常規稠油油藏開發調整技術研究與應用——以高淺北區為例

張林河，高 暉，李國旭，田亞東，唐元璐

（1.中國石油冀東油田分公司勘探開發研究院，河北唐山063004；2.中國石油唐山液化天然氣有限公司）

我國稠油油藏開發從1982年起步，經過20多年的發展，原油產量大幅度提高，年產油量約占全國原油年總產量的10%左右。而2000年底稠油采出程度只有15.6%，大幅度地提高稠油油藏的采出程度還有較大潛力［1］。隨著石油天然氣需求的與日俱增，稠油油藏儲量的開發動用已逐漸成為油氣產量的增長點。

常規稠油油藏是稠油油藏的最具典型類型，本文在對國內外典型常規油藏開發特征深入調研的基礎上，歸納總結常規稠油油藏特征和成熟的開發技術，對類似常規稠油油藏的開發具有一定的指導借鑒作用。

1 常規稠油油藏特征

1.1 原油物性特征

稠油與常規稀油的不同之處，主要在于稠油中輕質餾分很少，一般小于10%，通常在5%左右。但瀝青質含量較高，通常稠油黏度及比重隨瀝青膠質含量的增高而增加，稠油黏度隨溫度變化很敏感，稠油中含硫量很低，一般小于0.8%，石蠟含量也很低，通常在5%左右。高淺北區稠油油藏原油性質具有“三高一低”的特點，即原油密度高，黏度高，膠質瀝青質高，凝固點低。地面原油黏度為300～500 mPa·s，平均415 mPa·s，地面原油密度為0.95～0.96 g／cm3，平均0.9562 g／cm3；膠質、瀝青質含量為20%～30%，含蠟量2%～3%，原油凝固點低于0℃，一般為－2～－7℃。根據高壓物性資料分析，地層壓力下原油密度為0.910 6 g／cm3，黏度90.34 mPa·s，屬于未飽和的常規稠油油藏。

1.2 地質特征

高淺北區常規稠油油藏一般屬于河流相沉積，沉積微相細分為主水道微相、砂壩微相、天然堤微相、河漫灘微相、分支河道微相。油層埋藏淺，一般小于2 600 m，其中，絕大部分埋深在1 000～1 500 m。油層物性好，膠結疏松，非均質嚴重，非均質系數一般在0.7以上，平均孔隙度一般大于30%，空氣滲透率一般大于1μm2，膠結物以泥質為主，泥質含量較高，多數大于10%，出砂嚴重。

高淺北區油藏含油層位為新近系館陶組，共有11個含油小層（圖1），分別為 Ng6、Ng8、Ng91、Ng92、Ng10、Ng11、Ng12、Ng131、Ng132、Ng133、Ng14。其中主力小層為Ng8、Ng12、Ng132小層，動用含油面積6.8 km2。儲層為辮狀河流相沉積砂體，油藏埋藏1 700～1 900 m，地層能量充足，邊、底水活躍，為典型河流相層狀構造油藏。

2 常規稠油油藏開發方式與對策

目前國內外常規稠油油藏的主要開發方式是冷采，即注水開發，只有前蘇聯少數油田采用注熱水開采。

圖1 高淺北區油藏剖面

在開發對策方面，大多數油田基本相同。開發初期，在井網部署方面，利用直井開采的油田，一般采用反九點法正方形井網進行開發。開發中后期，一般采用不規則井網進行開發調整。隨著鉆井新技術的應用，為了有利于后期調整，某些油田在開發初期也直接采用不規則的井網進行開發［2］。

高淺北區油藏開發初期采用反九點法250 m×250 m正方形井網注水開發，由于原油黏度大，儲層疏松易出砂，配套工藝技術不完善，造成儲量動用程度低、含水上升快、采收率低、開發效果差。開發中期，在精細油藏描述技術研究與應用基礎上，應用水平井、側鉆水平井技術，采用不規則井網進行開發調整，同時利用螺桿泵提液和邊水調剖等控水穩油配套技術，取得了較好的開發效果。

