超稠油水平井分层开发技术

周大胜，支印民，尹志成，孟 强，李玉君

（中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010）

引 言

辽河油田曙一区杜84块、杜229块位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡中段，含油目的层主要为新生界下第三系沙河街组兴隆台油层，沉积上为扇三角洲沉积体系，油藏埋深为550～1150m。50℃时，原油黏度为16.8×104mPa·s，属于典型超稠油油藏[1]。自1997年开始，该油藏采用2套开发层系、70～100m正方形井网直井蒸汽吞吐开发，层间部分互层状油层未得到有效动用，为解决该问题，对各油层组自上而下进行逐层分析[2]，建立“点—线—面—体”一系列对比方法，将杜84块细分为16个小层，杜229块细分为19个小层，在此基础上，开展水平井分层部署，进行井间、层间挖潜[3-4]，增强油层的动用程度，并形成了超稠油油藏多元化分层开发模式[5]。

1 互层状油层分层开发技术

1.1 油藏剩余油潜力

超稠油热采开发动用半径仅为70～100m，细化分层时，结合油井生产动态，对不同区域、不同油层采出状况进行分析，以单井油层数据为基础，根据有效厚度把储量劈分到各小层上，依据厚度及吸汽剖面把各井产油量劈分到各小层上，计算单井采出程度值并绘制出各小层采出程度等值图。油层发育与采出状况相结合，确定井间及层间剩余油分布区域。

1.2 部署经济技术界限

结合水平井实施效果及考虑投入产出关系［6］，建立了部署水平井极限可采储量计算公式:

式中：K为基建总投资,104元；i为贴现率；t为投资回收期,a；L为油价,元/t；B为吨油成本,元/t；NP为可采储量,t。

由超稠油油价与水平井极限产量关系可知，随着油价的升高、吨油成本的降低，单井极限可采储量逐渐降低。当油价为60美元/桶时，水平井极限产量为11759t。结合研究区域油藏数值模拟，油价在60美元/桶时，超稠油水平井水平段长度分别为300、400、500m时，平均单层厚度下限为4.9、4.3、4.0m，最终确定厚度大于4.0m，单井控储量在3.4×104t以上均可以进行水平井部署，该界限在近几年的部署中得到广泛应用。

1.3 经济技术界限优化

针对老油田中的水平井分层开发部署，还要考虑不同采出状况对部署水平井效果的影响，进行进一步部署界限优化［7］。以油井生产动态为基础，对不同采出状况下的油井投产效果进行分析，绘制出不同采出程度条件下，加密水平井蒸汽吞吐周期产油变化曲线图，及蒸汽吞吐油汽比变化曲线图（图1、2），统计发现，区域动用状况对加密水平井生产效果影响较大。区域采出程度大于25%的区域，实施的水平井1周期效果略好，但从2周期开始效果明显降低，主要原因是加密水平井实施区域已有一定的采出程度，油层已具备一定的温度场，压力较低，虽然初期即能获得产能，但难见高产周期，一般直接进入递减期。因此，对采出程度大于25%的区域，慎重部署加密水平井。

图1 不同采出程度水平井吞吐周期产油变化

图2 不同采出程度水平井吞吐油汽比变化

结合部署经济技术界限、目的层油层发育及动用状况，优化不同油层发育及采出状况下的部署界限［8］：①规则井网，井距在 70m左右,油层厚度大于 20m，且采出程度大于 25%的区域，慎重实施水平井井间加密，采取先期蒸汽吞吐，后期考虑SAGD接替的开发方式；②规则井网，井距为70～100m，油层厚度为10～20m，采出程度小于25%的区域，进行水平井井间加密，采取蒸汽吞吐的开发方式，局部区域考虑Ⅱ类SAGD或蒸汽驱开发；③不规则井网，井距在100m左右,油层厚度小于10m，采出程度小于15%，剩余单控储量大于部署界限的区域，进行水平井井间加密，采取蒸汽吞吐的开发方式。

