辽河油田杜84块稠油油藏水平井开发技术研究及应用

孙振彪

（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦 124010）

辽河油田杜84块稠油油藏水平井开发技术研究及应用

孙振彪

（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦 124010）

辽河油田杜84块超稠油蒸汽吞吐开发中后期，伴随水平井实施规模不断扩大，开发矛盾日益突出，水平段动用不均一直是普遍存在的主要矛盾。分析认为水平段储层非均质性强、水平段蒸汽超覆、周边直井采出程度差异和注汽管柱工艺存在弊端是造成水平段动用不均的主要影响因素，为此，采取直平井组合吞吐、注化学药剂辅助回采和完善注汽管柱工艺技术，达到调整水平段动用不均、提高动用程度、改善开发效果的目的。

辽河油田；杜84块；水平井技术；注汽工艺

1 杜84块概况

辽河油田曙一区杜84块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段，含油面积6.2 km2，地质储量8 273×104t，纵向上发育3套层系，即馆陶油层组、兴隆台油层兴I－Ⅳ组和兴Ⅵ组，其中兴隆台油层组油藏埋深660～810 m，油层有效厚度20～80 m；平均孔隙度27.6%，平均渗透率1.92×10－3μm2；20℃地面脱气原油密度大于1.0g／cm3，50℃时原油粘度为（7.2～16.8）×104mPa·s；凝固点平均在25℃以上；原始地层温度为38～45℃，属中厚层状边底水超稠油油藏。随着蒸汽吞吐开发进入中后期，产量维持难度逐步加大，水平井开发为维持稳产日显重要。特种油开发公司自2003年开始规模实施水平井以来，截止2011年底共投产吞吐水平井159口，占总井数的13.4%，年产油近40×104t，占总产量的31.1%，产量所占的比重逐年增大。但是随着水平井规模实施的深入，水平井水平段动用不均的矛盾日趋突出。监测资料显示，水平井水平段动用不均的井约占80%，动用较差的水平井段约占总井段的1／2至2／3，水平段动用不均严重影响了水平井的生产效果。因此，为提高水平井开发效果，充分发挥水平井优势，亟待解决水平段动用不均问题。

2 影响水平井开发因素分析

2.1 水平段周边直井采出程度差异大

对于直井间加密部署的水平井，由于临近直井吞吐轮次参差不齐，注汽量多少不一，采出程度不同，蒸汽腔发育不均衡，直井温度场环境对水平段对应部位影响差异大，水平井水平段均匀动用程度受到影响。另外各直井与水平井间连通状况差异大，注汽时互相干扰或频繁汽窜，水平井注汽过程中蒸汽沿固有通道窜流，蒸汽波及体积小，造成产能损失，使水平段温度场、压力场、含油饱度场和剩余油分布均无规律，从而影响开发效果。以杜84－兴H65井为例。测试该井投产前基础温度，发现脚跟井段平均温度为105℃，该井段位置所对应的4口一线直井平均吞吐高达16轮，采出程度达到32%，蒸汽腔发育较大，波及体积大，因此对对应的水平井水平段部位温度影响大；而该水平井脚尖井段部位基础温度仅为40℃，该井段对应的4口一线直井平均仅吞吐了6轮，平均采出程度仅为18%，因此对对应的水平井水平段部位温度影响小。

2.2 水平段储层非均质性强

曙一区超稠油油藏具有近物源、快速沉积、结构胶结疏松的沉积特点，储层成岩性差，且含泥岩夹层，成熟度低，孔隙以粒间孔为主。由于岩石颗粒分选系数不同，油层纵向和层内物性差异大，非均质性强，高、低渗透层分布不均，尤其是水平段砂砾岩储层由多种岩性迭加连片，平面和纵向上岩性差异更大，非均质更严重。由于各水平井所处沉积部位不同，其沉积微相、水动力条件也有所差异，而且钻遇及射开井段长度大，穿越多种物性差异明显的岩性体，在一定注采压力梯度下注入的热流体易沿井间高渗透带过早连通形成干扰，在注汽过程中水平井与邻井发生井间干扰。通常水平段高渗透区方向锥体半径大，也是汽窜的主要方向。油层平面的非均质性，会使受热锥体半径呈不规则形态出现。水平段内不同部位油层物性存在差异，非均质性强，在蒸汽吞吐过程中吸汽强度存在差异，蒸汽沿水平段渗透率较高的部位容易突破，而导致水平段动用不均。如杜84－兴H75井，井段的最大渗透率为1.728×10－3μm2，最小为0.1925×10－3μm2，且含大段泥岩，非均质性异常明显。

