浅层稠油油藏水平井动用程度分析及措施效果评价

马鸿,杨柳,杨智,杨凤祥 (中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000)

刘衍彤 (新疆新易通石油科技有限公司,新疆克拉玛依834000)

浅层稠油油藏水平井动用程度分析及措施效果评价

马鸿,杨柳,杨智,杨凤祥 (中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000)

刘衍彤 (新疆新易通石油科技有限公司,新疆克拉玛依834000)

以新疆油田浅层稠油油藏水平井规模开发区为主要研究对象,综合运用储集层特征、生产测试、生产动态等资料,结合数值模拟研究成果,对水平井动用程度进行研究。结果表明,稠油水平井水平段动用不均衡的主要影响因素有:油层非均质性、油层钻遇率、注汽方式、水平井轨迹位置、汽窜等,利用分段注汽、均匀布汽、高温封堵、组合注汽、直井+水平井组合吞吐以及转换开发方式等可以改善水平井动用程度,进而提高稠油油藏水平井采收率。

克拉玛依油田;稠油油藏;水平井开采;开发效果;动用程度;开发方式

新疆油田浅层稠油油藏水平井规模应用从2007年开始,应用油藏类型多、规模不断扩大,产能比例不断增加。目前水平井采用蒸汽吞吐开发,随着生产时间的延长,不同类型油藏的水平井表现出不同的开发效果,且半数以上水平井进入吞吐后期,递减快,稳产难度大,如何有效改善水平井吞吐后期的生产效果[1～6]是目前稠油油藏水平井老区稳产的关键问题,而提高水平井水平段动用程度是改善水平井生产效果的首要问题。以油藏工程与数值模拟相结合的方法,对水平井动用程度进行分析评价,找出影响水平井开发效果的主要因素,并对改善水平井吞吐的措施效果[7～10]进行了分析评价。

1 水平井吞吐开发效果评价

截至2012年12月,新疆油田稠油油藏水平井整体开发区共有9块12个油藏,合计有水平井526口。按岩性统计,砂岩油藏井数占76%,砂砾岩油藏井数占24%;按原油性质统计,超稠油井占50%,普通稠油井占33%。水平井吞吐开发生产特征表现如下。

1)不同油品类型水平井周期生产效果差异较大 普通稠油油藏水平井第1周期产油量约是特稠油油藏水平井的1.5倍,是超稠油油藏水平井的2.5倍。周期油汽比普通稠油油藏水平井是特稠油油藏水平井的1.7倍,是超稠油油藏水平井的3.3倍。

前8周期累计产油量,普通稠油油藏水平井最高,单井平均达7000t以上,特稠油和超稠油油藏在6000t左右。累计油汽比普通稠油油藏水平井为0.32,特稠油的为0.27,超稠油的为0.23。

2)直井与水平井组合开发效果好 就目前的统计规律而言,直井+水平井组合开发效果好于直井或水平井单独开发,其采收率高于直井开发区1%～6%,并且油层厚度越大,其效果越明显(表1)。

表1 不同布井方式条件下采收率对比

3)水平井大多进入吞吐中后期,吞吐采收率较低 2006～2007年投产的水平井区块,单井日产油量低于1t、油汽比低于0.1的井逐轮增加,继续吞吐经济效益差。根据各区块水平井周期生产规律,结合经济评价指标,预测了各区块水平井采收率,砂岩普通稠油油藏水平井采收率为25%～39%,特稠油的在25%左右,超稠油的为10%～20%。

4)水平段动用程度差异大 从水平井温度剖面统计来看,水平段动用程度＜25%、25%～50%、50%～75%、＞75%的井数分别占18.7%、23.5%、12.6%和45.2%,不同水平段动用程度下单井产油量差异较大(图1),如何提高水平段动用程度是提高水平井整体开发效益的关键。

图1 水平段动用程度与产油量关系图

2 影响水平井动用程度的因素分析

1)油层非均质性的影响 渗透率高的水平段动用程度高。典型井水平段钻遇率100%,倾角90°,水平段A点(跟端)、中点、B点(趾端)渗透率分别为1525、1511、3375m D。从该井测试温度剖面看,水平段温度从A点55℃逐渐上升到B点80℃,物性好的B端动用程度高,其生产动态也显示出,吞吐前期生产效果较好,第3周期后周期产量及油汽比递减快,整体采出程度较低。

图2 11017井轨迹及拟合期末含油饱和度剖面图

2)水平井油层钻遇率的影响 油层钻遇率变化较大的水平井主要集中在油层较薄、且地层构造变化较大的区域。典型水平井水平段长度201.4m,实际钻遇油层水平段仅122m(A点至中点部分),油层钻遇率仅60.6%,温度测试剖面显示,从A点至B点温度逐渐下降,从70℃下降到45℃左右,受油层钻遇率影响,其周期生产效果也较差。

3)水平井水平段倾角的影响 11017井水平段钻遇油层情况显示,其水平段斜穿整个油层,水平段倾角较大,从拟合期末的温度剖面及含油饱和度剖面显示,高点 (B点)油层动用较好,而低点(A点)油层动用程度较差 (图2),该井的整体吞吐效果较差。

