

单家寺油田单2块沙一段特稠油油藏开发实践

孙洪卫

（中国石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东东营 256606）

针对单家寺油田单2块沙一段稠油油藏储层物性差，非均质严重，直井蒸汽吞吐产能低，经济效益差，直井套损严重等问题，运用油藏地质、油藏工程和数值模拟研究方法，进行了地质特征、开发动态以及提高采收率对策研究。结果表明，单2块沙一段存在三个韵律段，具有反韵律特征，底部以含油含螺生物灰岩为主，夹层局部分布，第二韵律段物性好；利用水平井和分支水平井转驱后可以提高采收率；通过井网井距、井型和开发方式的优化设计，提出了利用水平井开发主体部位，分支水平井开发储层边部，通过蒸汽吞吐转蒸汽驱大幅度提高采收率的思路，并取得较好效果。

单家寺油田；稠油油藏；分支水平井；蒸汽驱

“八五”和“九五”期间攻关研究成果提出的水平井筛选方法和标准［1］，指导了胜利油区水平井的设计与应用，取得了显著的开发效果。水平井作为油田开发的一种重要井型在老油田剩余油挖潜、边际储量动用、底水油藏开发等方面充分发挥了直井无法比拟的优势［2］。单家寺油田单2块稠油油藏是胜利油田最早投入开发的稠油油藏［3］，随着勘探开发时间的延长，开发矛盾日益突出，已投产的沙三段主力油层采出程度高，已接近蒸汽吞吐开发的极限，沙一段非主力油层由于储层及流体物性差，无法有效动用。本文针对单2块沙一段非主力油层开展油藏地质研究、井网井距井型优化研究，利用水平井、分支水平井改善沙一段开发效果。

1 精细地质研究

根据地震勘探、地质测录井等资料，落实了地层特征、构造断裂系统。综合岩性、古生物、电性等方面的特征，结合取心井资料，研究了油藏的沉积相发育、砂体分布、油层及隔夹层展布特征，建立了地质模型，提高了对单2块沙一段的地质认识，搞清了储层平面纵向展布、油水关系、层间隔夹层的发育状况以及原油物性、流变性特征等。

单2块沙一段构造形态是一个受下覆地层控制的具继承性的鼻状构造，含油面积1.1 km2，地质储量181×104t，采收率6.6%。沙一段油层自上而下进一步细分为3个韵律段：Es11、Es12和Es13，岩性以棕褐色油浸粉－细砂岩、含砾砂岩为主，夹含油含螺生物灰岩，局部见灰质团块。沙一段隔夹层主要为沙一段和沙三段之间以及沙一段各个韵律段之间的隔夹层。Es1与Es3砂体间隔层分布范围较广，全区发育。Es11与Es12、Es12与Es13韵律段夹层分布范围较小，仅在砂体边缘部位较为发育，平均厚度为2.6 m、2.7 m。根据取心井室内分析孔、渗参数统计结果，沙一段总体孔隙度分布范围15.8%～37.5%，平均29.3%；总体渗透率分布范围（41～3320）×10－3μm2，主要集中在（150～650）×10－3μm2。测井二次解释后，沙一段3个韵律段中，Es11韵律段平均孔隙度29.2%，平均渗透率518.8×10－3μm2；Es12韵律段平均孔隙度29.5%，平均渗透 率9 0 3.8×1 0－3μm2；Es13韵律段平均孔隙度29.2%，平均渗透率681.9×10－3μm2，Es12物性最好，Es11和Es13物性较差。

根据地面原油物性分析统计，沙一段地面原油密度0.968 5～0.995 8 g／cm3，地面原油粘度（50℃脱气）10 000～42 000 mPa·s，属于特稠油油藏。地面原油粘度由构造高部位向构造低部位方向增加，纵向上随着油藏埋深的增加，原油粘度和相对密度增加。

2开发效果分析及存在问题

2.1 开发效果分析

单2块沙一段1986年蒸汽吞吐试采，投产油井23口，其中单采井10口，与Es34合采井13口，皆因高含水、套管损坏等原因停产。根据油井生产情况，取得以下认识。

认识一：由于沙一段储层物性较差，东西区平均渗透率分别只有484.8×10－3μm2和589.8×10－3μm2，且储层非均质性严重，夹薄层生物灰岩，导致投产初期注汽压力高，单采井初期注汽压力平均在16～18MPa之间，新投产的单2平01井平均注汽压力18.7MPa。