2.3 水平段蒸汽超覆

由于控制井段长，受地层倾角和井眼控制轨迹等因素影响，部分水平井水平段倾角相对较大，受蒸汽超覆作用影响，注入蒸汽优先运移至水平段高倾角部位，而低倾角部位油层不能得到有效动用，因此水平段上部油层动用程度高，而下部油层动用程度低。特别是当油层渗透率纵向分布为正韵律分布时，油藏热效率更低。因为当渗透率为正韵律分布时，油层底部渗透率大，而水平段轨迹一般都设计在靠近油层底部位置，蒸汽进入油层后更容易向上部运移，使蒸汽上窜更加严重，不能更多地用来加热稠油，更容易导致水平段动用不均。

2.4 水平井注汽管柱工艺存在弊端

水平井普遍采用筛管完井，常规笼统注汽管柱工艺只有一个出汽口，大多靠近水平段脚尖部位，使水平段压力场分布不均，局部压力高，加上水平段过长（一般为200～500 m左右），湿蒸汽沿水平段从脚尖向脚跟流动扩散过程中，不断同油层进行热量和质量交换，导致蒸汽压力、热焓和质量逐渐递减，水平段沿程热损失较大，使远端加热效果变差；经过多轮次注汽，蒸汽会重复优先进入已被加热或原油枯竭的通道，造成水平段油层吸汽不均，影响水平井段的利用率。

3 对策研究与应用

3.1 直井与水平井组合整体吞吐技术

对于直井间加密的水平井与直井相互汽窜造成水平井水平段动用不均的问题，可利用直井与水平井间的汽窜关系，选择周围直井有顺序地参与注汽，并适当调整直井注汽量，调整蒸汽腔发育以及温度场环境，对相邻水平井水平段对应部位实行热力补充，使井组油层整体升温，提高水平井蒸汽波及体积，有效改善水平井剖面动用状况和生产效果［1］。如杜84－平43－44井组2周期注汽时，设计5口直井参与注汽，直井注汽量由平均2300t增加到3 000 t，直井与水平井组合整体吞吐，水平井井温整体上都有较大幅度提高，其中平43井水平段井温剖面显示由原来的脚尖动用差而变得平缓，水平段井温平均上升32℃，原来动用差的脚尖部位温度平均提高25℃；平44井水平段井温平均上升46℃，原来最低温度部位也提高27℃。水平井不仅水平段温度得到改善和提高，而且单井周期产油也大幅度增加，由上周期1 885 t增加到3 490 t，油汽比提高0.17。

3.2 水平井化学辅助吞吐技术

3.2.1 综合调剖技术

为解决水平井水平段由于受储层非均质性影响剖面吸汽不均的问题，采取段塞式注入氮气辅助无固相颗粒高温发泡剂的调剖技术，封堵水平段油层高渗透大孔道，防止汽窜，调整吸汽剖面。该技术解决了常规颗粒堵剂调剖手段受激光割缝筛管完井方式的制约和普通调剖剂的贾敏效应受发泡量及泡沫强度限制而调剖作用有限的问题［2］。该技术累计实施20余井次，从实施后井温监测曲线来看，起到了有效调整井温剖面作用，同时增油效果显著，平均单井增油量917 t，油汽比提高了0.16。

3.2.2 三元复合吞吐技术

同时向水平段油层注入高干度蒸汽、CO2和表面活性剂，其中高干度蒸汽加热水平段油层，降低原油粘度；CO2溶解并膨胀原油，降低原油粘度和界面张力，扩大蒸汽波及半径，形成溶解气驱等作用；表面活性剂通过形成微泡沫屏障体系，产生贾敏效应，封堵蒸汽窜流通道，调整吸汽剖面，发挥降粘助排等作用。该技术有效率高，平均单井增油可达800 t以上，连续实施效果好，成本较低［3］。如杜84－平46井，井温监测资料表明，第2周期水平段中部温度较高，脚尖基本没有变化，第3周期采取该技术，整个水平段剖面动用温度明显调整，脚尖温度平均升高35℃，而且水平段前三分之一温度明显升高，平均升高20℃，周期增油1 688 t，油汽比提高0.15。该技术累计实施134井次，平均单井增油826 t，油汽比提高0.13。