4)水平井注汽方式的影响 目前水平井主要采用主、副管同注方式进行注汽,主管注汽通道距A点50m左右,副管位置一般距B点(井底)20m左右,水平段热量分布在剖面上形成了A点处大, B点处小,水平段中部为前大后小细长状非对称 “哑铃型”形态。

根据温度剖面分析,主管注汽,有效吸汽井段为水平段的前2/3井段,而主副管同时注汽,温度剖面形态与副管的位置有关,副管下入A点附近注汽,水平段有效吸汽井段在副管末端前后约50m井段,副管在B点附近,温度剖面显示A、B点附近为高温区,副管下入水平段中部,水平段整体动用较好,动用较均匀。

5)汽窜影响 由于浅层稠油油层物性较好、胶结疏松、水平段渗透率各向异性,因此,注蒸汽过程中蒸汽易沿高渗通道流动,与周围直井或水平井发生汽窜,使得水平段动用程度降低。

典型汽窜井水平段钻遇率100%,水平段倾角90.9°,水平段A点、中点、B点渗透率分别为2550、2100、3175m D,整体渗透率高。采用主、副管同时注汽,该井于2008年6月8日焖井,6月21～6月24日受邻井注汽干扰影响,井口温度达125℃续焖,期间6月23日进行了温度剖面测试,从该井测试温度剖面 (图3)看,水平段温度中部高、两端相对较低。受汽窜干扰的影响,1～2周期生产不正常,周期吞吐效果较差。

图3 典型汽窜水平井温度剖面图

从上面的分析可以看出,不同类型水平井受各种因素综合影响,水平井生产效果差异大。总体上油层钻遇率高,水平段储集层物性差异小,水平段倾角较小的水平井生产效果较好。

3 改善水平井动用程度的措施效果分析

1)改善储集层非均质性对水平段动用程度影响的措施效果 为了改善储集层非均质性对水平段动用程度的影响,已开展分段完井、副管打孔注汽、布汽短接均匀注汽、调整副管注汽等多项试验,分段完井、调整副管注汽措施的吞吐生产效果较好(表2、图4)。

利用数值模拟方法,开展了移动副管、分段注汽、高温封堵等方案对水平段动用程度及开发效果的影响研究,结果见图5,与基础方案相比,分段注汽水平井生产效果最好,其次为移动副管注汽,高温封堵对水平井生产效果改善程度虽然不如前两个方案,但在一定程度上也改善了水平井水平段的动用程度。

表2 分段完井注采试验周期生产指标统计表

图4 调整副管井吞吐生产效果图

2)汽窜控制措施效果 为了改善汽窜对水平井生产的影响,近几年利用区域油井组合注汽开发方式有效地控制了汽窜,提高了蒸汽利用效率,有效改善了组合区域整体开发效果。组合注汽后,水平井汽窜井次比例由措施前的61%下降到措施后的32%,组合注汽井周期产油、平均日产油、油汽比分别是独立注汽井的1.4、1.2、1.6倍。

图5 不同注汽方式下水平井采出程度、油汽比对比图

3)转换开发方式措施效果 已开辟了一个普通稠油油藏水平井汽驱试验区,截至2013年12月,汽驱范围内7口水平井已全部见效,外围12口水平井中有9口也已经见效,汽驱采出程度9.9%,累计油汽比0.083。转驱后,试验区日产油由吞吐末的42.8t最高上升到108t,油汽比由0.07最高上升到0.12,产量递减明显减缓,取得了一定效果,为水平井转换方式生产提供了成功的经验。

数值模拟研究超稠油油藏转汽驱是可行的,直井间井距为80m,直井与水平井之间距离为50m,采用直井-水平井重力泄油汽驱,预测采收率为48.08%;水平井目前60m的井网蒸汽吞吐方式的最终采收率为21.6%,吞吐后转蒸汽驱采收率可达到32%～36%;当油层连续厚度大于10m,加密后采取30m井距重力泄油汽驱的方式时,蒸汽腔沿横向扩展较好,最终采收率可达到45%～48%。超稠油油藏直井-水平井汽驱试验区,转驱前日产油水平69t,阶段油汽比0.05,采注比0.37,转蒸汽驱1a,日产油水平、阶段油汽比、采注比分别提高到135t、0.2、0.94。

4 结论

1)水平段动用程度是影响水平井生产效果的重要因素,影响水平段动用程度的主要因素有:油层非均质性、油层钻遇率、注汽方式、水平井轨迹位置和汽窜。

2)分段注汽、移动副管注汽、高温封堵、组合注汽可以不同程度地改善水平井吞吐生产效果。

3)直井-水平井、水平井-水平井吞吐后转汽驱是改善水平井生产效果的有效途径。

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[编辑] 黄鹂

TE355.6

A

1000-9752(2014)12-0179-04

2014-08-02

中国石油天然气集团公司 “新疆大庆”建设重大科技专项 (2012E-34-05)。

马鸿(1971-),女,1993年西南石油学院毕业,高级工程师,长期从事稠油开发研究工作。