中深薄层边际稠油油藏开发动用研究<br/>——以春光油田春10井区为例

中深薄层边际稠油油藏开发动用研究
——以春光油田春10井区为例

2015-04-06龙卫江梁超贤百宗虎彭彬彬

石油地质与工程 2015年1期

关键词：蒸汽驱直井井区

龙卫江，梁超贤，百宗虎，曹辰，彭彬彬，韩璐

(中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450018)

中深薄层边际稠油油藏开发动用研究
——以春光油田春10井区为例

龙卫江，梁超贤，百宗虎，曹辰，彭彬彬，韩璐

(中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450018)

春光油田春10井区特稠油油藏是一个典型的边际稠油油藏，具有油层埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油层位少的特点，采用常规的开发动用技术难以实现油藏的经济有效开发。自2011年以来，通过开展水平井开发经济技术政策界限研究，确定了以水平井为主导、采用蒸汽吞吐+蒸汽驱的开发方式整体动用该区568×104t稠油储量的开发思路，成功在该区部署实施99口水平井，预计新建产能16.6×104t，取得了良好的开发效果。

春光油田；边际油藏；中深薄层；特稠油开发

1 地质特征

春光油田春10井区区域构造上属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元，构造简单，总体上地层为一近东西走向、倾角3°的单斜构造；储层岩性以褐色含砾细砂岩为主，平均孔隙度29.6%，渗透率1.76 μm2，储集条件较好。含油层位主要为沙湾组II2、II1小层；平均油藏埋深为960 m，平均有效厚度为5 m，油层温度下脱气原油黏度为22 517 mPa·s，地面脱气原油密度为0.965 1 g/m3。总体来说，是一个典型的边际稠油油藏，具有埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油层位少的特点。

2 开发难点

春10井区稠油油藏的特点是“深、薄、稠、少”，在开采中存在的主要问题有：

(1)油藏中部深度平均为960 m，为中深层，采用常规的蒸汽吞吐、蒸汽驱等浅层稠油开采技术开采注汽压力大，注汽热损失大，热利用率低，经济效益差；

(2)由于油层厚度薄,地层散热快，注汽时蒸汽向盖层和底层散失的热量多，热损失大，注汽质量差,热采有效期短；同时，油层厚度薄，单位面积控制储量少，产量低，经济效益差；

(3)原油黏度大，原油在地层和井筒中流动困难，需要降黏措施，增加开发成本；

(4)含油层位少，仅沙湾组II2、II1两个含油小层，采用常规的直井组合开采，经济效益差。

综上分析认为，经济性是制约该区开发动用的主要因素。

3 开发动用研究

3.1 单井经济极限产量

单井经济极限产量是指在一定的技术、经济条件下，油井在经济评价期内的累积产值等于同期的投入之和[1-2]。

新井的经济极限产量计算公式为：

式中：Q0——经济极限产量， t；D——单井每米钻采成本，元/米；H——单井完钻井深，m；ID——单井地面建设投资，元；P——原油价格，元/t；α0——原油商品率，小数；C0——单位操作成本，元/t。

按照新井经济极限产量计算公式，春光油田水平井、直井单井每米钻采投资分别为5 098元/m和3 957元/m，水平井和直井单井地面投资均为290万元，平均单位操作成本取值1 719元/t，计算不同油价下水平井新井和直井新井经济极限产量。当原油价格70$/bbl时，水平井和直井新井经济极限产量分别为6 719 t和4 471 t；当原油价格80$/bbl时，水平井和直井新井经济极限产量分别为4 932 t和3 238 t。

3.2 开发方式[3-6]

(1)春10井区原油油层温度下脱气原油黏度为22 517 mPa·s，原油相对密度0.9651，按照稠油分类标准，该区适合注蒸汽开发。

(2)根据该区黏温曲线测定，原油黏度随温度变化敏感，温度升高10℃原油黏度大约下降1/2～2/3，有利于热采开发。

(3)水平井热采后取得了较好的效果，单井产量是直井的2～3倍。

(4)蒸汽驱是提高浅层稠油油藏采收率的主要手段，国内外稠油油藏的热采情况调研结果显示：稠油油藏蒸汽吞吐采收率在15%～25%，蒸汽驱采收率在35%～60%。河南古楼油田泌浅10区采用70×100 m井距生产，吞吐采收率为24.5%，蒸汽驱采收率为52.0%，提高采收率27.5%；辽河齐40块采用70 m×70 m井距生产，吞吐采收率24.8%，蒸汽驱采收率55.0%,提高采收率30.2%；美国科恩河油田蒸汽驱采收率为62.8%，印度尼西亚的Duri油田蒸汽驱采收率55%。稠油蒸汽驱采收率较蒸汽吞吐采收率平均提高28.8%，说明对于稠油油藏来说，蒸汽驱是提高采收率的主要手段。

