低渗碳酸盐岩稠油油藏开发技术政策研究

黄广涛，陈政，吴永超，徐婷（中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083）

叙利亚A油田Shiranish油层为晚白垩世沉积的一套以灰岩为主的地层，厚度可达150m，该油藏属于中孔低渗孔隙型块状灰岩稠油油藏。油田开发中天然能量采收率低，层间和平面动用状况差异大，整体储量动用程度低。针对油田开发面临的主要问题，围绕着提高单井产量和采收率、提高储量动用程度，基于动态分析成果，运用数值模拟手段，开展低渗孔隙型稠油油藏开发对策研究，确定了油藏合理的开发对策［1］。

1 油藏基本地质特征

A油田上部白垩系Shiranish油层为目前最主要的油层，是一套厚度30～150m的灰岩稠油油藏，油藏埋深为1400～1700m。该储层为浅水高能环境下沉积的生物颗粒灰岩，储层物性受古构造影响，从西北向东南随着水体加深，储层物性变差，孔隙度18%～25%，渗透率4～159mD，属中孔低渗孔隙性储层。Shiranish油层原始地层压力13.79～15.17MPa，地层压力因数0.86～0.95。油层温度在49～50℃之间，地温梯度2.2℃／100m，属常温常压系统。

2 油田开发面临的问题

该油田1982年开始试采，主要采用水平井天然能量开发。油藏开发目前面临2个主要问题。一是天然能量开采，单井产量低、递减大，采收率低（2.7%～4.5%），难以实现有效开发；而热采先导性试验受油藏地质条件和工艺技术设备的制约，增产效果不理想。油藏主导的开发方式是天然能量开采，油田开发面临如何提高采收率的技术难题。二是目前井网下，平面动用状况差异大，开发井距大（200～250m），井间动用差。层间动用状况差异大，储层上部控制程度较高，但有效动用程度低，下部储层储量基本未动用；井网下的主区的储量动用程度为37.5%，整体储量动用程度低。储量控制和动用不好，储量利用率低，直接影响了油田的开发效果和经济效益。因此，如何提高油藏储量的动用程度也是至关重要的问题。

3 开发方式优化研究

3.1 开发方式优选

A油田Shiranish油层为深层低渗稠油油藏，从提高油藏采收率和争取在合同期内获得最大开发效益出发，需改变油藏开发方式，不能持续采用天然能量方式开采。

该油田自2006年实施蒸汽吞吐试验，共有22口井进行了现场试验。热采先导性试验表明，目前技术条件下，一些低产量的天然能量开采井，蒸汽吞吐后，产量有较大幅度提高，并能保持一定时间的相对稳产。数值模拟预测结果表明，持续蒸汽吞吐开发，可有效提高采收率，油藏采收率可达到9%～11%，较之天然能量开采提高采收率5%～7%。考虑技术指标和现场的可实施性，推荐蒸汽吞吐为该油藏有效合理的开发方式。

3.2 提高单井产量研究

油田开发井主要以水平井为主，在确定油藏合理的开发方式下，采用数值模拟技术，开展水平井井段长度和热采参数优化研究，以达到进一步提高单井产量的目的［2，3］。

3.2.1 水平井长度优化

考虑热采工艺水平，设计4种水平段长度200、300、400、500m的预测方案，进行注汽吞吐效果预测。4种方案的预测结果见图1。可以看出，水平井段越长，累计产油量越高。当水平井段大于400m后，累计产油量增幅减少。因此确定热采工艺技术条件下，水平井长度为400m。

图1 不同水平段长度累计产油量预测对比曲线

图2 注汽速度与累计产油量和油汽比的关系曲线

3.2.2 热采参数优化

针对西北块稠油油藏，开展了热采参数优化研究，如注汽压力、注汽强度、注汽速度、注汽干度、焖井时间、注采周期以及转开发方式时机等，推荐了Shiranish B稠油油藏蒸汽吞吐开采的参数组合［4～6］。

1）注汽压力 由于油藏储层渗透率低，加之受设备及工艺制约，井口注汽压力达不到设计要求，目前井口注汽压力大约为12MPa，注汽速度也低于设计要求，因此注汽质量和效果差。为了改善注汽质量，应尽量提高注汽压力和注汽速度，综合考虑现有设备状况，要求注汽压力提高到15MPa。

2）注汽速度 在确定注汽强度的基础上，设计了6种注汽速度的方案，分别为100、150、200、250、300、350m3／d。预测结果见图2，当注汽速度小于200m3／d，注汽效果明显变差，累计产油量相对较低；注汽速度大于250m3／d以后，其累计产油量及油汽比增量幅度减小。考虑油井埋藏深，为了减少热损失，推荐在合理范围内进行高速度注汽，推荐注汽速度为250m3／d。

