井楼油田稠油油藏延长生命周期开发对策

费永涛,刘 宇,胡德鹏,吴可可,刘 宁,李 星,张 悦

(1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院,河南南阳 473000;2.中国石油大庆油田有限责任公司第二采油厂,大庆黑龙江 163000)

“十三五”以来,以浅薄层稠油油藏为主的河南油田稠油主力开发单元吞吐达20个周期,已陆续进入蒸汽吞吐开发后期,单井日均产油不足0.7 t,油汽比下降至0.2以下,单元采出程度不足20%[1]。鉴于滞留地下的80%的地质储量已转变为剩余油的事实,以井楼油田为例,针对剩余油特点寻找合适的开发对策,对延长河南油田稠油老区的开发生命周期具有重要意义。

1 井楼油田概况

井楼油田构造相对简单,为一向东南倾伏的宽缓鼻状构造。含油层分布在古近系核桃园组三段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ四个油组,约40个含油小层,埋藏深度小于600 m,含油井段长,分布零散,单砂体油层厚度为0.8～5.0 m,纯总厚度比为0.5～0.8,纵向上呈薄互层状。油层胶结松散,含油饱和度为65.0%～75.0%,孔隙度为 25.3%～34.0%,渗透率为0.468～3.432 μm2,属于高孔、高渗储层,普通稠油、特稠油和超稠油在区内均有分布。1989年开始采用100 m×141 m的正方形井网蒸汽吞吐开发,后将井距加密至70 m×100 m,2010年开始采取热化学蒸汽吞吐,2016年底进入超高轮次蒸汽吞吐阶段[2-3]。

2 超高轮次蒸汽吞吐后剩余油特点

2019年,在井楼油田主体部位距老井50～60 m的井间部署了检查井LJ2井。检查井所处区域已注蒸汽吞吐开发近30年,单井日产油不足0.7 t。LJ2井油层段取心结果显示,岩心粒间含油饱满,分布均匀,呈黑褐色油浸细砂岩,含油饱和度在60%～80%,证实历经30年的开发和超高轮次蒸汽吞吐后,主体区井间剩余油富集且基本处于蒸汽未波及的原始含油状态。

从数值模拟四场分布可以看出,超高轮次蒸汽吞吐后的剩余油在井间富集,特别是黏度场和温度场,沿老井行列方向,在各个井组之间的剩余油富集区呈现出“串珠状”的平面分布形态,每一“珠”的直径约为40～50 m,控制面积1 256～1 963 m2,油层厚度按10 m进行计算,约控制地质储量2 637～4 121 t(图1)。

图1 超高轮次蒸汽吞吐后的数值模拟四场分布

3 延长生命周期开发对策分析

3.1 高轮次吞吐后延长生命周期的技术策略选择

辽河油田对于高轮次吞吐后的中深层稠油油藏,采取“直井与水平井两套井网组合,平面驱替与重力泄油两种方式复合”的方式开采,日产油量和油汽比得到大幅提高,纵向油层动用厚度也得到明显提高。试验区日产油量由试验前的155 t/d上升至228 t/d,油汽比由0.15上升至0.20[4-6]。同时,在注采工艺配套方面,由于稠油水平井筛管完井、笼统方式注汽易造成水平井段储量动用不均,不能对水平井实施分段注汽、分段堵水和封窜等工艺,导致后续工艺措施受限,针对上述情况,辽河油田开展了水平井分段完井分段注汽技术研究[7-8],共实施164井次,累计增油10.08×104t,有效地解决了水平井段动用不均的问题。

对于井楼油田的浅薄层稠油油藏而言,可以借鉴辽河油田的开发经验,引入水平井将“串珠状”剩余油沟通控制起来,并与现有井网相互协同,利用水平井分段完井分段注汽技术,把每一“珠”剩余油当做一个生产段。更为重要的是开发方式的选择,即把水平井作为采油井,将老井全部转换为注汽井,与各个水平段构建蒸汽驱井网,利用蒸汽驱把井间难以采出的剩余油驱替出来[9-10]。这种开发策略不同于辽河油田的开采方式,是针对薄层稠油油藏的“串珠状”剩余油特点,采取直井+水平井相组合的蒸汽驱,既可以利用原井网的老井降低钻井投资,又可以通过水平井段增加注入蒸汽的接触体积和原油的泄油体积,对于延长寿命期是十分有利的。

3.2 以“串珠状”剩余油为核心的注采开发策略

采用CMG油藏数值模拟软件研究不同注采模式下的开发效果,建立井楼油田油藏地质模型,模型参数见表1和图2。图2所示的蒸汽驱井网中,直井为注蒸汽井,水平井为采油井。新钻水平井位于直井井网之间,共串接5个井组,采用水平井分段射孔投产,每段40 m。共设计同注、轮注、同侧注入、对角线注入4种注入方式,共8套方案(图3、表2)。模拟直井吞吐17周期(采出程度20%)后,水平井吞吐3周期和直井+水平井汽驱1年的开发指标。

表1 地质模型参数

表2 不同注入方式设计

图2 以“串珠状”剩余油为核心的开发井网

图3 以“串珠状”剩余油为核心的不同注入方式

3.3 不同注入方式的指标对比

模拟结果显示,间歇汽驱和连续汽驱均能取得较好的开发效果,阶段累计产油量在4 800 t以上,阶段采出程度大于11.3%,阶段油汽比高于0.20。间歇汽驱采收率的提高幅度明显高于连续汽驱采收率的提高幅度,其中直井同注20 d,歇60 d(方案C6),提高采收率幅度最大,油汽比最高。从模拟结果来看,引入水平井对原井网进行加密,采取直井间歇注蒸汽、水平井采油的技术策略,累计产油量高,油汽比普遍高于0.2,经济性较好。

4 结论

井楼油田已进入超高轮次吞吐开发阶段,井间剩余油富集且基本处于蒸汽未波及的原始含油状态,沿老井行列方向,井间剩余油在各个井组之间呈现出“串珠状”的平面分布形态,通过井间部署水平井与原有老井协同生产,采取水平井分段投产+老井间歇注蒸汽驱的开发策略,累计产油量高,油汽比高于0.2,经济性较好,为类似油藏进一步延长生命周期提供了一种新的技术思路。