王 运 清

(中国石化江汉油田分公司采油气工程技术服务中心，湖北 潜江 433123)

试采是衔接前期地质勘探与后期油田开发的重要环节，试采成功与否直接决定所在工区后续发展[1]。合理的试采方式与配套工艺不仅关系着试采成功与否，也关系到后续试采资料收集的准确性。中国稠油资源丰富，但储层物性与油藏性质差异较大。当前稠油开发主要有热力开采，化学降黏剂辅助与常规裸眼完井冷采等方法[2-4]。

成熟稳定的水平井技术已经被广泛运用于油田开发领域，其在致密油开发领域与分段压裂技术结合使用，能极大地提高单井产量[5]。本次研究基于春光油田春17区块白垩系KⅣ2-3小层水平井试采实例进行综合评价，重点对试采特征及不正常水平井的原因进行分析，为后续开采提供参考。

1 油藏地质特征

根据钻井结果，在春17区块北部的春17-9井区、中部春51井区和南部钻探井区，砂体较发育，有利砂体普遍存在夹层，砂体平均厚度发育在7.0 m以上。油井在KⅣ2-3小层的含油井段长4.0～10.0 m，油层平均厚度大于3.0 m。油层埋藏深度为900～1 100 m，含油高度在16～200 m。相对于东部稠油热采区块，油藏埋藏深度相对较深[6]。油层温度下脱气原油黏度在34 542.95～61 051.20 mPa·s，原油性质属特—超稠油。研究区岩性以细砂岩、含砾细砂岩和粉砂岩为主，磨圆度为次棱—次圆状，分选中等—好，属特高孔高渗储层。油层段原始地层压力为9.04～10.87 MPa，地温梯度为2.96 ℃/hm，油层温度为41.64～46.97 ℃。常规试油表明，白垩系KⅣ2-3小层为稠油层[7-9]。

2 水平井试采特征

水平井开采技术是20世纪90年代发展起来的低成本高效率的油气藏开发手段。与直井相比，其成本增加了17%，采收率增加了52%～67%，若与酸化压裂手段复合运用，其采收率最大可增加90%[10-12]。

截至2014年3月底，春17区块KⅣ2-3小层已完钻水平井21口，其中19口井开展蒸汽吞吐。目前有相对较长生产时间的水平井8口，平均开展常规蒸汽吞吐2个周期，日产油量峰值在7.0～19.6 t，日均产油量5.2 t(见表1)。

2.1 正常水平井生产特征

目前，处于第1周期的吞吐井在KⅣ2-3小层的有效厚度主要分布在2.0～3.0 m，日产油量峰值在7.5～15.4 t，初期平均日产油5.8 t。目前，第1周期已结束的仅K436-34H井，该井第1周期吞吐93 d，阶段日均产油5.6 t，周期产油521 t，平均油汽比0.26。

分析KⅣ2-3小层正常生产的水平井注汽量与初期日产油量散点图(见图1)，发现水平井注汽强度从5.5 t/m增加到10.6 t/m时，日产油量呈上升趋势。由于注汽量取值范围有限，且生产日期较短，初步判断第1周期注汽强度大于等于7 t/m较为合理。由此可见水平井开发效果与注汽强度相关性好[13]。

表1 春17区块KⅣ2-3小层正常生产水平井生产现状统计表

图1 正常生产的水平井注汽强度与初期日产油量散点图

2.2 水平井不正常生产的原因

目前开展蒸汽吞吐试采的19口井中，11口井因钻井工程、工艺配套、采油和地质认识的原因，导致油井不正常生产。其中受钻井工程影响井3口；工艺配套影响井2口；采油影响井3口；地质认识不清影响井3口。

2.2.1 钻井工程影响

在春101E—春21区块以南区域KⅣ2-3小层上部的KⅣ4小层砂体发育，该层综合解释为水层，水层厚2.0～5.6 m；其与KⅣ2-3小层间的隔层岩性为钙质砂岩和泥岩，厚度为0.6～4.0 m。由于隔层厚度薄，钻井时受轨迹控制不准，造斜段在KⅣ4水层固井质量差，致使3口水平井(K436-30H、K437-28H、K437-30H)投产后产液量高、含水率高。

2.2.2 工艺配套影响

在KⅣ2-3小层投产的水平井，部分未配套井筒降黏及举升工艺，部分配套降黏措施的油井未能及时注汽，导致降黏工艺失效，油井投产后由于加热半径小，导致油井动液面低，生产能力差[14-16]。如K437-36H井于2014年1月19日注入N2和降黏剂，2014年2月7日开始注汽，降黏和注汽时间间隔长，导致地层降黏效果变差，地层无液量；K435-28H井于2013年12月21日注入N2和降黏剂，2014年1月12日开始注汽，降黏和注汽时间间隔长，导致地层降黏工艺效果变差，日产液量稳定，日产油量不稳定。

2.2.3 采油工艺影响

春17区块正常水平井注汽压力一般在18.0 MPa以上，部分井注汽压力低，致使井底干度不够，导致注汽效果差，如K437-40H注汽压力在15.8～17.6 MPa，闷井2 d后开始抽油，出油温度为75 ℃，出油2 d后温度降至40 ℃左右，无液量产出；油井开抽后出油温度低，深井泵举升受阻，出现泵卡，使得油井停产，如K436-22H井由于卡泵生产时率低。

2.2.4 地质认识影响

春17区块KⅣ2-3小层部分区域由于井控程度低，靠近不整合面的油层非均质性和含油性认识不清，水平井投产后生产能力差[17]。如K435-26H、K435-30H和K435-32H，距离不整合面100～320 m，含油饱和度为25%～30%，孔隙度为26%。

3 试采意义

根据春2-200等5口井的黏温关系(见图2)可知，原油黏度随温度变化敏感，温度每升高10 ℃,原油黏度下降幅度在60%，有利于热采开发。试油试采分析结果表明，白垩系KⅣ2-3小层采用注蒸汽开发方式，油层有效厚度为2～3 m的水平井初期平均日产油量达5.8 t，具备工业产能[18]。

调研国内外稠油油藏热采资料结果表明：稠油油藏蒸汽吞吐采收率在15%～25%，蒸汽驱采收率在50%～60%[19]。河南古城油田泌浅10区浅层特超稠油井距为70 m×100 m，油层厚10 m，蒸汽吞吐采收率26.67%，蒸汽驱采收率比蒸汽吞吐采收率高18%；百口泉油田浅层普通稠油，油层厚6.3 m，蒸汽吞吐采收率19.2%，蒸汽驱采收率比蒸汽吞吐采收率高17.3%。总之，稠油蒸汽驱采收率较蒸汽吞吐采收率平均高18.0%，说明对于油层厚度大于5 m的稠油油藏，蒸汽驱是提高采收率的主要手段[20]。

图2 春17区块白垩系油藏原油黏温关系曲线

综上所述，春17区特—超稠油采用注蒸汽开发也可以取得好的开发效果，因此该区块适于采用蒸汽吞吐开发和“局部吞吐+蒸汽驱”开发。针对本区油层厚度大于5 m的区域前期采用蒸汽吞吐，后期适时转注蒸汽开发，对于油层厚度小于5 m的区域采用蒸汽吞吐开发。

4 结 语

春光油田春17区块水平井成功试采有效衔接了前期地质勘探与后期油田开发，为后续开发方案的制定提供了参考。

春17区块水平井试采峰值日产油量达8 t以上，水平井开发效果与注汽强度相关性好。通过试采生产动态特征分析证明该区水平井开展蒸汽吞吐是可行的，只是在后续开发时应加强相关工程施工质量并不断完善工艺配套。