中深薄层边际稠油油藏开发动用研究——以春光油田春10井区为例

龙卫江，梁超贤，百宗虎，曹 辰，彭彬彬，韩 璐

(中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450018)

中深薄层边际稠油油藏开发动用研究
——以春光油田春10井区为例

龙卫江，梁超贤，百宗虎，曹 辰，彭彬彬，韩 璐

(中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450018)

春光油田春10井区特稠油油藏是一个典型的边际稠油油藏，具有油层埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油层位少的特点，采用常规的开发动用技术难以实现油藏的经济有效开发。自2011年以来，通过开展水平井开发经济技术政策界限研究，确定了以水平井为主导、采用蒸汽吞吐+蒸汽驱的开发方式整体动用该区568×104t稠油储量的开发思路，成功在该区部署实施99口水平井，预计新建产能16.6×104t，取得了良好的开发效果。

春光油田；边际油藏；中深薄层；特稠油开发

1 地质特征

春光油田春10井区区域构造上属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元，构造简单，总体上地层为一近东西走向、倾角3°的单斜构造；储层岩性以褐色含砾细砂岩为主，平均孔隙度29.6%，渗透率1.76 μm2，储集条件较好。含油层位主要为沙湾组II2、II1小层；平均油藏埋深为960 m，平均有效厚度为5 m，油层温度下脱气原油黏度为22 517 mPa·s，地面脱气原油密度为0.965 1 g/m3。总体来说，是一个典型的边际稠油油藏，具有埋藏深、厚度薄、原油黏度高、含油层位少的特点。

2 开发难点

春10井区稠油油藏的特点是“深、薄、稠、少”，在开采中存在的主要问题有：

(1)油藏中部深度平均为960 m，为中深层，采用常规的蒸汽吞吐、蒸汽驱等浅层稠油开采技术开采注汽压力大，注汽热损失大，热利用率低，经济效益差；

(2)由于油层厚度薄,地层散热快，注汽时蒸汽向盖层和底层散失的热量多，热损失大，注汽质量差,热采有效期短；同时，油层厚度薄，单位面积控制储量少，产量低，经济效益差；

(3)原油黏度大，原油在地层和井筒中流动困难，需要降黏措施，增加开发成本；

(4)含油层位少，仅沙湾组II2、II1两个含油小层，采用常规的直井组合开采，经济效益差。

综上分析认为，经济性是制约该区开发动用的主要因素。

3 开发动用研究

3.1 单井经济极限产量

单井经济极限产量是指在一定的技术、经济条件下，油井在经济评价期内的累积产值等于同期的投入之和[1-2]。

新井的经济极限产量计算公式为：

式中：Q0——经济极限产量， t；D——单井每米钻采成本，元/米；H——单井完钻井深，m；ID——单井地面建设投资，元；P——原油价格，元/t；α0——原油商品率，小数；C0——单位操作成本，元/t。

按照新井经济极限产量计算公式，春光油田水平井、直井单井每米钻采投资分别为5 098元/m和3 957元/m，水平井和直井单井地面投资均为290万元，平均单位操作成本取值1 719元/t，计算不同油价下水平井新井和直井新井经济极限产量。当原油价格70$/bbl时，水平井和直井新井经济极限产量分别为6 719 t和4 471 t；当原油价格80$/bbl时，水平井和直井新井经济极限产量分别为4 932 t和3 238 t。

3.2 开发方式[3-6]

(1)春10井区原油油层温度下脱气原油黏度为22 517 mPa·s，原油相对密度0.9651，按照稠油分类标准，该区适合注蒸汽开发。

(2)根据该区黏温曲线测定，原油黏度随温度变化敏感，温度升高10℃原油黏度大约下降1/2～2/3，有利于热采开发。

(3)水平井热采后取得了较好的效果，单井产量是直井的2～3倍。

(4)蒸汽驱是提高浅层稠油油藏采收率的主要手段，国内外稠油油藏的热采情况调研结果显示：稠油油藏蒸汽吞吐采收率在15%～25%，蒸汽驱采收率在35%～60%。河南古楼油田泌浅10区采用70×100 m井距生产，吞吐采收率为24.5%，蒸汽驱采收率为52.0%，提高采收率27.5%；辽河齐40块采用70 m×70 m井距生产，吞吐采收率24.8%，蒸汽驱采收率55.0%,提高采收率30.2%；美国科恩河油田蒸汽驱采收率为62.8%，印度尼西亚的Duri油田蒸汽驱采收率55%。稠油蒸汽驱采收率较蒸汽吞吐采收率平均提高28.8%，说明对于稠油油藏来说，蒸汽驱是提高采收率的主要手段。

因此为了使该区边际稠油油藏经济有效开发，前期采用蒸汽吞吐快速拿油，待地层形成热连通后需适时转蒸汽驱开发提高经济效益。

3.3 井型

水平井开采稠油具有以下几个方面的优点：

(1)可以大井段钻开油层,大幅度增加重力泄油面积,能在较低的油藏渗流速度下达到较高的油井产量,利于高速开发;