因此为了使该区边际稠油油藏经济有效开发，前期采用蒸汽吞吐快速拿油，待地层形成热连通后需适时转蒸汽驱开发提高经济效益。

3.3 井型

水平井开采稠油具有以下几个方面的优点：

(1)可以大井段钻开油层,大幅度增加重力泄油面积,能在较低的油藏渗流速度下达到较高的油井产量,利于高速开发;

(2)水平段生产压差较小,可以有效防止底水锥进,并减缓地层出砂;

(3)水平井生产井段长,泄油面积大,对于稠油注汽热采可增大热波及体积、产量高。

鉴于水平井的优点同时考虑到本区水平井生产效果好于直井，是直井的2～3倍，且该区含油层位少适合水平井开发，因此井型选择水平井。

3.4 井网

目前已知的井网形式有排状井网、环状井网和面积井网三种形式。由于本区油层原油性质属特稠油，流动性差，三种井网形式中面积井网有利于油井受效，同时鉴于五点法井网在汽驱阶段易于调整，因此本区主要考虑五点法井网，并根据油藏及试油试采实际情况初步确定了下列2种水平井井网：①第1种井网为水平井五点法井网，其水平井方向均为x方向，其蒸汽驱阶段注汽井与生产井交错排列；②第2种井网为水平井五点法井网，其水平井方向均为x方向，其蒸汽驱阶段注汽井与生产井正对排列。

为了进一步论证2套井网到底哪套更适合该区的油藏，春10井区应用数值模拟模型预测了2套井网的生产效果。根据预测结果，井网2的采出程度和净产油最高,经济效益较好，因此推荐第2套井网形式水平井五点法(注汽井和采油井呈正对分布)。

3.5 井距

春10井区利用数模分别计算了80、100、120、140、 160和180 m井距下的生产效果，累积产油量均达到了经济极限产量，具有经济效益；随着井距的增大，采出程度先增加后降低，累计油汽比先增加后下降，各种指标表明120 m井距时最终采出程度和累计油汽比较大。

3.6 排距

春10井区利用数模分别计算了100、120、140、 160和180 m排距下的生产效果，累积产油量均达到了经济极限产量，具有经济效益；随着排距的增大，采出程度先增加后降低，累计油汽比先增加后下降，各种指标表明140 m排距时最终采出程度和累计油汽比较大。

3.7 水平段长度

注蒸汽热采水平井存在着直、斜段井筒热损失和水平段吸热而造成的末端加热效果变差的影响。受油藏条件、注汽、采油工艺条件的限制，对于油层深度、厚度和原油黏度不同的油藏，水平段长度并非越长越好，而是存在一个最佳水平段长度。热采水平井水平段过长时，注入的蒸汽干度、温度和流压损失增加，远端加热效果变差。春10井区应用数值模拟模型分别计算了100、150、200、250、300 m水平段的生产效果，累积产油量均达到了经济极限产量，具有经济效益；随着水平段长度的增加，采出程度和累积油汽比逐渐增加，增加到200 m时增幅减小，主要是由于井筒摩阻和热损失的存在，随着水平段的增加，水平段内的蒸汽干度是减小的，水平段增加到一定长度，其对产量的贡献在逐渐减小，但产量仍在增加。数模研究表明200～300 m水平段长较合适。

4 应用效果

春10-1H井是该区完钻的第一口注蒸汽吞吐水平井，累积注降黏剂40 m3，氮气4 230 m3，蒸汽1 543 m3，平均注汽压力16.9 MPa，注汽速度142 m3/d，初期日产油15.7 t，含水29.5%，第一周期共生产91.2 d，峰值产油20.2 t/d，累积产油量804.5 t，累积产水209.5 t，综合含水20.6%，油汽比0.52;第二周期共生产246 d，峰值产油21.2 t/d，累积产油量2110.5 t，累积产水479.1 t，综合含水18.5%，油汽比0.88，开发效果较好。