3）井底蒸汽干度 设计3种井底蒸汽干度预测方案，即0.1、0.2、0.3。3个方案预测的日产油量和累计产油量对比结果显示3个方案预测指标差异不大。根据国内深层稠油油藏的开采经验，井底蒸汽干度达到0.3，蒸汽对流体就可起到较好的加热效果。因此建议通过一定的工艺措施，确保蒸汽干度尽可能达到0.3。

4）焖井时间 设计5个焖井时间5、6、7、10、12d预测方案。预测指标表明，焖井时间5～10d，预测指标非常接近；大于10d，指标变差。根据开发需求，在合理范围内，焖井时间越短越好，推荐焖井时间5d。

5）注采周期 设计5个注采周期4、6、10、12、24个月方案，模拟计算4年生产期内，不同注采周期长度开发指标的变化。预测结果如图3所示，结果表明，注采周期过短，注采频繁，生产周期相对较短，累计产量低、油汽比低。注采周期6个月，累计产油量最高，但油汽比稍低。综合考虑累计产油量和油汽比指标，推荐注采周期12个月。对于高黏区，为最大程度地提高累计产油水平，注采周期6个月。

采用水平井开采，水平井段长度400m，利用参数优化结果，达到高速快抽、热效率高的目的，通过数值模拟预测见图4，较参数优化前的采收率可提高0.6%，单井累计产油量增加了5300m3。

图3 不同注采周期的累计产油量和油汽比曲线

图4 注采参数优化前后蒸汽吞吐累计产油量预测曲线

3.3 提高储量动用程度对策研究

动态分析认为，Shiranish B油层整体储量动用程度偏低，主区动用37.5%，而西北高黏区仅动用13.5%。提高储量动用程度最直接方式就是井网加密。根据机理模型研究，低渗中黏油藏、蒸汽吞吐开采条件下，平面有效加热半径范围30～50m，含油饱和度变化范围60m，而A油田目前开发井距约200～250m。由此推断，油藏开发过程中，平面上油井还有进一步加密的可能性。

为了论证该油田平面井网加密可行性，选择西北块地质模型，设计4种开发井距100、150、200、250m，进行蒸汽吞吐开发指标预测，优选了油田开发的合理井距［7］。

不同开发井距蒸汽吞吐开发模拟的温度场见图5，蒸汽吞吐开发条件下，平面上有效加热半径为50～60m，与机理模型研究结论较为接近。在200m井距条件下，井间温度没有明显升高，而开发井距100m的情况下，井间加热效果好，部分井可形成热连通，储量有效动用程度高。目前井网条件下，开发井距约250m左右，开发井距大是储量动用程度低的主要原因之一。因此，开发井距可加密至100m，以有效地提高储量动用程度和采收率。

4 结论

1）数值模拟预测结果表明，持续蒸汽吞吐开发，可有效提高采收率，油藏采收率可达到9%～11%，较之天然能量开采提高采收率5%～7%。考虑技术指标和现场的可实施性，推荐蒸汽吞吐为该油藏有效合理的开发方式。

2）针对西北块稠油油藏，开展了热采参数优化研究，如注汽压力、注汽强度、注汽速度、注汽干度、焖井时间、注采周期以及转开发方式时机等，推荐了Shiranish B稠油油藏蒸汽吞吐开采的参数组合。

3）蒸汽吞吐数值模拟显示，开发井距加密至100m，可以有效地提高储量动用程度和采收率。

图5 不同开发井距蒸汽吞吐温度场对比图（2015年）

［1］万仁溥 .水平井开采技术 ［M］.北京：石油工业出版社，1995.

［2］刘慧卿 .油藏数值模拟方法专题 ［M］.东营：石油大学出版社，2001.

［3］郭万奎，廖广志，邵振波，等 .注气提高采收率技术 ［M］.北京：石油工业出版社，2003.

［4］李士伦，周守信，杜建芬，等 .国内外注气提高石油采收率技术回顾与展望 ［J］.油气地质与采收率，2002，9（2）：1～5.

［5］徐运亭，徐启，郭永贵，等 .低渗透油藏渗流机理研究及应用 ［M］.北京：石油工业出版社，2006.

［6］艾敬旭，王卫红，王经荣 .蒸汽吞吐井注采参数优化设计 ［J］.大庆石油地质与开发，2004，23（1）：60～66.

［7］杨胜来，李新民，郎兆新，等 .稠油注CO2的方式及其驱油效果的室内实验 ［J］.石油大学学报，2001，32（2）：62～64.