2 多元化分层开发模式

2.1 分层开发模式应用

建立全新的多套开发层系、多种开发方式并存的多元化分层开发模式［9-11］。杜84块兴隆台油层由原来的上、下2套层系细化分为4套层系。其中，兴Ⅰ组厚层块状油藏，采用双水平井SAGD模式进行整体开发；兴Ⅱ组、兴Ⅲ组互层状油藏，采用水平井加密挖潜；兴Ⅵ组厚层块状油藏，采用直井与水平井组合SAGD模式开发（图3）。杜229块也由原来的上下2套层系，细化分为4套层系，其中兴Ⅱ组和兴Ⅲ组为互层状油藏，采用水平井加密挖潜和局部Ⅱ类SAGD开发；兴Ⅳ组和兴Ⅴ组油层发育连续、井网完善，采用蒸汽驱整体开发；兴Ⅵ组互层状油藏，采用水平井加密挖潜（图 4）。这样的开发模式不仅没有废弃原井网，而且选择了适宜的开发方式，使层系井网组合成系统，建立了多套开发层系、蒸汽吞吐、SAGD、蒸汽驱多种开发方式并存的多元化分层开发模式［12］，保证了整个油藏的有效动用，实现整个区块立体高效开发。

图3 杜84块超稠油分层系多元化开发模式

图4 杜229块超稠油分层系多元化开发模式

3 水平井优化设计研究

3.1 单砂体优化设计

曙一区超稠油油藏砂体发育连续性差，一些单砂体呈现局部小范围发育，通过开展单砂体水平井设计研究，将水平井挖潜设计在一个单砂体中，实现了由整体部署到局部挖潜。通过细化分层，结合油层厚度，寻找单砂体油层，进行精细地质研究，追踪单砂体发育范围，考虑砂体的平面展布形态、稳定性及周边直井动用情况，把轨迹设计在油层最厚的剩余油富集区，确保产能效果，实现井间挖潜的目的。

3.2 穿层优化设计

为充分动用剩余储量，突破传统部署设计理念，改变了水平井的部署设计方式。针对局部发育不稳定、不连续的砂体，单独一个砂体单控储量少的情况，对砂体进行优化组合，部署穿过多个砂体的水平井，实现储量有效动用。

3.3 轨迹优化设计

为了充分发挥水平井的优势，针对水平井入口和端点存在构造差的情况，对水平井轨迹进行优化设计，将入口点设计在构造低部位，充分利用构造差保证水平井效果。研究表明，超稠油水平井段越长，稠油在井筒内流动阻力越大，稠油在水平井筒内流动时的压力和流速分布如图5所示。图中：h为井筒内液柱高度，m；L为水平井段长，m；ph为井筒内液柱在水平段入口的压力，MPa；pwf为水平段入口的流压，MPa；pt为水平段端点的流压，MPa；Vh为井筒内液体流速，m3/s；Vwf为水平段入口液体流速，m3/s；Vt为水平段端点的液体流速，m3/s。

Darcy-Weissbach公式计算表明，水平井段长度为300～500m、稠油黏度在1000mPa·s时，从端部流至跟部压力损耗为0.5～2.0MPa。可见，水平井段端部生产压差小，会造成水平井端部压力高、跟部压力低，影响端部油藏原油向井筒的渗流。把水平段设计成上翘的轨迹，不仅可以有效降低水平段到入口点的压降损耗，而且还能增加稠油泵下深，从而增加沉没度，延长油井周期生产时间，提高生产效果。

4 水平井分层开发实施效果

截至2013年10月曙一区，共实施水平井84口，控制储量528×104t，预计增加可采储量158.4×104t。随着互层状油层水平井目的层厚度逐年变薄，水平段长度变短，生产效果虽然仅为厚层块状油藏水平井的 50%～60%，但周期产油达到 2000t以上，油汽比在 0.3以上，单井日产能力保持在22t/d以上，产能到位率也稳定在90%以上，仍能取得较好生产效果。通过分层开发，采油速度保持在2%左右，阶段投入产出比达到1:1.76，经济评价效益好［13］。

5 结 论

（1）加强油藏基础研究，开展细化分层，将开发层系细化至小层，结合各小层油层动用状况，落实水平井部署潜力。

（2）根据油藏开发实际，开展超稠油老区水平井部署经济技术界限研究。根据界限进行分层水平井整体规划部署实施，充分挖掘油藏潜力。

（3）超稠油穿层水平井和单砂体水平井等优化设计，实现了储量的有效动用。同时深入研究上翘型水平段轨迹的特点，充分发挥了水平井的优势。

（4）通过分层水平井实施，建立了多套开发层系、多种开发方式并存的多元化分层开发模式，实现高速高效立体开发。

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