3 開發調整技術研究與應用

3.1 精細油藏描述技術研究與應用

3.1.1 精細小層對比

精細小層對比重點是精細刻畫油層及內部結構，搞清上隔層、下隔層及層內夾層發育和分布情況，準確確定砂體平面連通關系及縱向疊置關系，為水平井的開發調整奠定基礎。

3.1.2 油層頂面精細構造研究

利用鉆井資料通過井斜和海拔校正，準確預測油層頂面深度，編制2 m等高距的大比例尺（1∶5000）的油層頂面微構造圖，準確表征其微構造形態，為井位部署和參數設計提供依據。

3.1.3 精細儲層研究

精細儲層研究包括沉積微相和儲層特征研究。精心編制各砂體的沉積微相展布圖、砂層厚度、孔隙度、滲透率等值圖和油層等厚圖，為剩余油分布研究和水平井部署提供依據［3］。

3.1.4 精細三維地質建模和剩余油分布研究

建立高精度油藏三維地質模型，為數值模擬提供地質模型。精細油藏數值模擬主要是平面和縱向上加密油藏地質模型網格，精細的歷史擬合和指標預測。通過油藏數值模擬和油藏工程分析，搞清剩余油在平面和層內的分布，為潛力分析和井位部署提供準確依據［4］。經數模研究認為：高淺北區剩余油主要分布在局部構造高部位、斷層邊角地帶、井網未控制區域及累計產油量相對較低區域。

3.2 水平井技術研究與應用

3.2.1 開發潛力分析

高淺北區縱向上共有9個主力含油小層，其中Ng8小層，含油面積1.3 km2，儲量占未動用儲量的65%，開發潛力較大。

Ng12、13小層動用含油面積6.2 km2，是高淺北區的主力油藏，為邊底水油藏（圖2），。由于儲層非均質性強，油水黏度比大，導致Ng12、131小層邊水平面上沿高滲透條帶、縱向上沿高滲透層段快速推進。在現有井網條件下，Ng132小層儲量控制程度低，儲量動用程度低，區塊開發表現為高含水、采出程度低、采收率低。

圖2 高淺北區Ng12、13號小層油藏類型示意

數值模擬結果表明：Ng12小層平面上剩余油飽和度高值區主要分布在靠近高柳斷層的局部構造高部位、中部構造局部高點、邊部的部分區域和低滲條帶。縱向上，低滲層段的油層還未充分動用，因此層內剩余油挖潛的潛力還很大。Ng132小層整體上井網對儲量控制程度低，油層動用程度低，井網調整的潛力較大。

3.2.2 利用水平井開發與調整的可行性

（1）油藏類型適合利用水平井進行開發調整。高淺北區油藏類型為邊、底水驅常規稠油油藏，國內同類油藏的水平井應用實踐表明，這類油藏水平井開發效果良好［5］，主要表現在有效控制邊底水的推進，提高單井產量、有效解決油井出砂問題、提高油藏采收率。通過論證水平井單井產量為16～23 t／d，為定向井的3～5倍，采收率可提高5%～7%。

（2）油 藏 地 質 條 件 適 合 。油 藏 埋 深1 7 0 0～1 900 m，深度適中，地質認識程度較高、儲層分布相對穩定，有利于水平井實施。

（3）邊底水能量充足，依靠天然能量開發，可以降低水平井開發的難度。應用物質平衡法及數值模擬計算，水體約為油體的100倍，正常生產的油井液面大多數在井口，說明了該區塊邊、底水能量充足。

（4）油藏含油高度較大。主力小層Ng8、Ng12、Ng132小層含油高度均較大，構造高點含油高度分別為30、52、40 m，利于水平井的部署。

（5）可采儲量物質基礎豐厚。Ng8小層砂體展布規模大，且分布穩定，油層厚度在10 m以上，含油高度30 m，具備水平井開發的地質條件和儲量基礎。而投入開發的Ng12～Ng13小層采出程度僅為8.16%，地下仍有大量的剩余油，水平井開發調整的物質基礎豐厚。尤其是Ng132小層為底水油藏，油層相對較厚，儲量未動用區的分布范圍較大，因此，用水平井開發有利［6］。

