超稠油水平井增产措施研究

【摘 要】 辽河油田曙一区杜84块水平井规模实施后，水平井井数以及年产油量比例逐年增加，水平井已经成为公司稳产的关键。但随着水平井实施时间的增加，吞吐轮次升高，水平井开发中存在的水平段油层动用不均、与邻井汽窜导致热利用率下降的问题也逐渐突出，针对存在问题进行分析，通过措施、调整注采参数及改变吞吐方式，达到改善水平井吞吐效果的目的。

【关键词】 水平井 动用不均 措施 组合式注汽

1 区域概况

辽河油田曙一区杜84块兴隆台油层含油面积3.76km2。地质储量3661×104t。油藏埋深-650～-850m，平均有效厚度63.3m。平均孔隙度32.6%，渗透率1.55μm2。50℃地面脱气原油粘度16.8×104mPa·s，属超稠油。兴I-IV组为互层状边水油藏，兴VI组为块状底水油藏。原始地层压力7.5MPa，地层温度38℃。

截至2013年底，杜84块兴隆台油层投产水平井159口，累积注汽895.5×104t，累积产油353.4×104t，累积产水1204.9×104t，累积油汽比0.39，回采水率134.6%，采注比1.74。

2 水平井开发效果分析

2.1 水平井生产效果

杜84块水平井生产特点：周期生产时间长，周期产油量高、油汽比高、回采水率高。水平井实施效果与直井相比，周期产油约为直井的3～5倍，周期油汽比约为直井的1.0～1.5倍，周期回采水率约为直井的3～5倍。

2.2 水平井的动用程度

水平井投产前油层温度较低，在 40～50℃左右，原油流动能力较差，井间剩余油较多。水平井投产后，水平井所在油层的温度有大幅度升高，平均温度140～160℃，油层得到有效动用，提高了油层的纵向动用程度。

3 水平井开发存在的问题

3.1 水平段油层动用不均

实施水平井后，通过井下监测资料发现水平井水平段油层动用不均。统计80口井的井温监测资料得出，实施前水平段温度在45～55℃，实施后温度大于80℃的水平段长度占总长度的53～65%。且随吞吐轮次的增加，动用不均的程度呈现两极化，即高动用井段持续动用，低动用井段逐渐变差。水平段油层动用不均，水平井周期产油高峰期快速递减，效果明显变差。

3.2 水平井与直井汽窜，开发效果差

加密水平井部署在直井之间，挖掘井间剩余油。部分直井区域蒸汽吞吐开发时间长，采出程度高，井间已经形成汽窜通道。由于水平井生产层位与直井相当导致生产过程中受直井影响较大，且直井、水平井吞吐周期不易同步，所以开发过程中产生汽窜，导致蒸汽热损失，油井吞吐效果变差。

4 水平井生产效果差原因分析

4.1 油藏物性参数

（1）原油粘度。杜84块兴隆台油层50℃地面脱气原油粘度16.8×104mPa·s，属于超稠油，油层条件下基本没有流动能力，与普通稠油相比超稠油开采具有油层温度低、拐点温度高、启动温差大的特点，开采过程温度保持在70℃以上才能保证原油的流动性。

（2）油层厚度。影响油层热利用率的主要地质因素是油层厚度：厚层块状油藏，油层热损失小，热利用率高，生产效果好;中厚层状油藏，热损失大，热利用率低，生产效果相对较差。

4.2 注采参数

（1）注汽速度。小锅炉注汽，排量小，注汽速度低，经热损失软件计算，在井口蒸汽干为75%的条件下，井底干度仅为40%左右，大锅炉注汽，排量大，注汽速度高，井底干度可达到65%以上，水平井生产效果明显改善。

（2）注汽强度。在其他参数相同时，油井吞吐过程中周期注汽强度的高低表征油井单位体积油藏吸入热量的多少。一般地，随着注汽强度的增加，油井的周期产油量增大。但油井注汽强度也存在一个界限，如注汽强度过大，原油被推到远井地带，而油层能量本身较弱，被推到远井地带的原油难有效回采，油井的产量反而降低。

5 水平井增产措施研究与实施情况

由于油藏参数无法进行调整，因此主要通过措施调整水平段动用状况和调整注采参数和吞吐方式来增加蒸汽热利用率。

5.1 采用双管注汽措施增加水平段动用程度

双管注汽技术是将外、内注汽管柱的蒸汽出口设置在水平段不同部位，并根据温度剖面对位置进行合理调整，同时注汽，解决水平段动用不均的问题。

截至目前，特油公司规模实施双管柱注汽65井次，可对比50井次，平均单井阶段增油431t，油汽比提高0.06，日产能力提高2.8t/d。水平段动用程度平均达到83%，提高20%。水平井吞吐效果明显改善。通过水平段温度剖面可知水平段温度趋于均匀，动用程度明显增加，水平段动用长度平均增加115m，动用程度平均提高20%。

5.2 优化注采参数提高吞吐效果

运用数值模拟方法，可知相同的油层深度，注汽速度越高，进入井底的干度越高，说明注汽速度越大，相对热损失越小;相同的注汽速度下，随注入深度的增加，干度变小的趋势加快，说明相对热损失量增加。由此可知，加大注汽速度，优化注汽强度，有利于水平井筒吸汽加热的均匀，提高水平井筒油层动用程度。2006年起优化水平井注采参数，实施加大注汽量措施，累计实施290井次，目前周期结束205井次，平均单井增油890t。

5.3 实施组合式注汽吞吐方式提高蒸汽热利用率

组合式吞吐是把生产层位对应、热连通或汽窜程度较高、采出程度相对较高的油井整体注汽，以井组蒸汽吞吐代替单井吞吐，提高蒸汽热利用率，改善油层动用状况，驱替井间剩余油，提高吞吐效果。

截至目前，水平井累积实施组合式注汽710井次，累积注汽600t，累积产油210t，累积产水620t，油汽比0.35，回采水率103.6%，采注比1.39，与未实施组合式注汽吞吐之前对比，周期产油增加403t，油汽比仅下降0.05，生产时间增加，水平井递减速度减缓，达到了实施措施目的。

6 结语

（1）开发过程中主要问题是水平段动用不均，井间剩余油动用程度低。其次与同层位井注汽干扰，蒸汽热利用率下降。

（2）针对水平段动用不均采取双管注汽措施改善水平段动用不均的情况，针对蒸汽热利用率实施组合式注汽并优化注采参数，提高蒸汽热利用率。

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作者简介：唐亮（1979—），男，工程师，2002年毕业于石油大学（华东）石油工程专业，现从事油田开发工作。