3.3 水平井均匀注汽工艺技术

3.3.1 分段注汽技术

分段注汽技术是为解决水平井笼统注汽普遍存在的水平段储层动用不均的矛盾，在常规笼统注汽管柱上安装封隔器、注汽阀、分配器和扶正器，进行分段有序独立注汽。根据油藏地质特征和井温监测资料显示的井段动用状况，在水平段注汽管注上采用封隔器将注汽管与筛管之间封隔，将笼统注汽的一个注汽腔分隔成两个或多个相对独立的注汽腔，通过优化设计注汽参数，投放配注球打开管内分配器，有针对性地对水平段分段实施注汽，并对封隔器位置、尺寸和注汽阀大小等进行优化设计，灵活实现两段或多段分注，调整水平段吸汽剖面，改善水平段油层动用不均状况，提高水平段动用程度，改善开发效果［4］。该技术累计实施20余井次，水平段温度剖面显示改善明显，平均单井周期增油793 t，油汽比提高0.13。

3.3.2 多段同注技术

多段同注技术是为解决水平井常规笼统注汽存在的水平段储层动用不均的矛盾，在现有笼统注汽管柱上安装封隔器、扶正器和注汽阀，对水平段进行分段同时注汽。根据油藏地质特征和井温剖面监测资料显示的井段动用状况，在水平段注汽管注上采用封隔器，有针对性地将注汽管与筛管之间封隔，将笼统注汽的一个注汽腔分隔成两个或多个相对独立的注汽腔，在各个注汽腔配置注汽阀，并优化设计注汽阀位置、数量、尺寸和注汽阀上孔眼数量以及注汽量等参数，利用注汽阀上孔眼数量多少进行调整进入各注汽腔的注汽量，有针对性地对水平段实施分段同时注汽，有效调整水平段吸汽剖面，提高水平段动用程度，改善开发效果。该技术累计实施10余井次，井温监测资料显示，剖面温度明显提高，平均提高35℃，平均单井增油682 t，油汽比提高0.09。

3.3.3 双管注汽技术

水平井双管注汽技术是通过在注汽井口增加1个四通，采取“双悬挂”的方式，在水平井井筒内下入φ114 mm保温管和φ48 mm无接箍油管，构成内外同心双注汽管柱结构，油套环空采用氮气隔热，管柱均下入水平段底部。根据水平段动用程度差异，注汽过程中通过调整内外管柱下深和通过地面流量调节阀灵活对井底2个出汽点流量分别调控，实现对水平段“脚跟和脚尖”不同位置同时注汽，并通过悬流器和混相器实现对内管和外管蒸汽的等干度分配，解决水平井段动用不均问题［5］。如杜84－兴H67井实施该技术，内管注入蒸汽4 730 t，外管注入蒸汽3 151 t，措施后该井水平段动用长度由195 m提高到了280 m，生产效果也得到明显改善，增油1 704 t，油汽比提高0.18。该技术累计实施90余井次，水平段温度剖面显示“脚跟和脚尖”温度调整明显，平均单井增油708 t，油汽比提高0.07。

3 结论

（1）直井与水平井组合整体蒸汽吞吐能够有效利用井间汽窜通道，维持井间压力平衡，有效抑制井间汽窜，减少蒸汽外溢造成产能损失，提高水平段蒸汽波及体积，调整水平段均匀动用程度。

（2）水平井分段注汽、多段同注和双管注汽工艺技术可以根据井温监测资料分析水平段动用状况，灵活调整水平段上出汽孔位置及注汽量，实现均匀注汽，提高注汽效率。

（3）水平井综合调剖技术能够有效封堵水平段高渗透层通道，迫使蒸汽进入水平段低渗透层部位，有效起到调整水平段吸汽剖面的作用，提高水平段动用程度。

（4）水平井三元复合吞吐技术能够有效补充地层能量，封堵高渗透层通道，辅助低渗透层吸汽，调整水平段吸汽剖面，提高蒸汽波及体积，降低原油粘度，增加驱油助排能力。

［1］ 杨胜利.多井整体吞吐在超稠油开采中的初步应用［J］.特种油气藏，2002，9（6）：16－17.

［2］ 管礼和.超稠油蒸汽吞吐调剖技术［J］.特种油气藏，2002，9（6）：57－59.

［3］ 刘忠祥.超稠油三元复合蒸汽吞吐技术［J］.特种油气藏，2006，13（增刊）：62－64.

［4］ 张守军.水平井分段优化注气技术及其应用［J］.大庆石油学院学报，2010，34（4）：62－66.

［5］ 赵红杰.双管注汽改善水平井吞吐效果机理分析［J］.特种油气藏，2009，16（增刊）：158－159.

TE345

A

1673－8217（2012）03－0076－03

2011－10－20

孙振彪，工程师，1982年生，2005年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事油田开发研究工作。

李金华