中深薄层难动用储量稠油油藏效益开发实践与认识——以春光油田春17块为例

李长宏

（中国石化河南油田分公司油气开发管理部，河南 南阳 473132）

春17块稠油油藏具有埋藏较深、油层厚度薄、地下原油粘度大、隔夹层厚度小且分布不稳定的特点。自2011年发现以来，上交探明储量289×104t，经过两轮开发评价，均未突破效益开发关，属于难动用储量。通过开展隔夹层和油层展布规律研究，对储量进行分类评价，在Ⅰ、Ⅱ类储量区采用水平井提高单井控制储量和产能、采用丛式井降低开发成本。通过5口的现场实施，平均周期产油538t、油汽比0.73，取得了较好的开发效益。

1 油藏概况

春17 块位于准噶尔盆地春光油田东北部，构造形态简单，总体上为一倾向近180°、倾角2°～3°的单斜构造，区内发育4 条正断层，断距在5～40m、倾角75°～80°。储层岩性以细砂岩、含砾细砂岩为主，成份以石英为主，占44%；次为长石，占28%；岩屑仅占18%～19%。储层胶结疏松，胶结类型为孔隙型，平均孔隙度32.3%，平均渗透率2569×10-3μm2，属特高孔特高渗储层。油层埋藏较深（780～930m）、温度低（38.4℃～41.9℃）、厚度薄（2～7m）、纵向叠合程度高（图1）。主力层S1Ⅱ2、3 层原油粘度大（油层温度下脱气原油粘度7463～46317 mPa·s），为中深层薄层普通Ⅰ2 类——特稠油油藏。

2 开发存在的主要问题

2.1 直井开发单井累计产量低，开发效益差

春17 块自发现以来，先后对11 口直井进行试采，除春17-17 井累计产油1.05×104t、油汽比达到0.67 外，其它9 口井累计产油（0.0305～0.311）×104t，平均单井产油0.144×104t，油汽比0.23，开发效益差。

2.2 管外窜严重，影响产能发挥

春17 块隔夹层厚度薄（1～5m）、分布不稳定，且油层与临近水层间相距近（3～5m），注蒸汽吞吐试采后，易发生管外窜，导致油井产能不能正常发挥。统计11口试采井，共有8口井在第1～4周期发生管外窜（图2），管外窜油井的比例高达72.7%。虽然对管外窜的油井进行了封窜治理，但有效期只有1～2个周期，直井产能得不到充分发挥。

3 开发方案部署

3.1 深化地质研究

利用钻井取芯资料和测井资料，结合试采资料，对隔夹层岩性进行研究。春17井区隔夹层分为泥岩、钙质砂岩、粉砂质泥岩。其中厚度大的泥岩隔夹层在注蒸汽吞吐生产过程中具有较好的封隔作用，钙质砂岩次之，粉砂质泥岩最差。

利用测井资料，结合高分辨率三维地震资料，开展储层展布规律研究，精细刻画有利储层。其中河道中心部位砂体较厚，储层物性好，为优质储层；河道边部砂体变薄，储层物性差，为较差储层。

在隔夹层和有利储层研究的基础上，结合储层物性、有效厚度、隔层厚度、隔层岩性、与水层距离等及生产动态资料，对该区储量进行了分类评价，刻画了三类储量。其中Ⅰ类储量67.5×104t，Ⅱ类储量138.6×104t，Ⅲ类储量156.4×104t（表1）。

表1 春17块储量分类表

3.2 优化方案部署

3.2.1 开发方式

稠油油藏原油粘度对温度敏感，根据中国稠油分类标准[1]，结合前期11口井试采井分析，热力试采大幅度提高了单井产能，因此选择注蒸汽吞吐开发。

3.2.2 井型

水平井具有单井控制储量大、泄油面积大、周期产油量高、单井累计产油量高的优势。同时水平井在薄层稠油油藏的热损失为40%～55%，比直井热损失降低20%～30%，能够较好地保证热采效果，水平井还可以改变套管应力方向，增加固井段长度，有效防止管外窜，延长生产时间[2]。临近的春10 块油藏特征与春17块相似，采用水平井开发取得了较好的开发效果，因此春17块采用水平井开发。

3.2.3 井网、井距

借鉴春10 块稠油开发的成功经验，采用120m×140m井距、排距进行井网部署。

3.2.4 水平段长度

数值模拟研究表明，水平井采取笼统注汽，有效动用长度只有50m左右。临近的春10块水平井吞吐生产后饱和度测井证实，笼统注汽的水平井动用长度只有40～60m，考虑单井控制储量，优选水平段长150～180m，先期生产趾端水平段50～60m。待趾端生产8～10 个周期后，再封堵趾端，生产跟部水平段60m，做到“一井二用”，提高水平井开发效益。

3.2.5 部署结果

为规避方案实施风险，采取整体部署、分批实施的原则。在Ⅰ、Ⅱ类储量区域整体部署水平井46口，动用地质储量198.8×104t，新建产能8.41×104t，Ⅲ类储量暂不动用。采收率21.5%，平衡油价49.8美元/桶。

优先实施西南部5口水平井、地面采用2组丛式井组（图3），动用地质储量21.2×104t，新建产能0.91×104t。考虑到蒸汽的超覆作用和稠油的重力泄油作用，5口水平井入口点放在构造低部位，端点放在构造高部位，使蒸汽易于进入油层，同时加热的油向下流入水平井，提高热利用率[3]。在成功的基础上再实施Ⅰ类储量区域的7口水平井，最后实施Ⅱ类储量34口水平井。

图3 春17块井位部署图

3.3 实施效果分析

3.3.1 钻遇油层情况

第一批实施的春17-4H、17-5H、17-6H、17-7H、17-8H等5 口水平井平均设计水平段长156m，平均钻遇油层147m，钻遇率94.2%，达到方案设计要求。

3.3.2 投产情况

5 口水平井先生产趾端水平段50～60m，平均54m。配套应用了CO2强化采油、注采一体化管柱、井筒掺稀降粘等工艺技术[4]，水平井平均周期产油538t，油汽比0.73。

4 结论与认识

（1）精细地质研究是春17 块中深薄层难动用储量稠油油藏效益开发的重要基础。通过对春17块隔夹层展布规律和有利储层的研究，对储量进行分类评价，为方案优化部署打下了坚实基础。

（2）丛式水平井的应用是春17 块中深薄层难动用储量稠油油藏效益开发的重要前提。水平井提高了单井控制储量和产能，丛式井减少了地面建设投资。丛式水平井的应用降低了单位开发成本，实现了春17块效益开发。

（3）配套工艺技术是春17 块中深薄层难动用储量稠油油藏效益开发的重要保障。春17块水平井配套了CO2强化采油、注采一体化管柱、井筒掺稀降粘等工艺技术，延长了有效生产时间，提高了周期产量，提高了油汽比，为水平井产能发挥提供了保障。