认识二：投产直井具有一定产能，平均单井累油7 988t，平均单井日油能力6.98t。

认识三：水平井具有较高的初期产能。2010年完钻水平井单2平01井，平均日油能力19.5t，取得较好的开发效果。

认识四：初期产量递减大，生产井初期平均日油能力10.2t，产量初期递减大，平均月递减2.49%。

2.2 存在问题分析

沙一段生产井主要存在以下问题。一是管外窜严重。10口单采井中因管外窜高含水而停产井5口，占总井数的50%，停产前含水超过95%，影响开发效果较大。造成管外窜而高含水的主要原因是沙三段经过多年开采，1992年就已经高含水水淹，沙一段和沙三段间隔层薄，5口管外窜井的隔层厚度平均为2.68m，油井经过多轮次吞吐后，套管固井界面破坏，造成管外窜高含水停产。二是油井多轮次吞吐后，套损严重。套管损坏井3口，占总井数的30%。三是早期注汽质量不能保证。2000年前普通注汽锅炉的注汽干度只有61%～65%；采用亚临界锅炉注汽，周期注汽干度均能保证在70%以上，周期产油量和日油能力也得到改善。四是注汽强度大，单2块沙一段正常吞吐井平均单井周期注汽量在3 432t，平均注汽强度239.1t／m，最高达359.7 t／m，高于合理注汽强度150～200t／m，导致注汽热利用率偏低，平均油汽比仅0.33。

3 改善开发效果主要做法

单2块沙一段储层物性差，边部油层薄，原油粘度高，采用直井开发效果差，通过地质特征研究和试油试采认识，进行了直井开发沙一段效果评价，对比稠油开发筛选标准，找出直井开发存在问题和开发难点，结合目前工艺技术，重点开展了以下工作。

3.1 优化开发方式，确定蒸汽吞吐后转汽驱开发

合理的开发方式不仅可以实现油藏的有效动用，也是影响采收率提高的重要因素。通过对比蒸汽驱开发标准，认为单2块沙一段符合蒸汽吞吐转汽驱条件。同时结合目前稠油水平井开发技术，认为水平井与直井相比，油藏接触体积大，驱替更均匀，热效率较高。应用数值模拟模型预测了不同井型下吞吐到底和吞吐转汽驱两种开发方式的生产效果（表1）。结果表明，吞吐后转蒸汽驱的采出程度和净累油都要比吞吐到底的高。其中水平井吞吐后转蒸汽驱开发方式比吞吐到底可提高采出程度22.7%，同时从吞吐末和汽驱末剩余油饱和度场图看，汽驱末储量动用范围明显变大，动用程度较高，其中水平井组合方式蒸汽波及最为均匀，井间剩余油饱和度较低，采出程度最大。

表1 特超稠油油藏不同开发方式生产效果对比

蒸汽驱能否顺利实施，取决于转驱时的地层压力。国内外蒸汽驱成功条件是地层压力应在5MPa以下。应用数值模拟模型预测了水平井组合吞吐4周、5周、6周、7周、8周后转蒸汽驱的生产效果，随着转驱时机的推后，蒸汽驱采出程度呈现先增加后减小的规律，当水平井组合吞吐6个周期后转驱，采出程度达到最高值，汽驱效果最好，蒸汽吞吐6个周期之后，地层压力下降到5MPa以下，从地层能量角度考虑也应在吞吐6周期后转蒸汽驱。

由于Es12韵律段是本块主力层，水平井纵向位置集中在Es12韵律段，因此，将Es12韵律段纵向上细分为4个模拟层，Es11韵律段和Es13韵律段各一个模拟层，确定汽驱后注汽井和生产井纵向位置。通过对比采出程度和净产油量，注汽井处于Es12韵律段油层中部偏上位置，生产井位于Es12韵律段油层中部偏下最优。

3.2 紧密结合现场与理论，改直井为水平井开发

直井与水平井渗流机理不同决定两种井型在开采单家寺具有边底水的稠油油藏时有较大差异。采用直井开发，水侵以底水锥进为主，水侵速度相对较快；而采用水平井开发，由于生产压差相对较小，油藏水侵速度相对较缓，水侵方式以底水脊进为主［4－5］。对于单2块沙一段边水不活跃稠油油藏，但是纵向上沙三段已经水淹，馆陶组为油水间互层油藏，利用水平井开发可改变套管应力方向，使套管在油层内部水平段方向错动，有效防止管外窜，并且水平井油藏接触面积大，平均吸汽指数是直井的2.7倍，热损失率低，可有效提高吸汽能力，降低注汽压力，比直井降低热损失20%～30%，从而保证热采效果。