3.2.3 水平井部署與實施效果

（1）水平井部署。為高效開采難采儲量，在新區低阻油層相對集中區域的斷層附近、局部構造高點，以及井間有效厚度較大的區域部署19口水平井。

為挖潛剩余油，在老區Ng12、Ng132小層選擇斷層附近構造高部位，區塊內部局部高點及南部、東部儲量未動用區域部署10口水平井。

（2）水平井實施效果。水平井開發與調整工作，堅持邊研究、邊實施的思路，在實施過程中對方案進行不斷的補充和完善。幾年來，共實施水平井29口，投產初期平均單井日產油23.5 t，新建產能17.6×104t，實現了區塊高含水期產量翻番。

3.3 側鉆水平井開發與實施效果

3.3.1 側鉆水平井部署區域應滿足以下條件

（1）為保證側鉆水平井達到理想效果，部署區域油層有效厚度應大于4 m；

（2）部署區儲層頂部應有穩定的隔夾層；

（3）單井控制可采儲量大于極限可采儲量0.65×104t。

3.3.2 側鉆水平井實施效果

幾年來，共實施側鉆水平井4口，平均單井日產油15.1 t，含水35.7%，與相鄰定向井相比產量為定向井的2.5倍，含水降低54%，增油降水效果顯著。

3.4 邊水調剖技術應用與效果

高淺北區油藏隨著油藏采出程度加大、含水上升、高滲透條帶的形成，儲層非均質性不斷加劇，加上地層出砂等原因，單純依靠高含水油井提液保持油藏穩產難度較大，效益較差［7］。

經過調研和論證，確定了高淺北區邊水調剖方案。經過實施，在邊水調剖受效區內共有油井34口，其中有12口井明顯見效。見效后，12口井產油量均有所上升，而綜合含水也有不同程度的下降。日產油從調剖前的57.2 t持續增長，最高達到105.4 t，綜合含水由邊水調剖前的86.3%持續下降，最低下降到82.7%。而后，又實施了第二輪和第三輪邊水調剖，三輪邊水調剖效果均非常明顯，調剖后區塊產油量上升，綜合含水上升速度減緩，受效井共計增油6.4×104t，投入產出比為1∶5.18。采收率提高了5.8%，開發形勢明顯變好，達到了增油、降水、提高采收率的目的。

4 結 論

（1）常規稠油油藏地層膠結疏松，原油黏度大，流動性差，生產過程中易造成油井出砂和邊、底水突進等問題，制約了常規稠油油藏的開采速度和開發水平。

（2）高淺北區的開發調整實踐，使河流相儲層邊底水驅動的常規稠油油藏在高含水階段實現了高速高效開發，為同類油藏的高效開發和調整進行了有益的探索，積累了一定的開發經驗。

（3）常規稠油油藏的開發調整思路是利用加密調整可以提高儲量動用程度；適時開展邊水調剖可以抑制邊、底水突進；合理應用水平井、側鉆水平井開發技術，可以提高油藏的采油速度和采收率。

［1］ 牛嘉玉.稠油資源地質與開發利用［M］.北京：科學出版社，2002：25－28.

［2］ 周海民，常學軍.復雜斷塊油田精細開發［M］.北京：石油工業出版社，2004：86－91.

［3］ 張繼春，彭仕宓，劉大聽，等.高尚堡油田構造樣式及油氣分布規律［J］.特種油氣藏，2005，12（1）：7－9.

［4］ 魏忠元，張勇剛.現代油藏描述技術的特點及發展方向［J］.特種油氣藏，2004，11（5）：5－7.

［5］ 萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開采技術［M］.北京：石油工業出版社，1997：38－40.

［6］ 班景昌.水平井工藝技術［M］.北京：石油工業出版社，1998：24－30.

［7］ 武海燕，羅憲波，張廷山，等.深部調剖劑研究新進展［J］.特種油氣藏，2005，12（3）：6－9.