(2)水平段生产压差较小,可以有效防止底水锥进,并减缓地层出砂;

(3)水平井生产井段长,泄油面积大,对于稠油注汽热采可增大热波及体积、产量高。

鉴于水平井的优点同时考虑到本区水平井生产效果好于直井，是直井的2～3倍，且该区含油层位少适合水平井开发，因此井型选择水平井。

3.4 井网

目前已知的井网形式有排状井网、环状井网和面积井网三种形式。由于本区油层原油性质属特稠油，流动性差，三种井网形式中面积井网有利于油井受效，同时鉴于五点法井网在汽驱阶段易于调整，因此本区主要考虑五点法井网，并根据油藏及试油试采实际情况初步确定了下列2种水平井井网：①第1种井网为水平井五点法井网，其水平井方向均为x方向，其蒸汽驱阶段注汽井与生产井交错排列；②第2种井网为水平井五点法井网，其水平井方向均为x方向，其蒸汽驱阶段注汽井与生产井正对排列。

为了进一步论证2套井网到底哪套更适合该区的油藏，春10井区应用数值模拟模型预测了2套井网的生产效果。根据预测结果，井网2的采出程度和净产油最高,经济效益较好，因此推荐第2套井网形式水平井五点法(注汽井和采油井呈正对分布)。

3.5 井距

春10井区利用数模分别计算了80、100、120、140、 160和180 m井距下的生产效果，累积产油量均达到了经济极限产量，具有经济效益；随着井距的增大，采出程度先增加后降低，累计油汽比先增加后下降，各种指标表明120 m井距时最终采出程度和累计油汽比较大。

3.6 排距

春10井区利用数模分别计算了100、120、140、 160和180 m排距下的生产效果，累积产油量均达到了经济极限产量，具有经济效益；随着排距的增大，采出程度先增加后降低，累计油汽比先增加后下降，各种指标表明140 m排距时最终采出程度和累计油汽比较大。

3.7 水平段长度

注蒸汽热采水平井存在着直、斜段井筒热损失和水平段吸热而造成的末端加热效果变差的影响。受油藏条件、注汽、采油工艺条件的限制，对于油层深度、厚度和原油黏度不同的油藏，水平段长度并非越长越好，而是存在一个最佳水平段长度。热采水平井水平段过长时，注入的蒸汽干度、温度和流压损失增加，远端加热效果变差。春10井区应用数值模拟模型分别计算了100、150、200、250、300 m水平段的生产效果，累积产油量均达到了经济极限产量，具有经济效益；随着水平段长度的增加，采出程度和累积油汽比逐渐增加，增加到200 m时增幅减小，主要是由于井筒摩阻和热损失的存在，随着水平段的增加，水平段内的蒸汽干度是减小的，水平段增加到一定长度，其对产量的贡献在逐渐减小，但产量仍在增加。数模研究表明200～300 m水平段长较合适。

4 应用效果

春10-1H井是该区完钻的第一口注蒸汽吞吐水平井，累积注降黏剂40 m3，氮气4 230 m3，蒸汽1 543 m3，平均注汽压力16.9 MPa，注汽速度142 m3/d，初期日产油15.7 t，含水29.5%，第一周期共生产91.2 d，峰值产油20.2 t/d，累积产油量804.5 t，累积产水209.5 t，综合含水20.6%，油汽比0.52;第二周期共生产246 d，峰值产油21.2 t/d，累积产油量2110.5 t，累积产水479.1 t，综合含水18.5%，油汽比0.88，开发效果较好。

5 结论

针对春光油田春10井区油藏埋藏深、油层厚度薄、含油层位少、原油黏度高的边际稠油油藏，采用水平井排状正对井网120 m井距、140 m排距、200～300 m水平段长度，前期蒸汽吞吐后期适时转蒸汽驱的方式开发动用可以经济有效的开发。

[1] 沈平平.EOR热力采油提高采收率技术[M].北京：石油工业出版社，2005.

[2] 万仁溥.中国不同类型油藏水平井开采技术[M].北京：石油工业出版社，1997.

[3] 陈民锋，郎兆新，莫小国.超稠油水平井蒸汽吞吐开发合理界限研究[J].特种油气藏，2002，9(2)：38-41.

[4] 刘祖鹏 ，张传举，李兆敏.边底水超稠油油藏控水稳油数值模拟研究[J].石油地质与工程，2014，28(3)：71-73.

[5] 田鸿照.薄层稠油油藏水平井氮气辅助蒸汽吞吐可行性研究[J].石油地质与工程，2014，28(4)：97-99.

[6] 刘薇薇，时光.稠油油藏蒸汽驱影响因素数值模拟研究[J].石油地质与工程，2014，28(5)：106-109.

编辑：吴官生

1673-8217(2015)01-0108-03

2014-09-15

龙卫江，工程师，1982年生，2005年毕业于西安石油大学石油工程专业，从事油田中长期规划及油藏工程工作。

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