确定采用水平井开发后，井网的适应性直接影响开发效果。应用数值模拟模型预测了水平井－水平井组合的三种井网形式（排状交错井网、正对交错井网、正对井网）及水平井－直井组合的两种井网形式（直井正对井网和直井正对交错井网）的生产效果。水平井－水平井组合的正对交错的布井方式，吞吐阶段和汽驱阶段的最终采出程度和净累油最高。新钻井以水平井－水平井组合的正对交错的布井为主。

水平井井距直接影响到开采效果，距离过长，井间无法形成热连通，驱泄开采效果较差；距离过短，驱泄体积减小，也影响开采效果，同时井距受原油粘度、单井控制储量等因素的影响。针对该块油层厚度、储层物性的差异，采用不同的井距。结合本区油层厚度变化快的特点，重点计算了10、15、20m油层厚度下不同井距的开发指标，从井距与单储净累油关系曲线看，油层厚度越大，由于汽驱时间越长，合理井距逐渐减小。考虑实际油藏的非均质性，实际开发中15～20m厚度油层井距取80～100m，5～15m厚度油层井距取100～120m。

3.3 利用复杂结构井提高储量控制程度

通过水平井布井极限厚度的研究表明，水平井布井厚度大于5.67m时，累产油量才能大于极限经济产量。为了对油层厚度小于水平井布井极限厚度的边部区域进行有效动用，提高井网对边部储量的控制程度，针对该块进行了分支井优化设计。由于分支井增加了泄油面积，吞吐热采的产能较水平井高，因此分支井能降低布井的极限厚度；同时由于该块边部夹层较为发育，采用分支上翘穿过夹层，可以对纵向上储量进行均匀有效动用，避免夹层对水平井产能的影响。由于后期要转蒸汽驱开发，位于边部的分支井只能采用单侧分支井技术，在正对注汽井的一侧不打分支，在靠近边部不参与汽驱的一侧钻分支。

在论证侧分支开发可行性的基础上，对侧分支水平井进行了分支长度、分支数、分支与主支夹角以及分支纵向位置等参数确定。利用数值模拟技术，结合经济极限厚度、钻井投资、夹层分布，确定侧分支水平井布井区极限厚度4m，主支长度为200～250m，侧分支水平井分支数为2个，分支角度为20°，分支长度为120m，在有夹层区域，分支上翘穿层。分支水平井对比水平井具有提高边部和上部韵律段储量动用程度的优势，通过计算，增加动用储量27×104t，提高储量动用程度14.9%。

4 开发效果

根据以上研究，2011年单家寺单2块沙一段开始利用水平井与分支水平井组合的方式进行井网加密调整，部署总井数26口，其中新钻井21口（水平井14口，分支水平井7口），设计新增产能5.4×104t，方案分两年实施，2011年设计新井13口，（水平井10口，分支水平井3口）。截至目前，已经完钻8口，投产5口，初增日油101.2t，目前开井5口，日产油76.4t，含水59.4%，平均单井日油能力15.2 t，累计产油4 939t，取得了良好的开发效果，实现了单井产能和采收率的大幅度提高。新井的完钻投产，不仅改善了沙一段开发效果，还提高了井网对储量的控制程度，储量控制程度达到87.1%，预测采收率可以达到36.9%，提高了30.3%。

下步通过对分支改进，由侧向分支改为上翘分支，不仅可以减小纵向上非均质性对开发的影响，而且后期还可以转蒸汽驱。目前已经部署1口上翘分支井（单2支平8）。

［1］ 刘显太.胜利油区水平井开发技术［J］.油气地质与采收率，2002，9（4）：45－47.

［2］ 司大志.底水油藏水平井开发优化设计［J］.油气地质与采收率，2010，17（1）：93－95.

［3］ 李献民，白增杰.单家寺热采稠油油藏［M］.北京：石油工业出版社，1997：120－130.

［4］ 孟红霞，陈德春，海会荣，等.水平井分段射孔完井方案优化［J］.油气地质与采收率，2007，14（5）：84－87.

［5］ 万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术［M］.北京：石油工业出版社，1997：80－90.

TE345

A

2012－01－10

孙洪卫，工程师，1979年生，2001年毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，2007年毕业于长江大学石油与天然气开发专业，获得工程硕士学位，现主要从事油田开发工作。

李金华