超稠油水平井分層開發技術

周大勝，支印民，尹志成，孟 強，李玉君

（中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010）

引 言

遼河油田曙一區杜84塊、杜229塊位于遼河盆地西部凹陷西部斜坡中段，含油目的層主要為新生界下第三系沙河街組興隆臺油層，沉積上為扇三角洲沉積體系，油藏埋深為550～1150m。50℃時，原油黏度為16.8×104mPa·s，屬于典型超稠油油藏[1]。自1997年開始，該油藏采用2套開發層系、70～100m正方形井網直井蒸汽吞吐開發，層間部分互層狀油層未得到有效動用，為解決該問題，對各油層組自上而下進行逐層分析[2]，建立“點—線—面—體”一系列對比方法，將杜84塊細分為16個小層，杜229塊細分為19個小層，在此基礎上，開展水平井分層部署，進行井間、層間挖潛[3-4]，增強油層的動用程度，并形成了超稠油油藏多元化分層開發模式[5]。

1 互層狀油層分層開發技術

1.1 油藏剩余油潛力

超稠油熱采開發動用半徑僅為70～100m，細化分層時，結合油井生產動態，對不同區域、不同油層采出狀況進行分析，以單井油層數據為基礎，根據有效厚度把儲量劈分到各小層上，依據厚度及吸汽剖面把各井產油量劈分到各小層上，計算單井采出程度值并繪制出各小層采出程度等值圖。油層發育與采出狀況相結合，確定井間及層間剩余油分布區域。

1.2 部署經濟技術界限

結合水平井實施效果及考慮投入產出關系［6］，建立了部署水平井極限可采儲量計算公式:

式中：K為基建總投資,104元；i為貼現率；t為投資回收期,a；L為油價,元/t；B為噸油成本,元/t；NP為可采儲量,t。

由超稠油油價與水平井極限產量關系可知，隨著油價的升高、噸油成本的降低，單井極限可采儲量逐漸降低。當油價為60美元/桶時，水平井極限產量為11759t。結合研究區域油藏數值模擬，油價在60美元/桶時，超稠油水平井水平段長度分別為300、400、500m時，平均單層厚度下限為4.9、4.3、4.0m，最終確定厚度大于4.0m，單井控儲量在3.4×104t以上均可以進行水平井部署，該界限在近幾年的部署中得到廣泛應用。

1.3 經濟技術界限優化

針對老油田中的水平井分層開發部署，還要考慮不同采出狀況對部署水平井效果的影響，進行進一步部署界限優化［7］。以油井生產動態為基礎，對不同采出狀況下的油井投產效果進行分析，繪制出不同采出程度條件下，加密水平井蒸汽吞吐周期產油變化曲線圖，及蒸汽吞吐油汽比變化曲線圖（圖1、2），統計發現，區域動用狀況對加密水平井生產效果影響較大。區域采出程度大于25%的區域，實施的水平井1周期效果略好，但從2周期開始效果明顯降低，主要原因是加密水平井實施區域已有一定的采出程度，油層已具備一定的溫度場，壓力較低，雖然初期即能獲得產能，但難見高產周期，一般直接進入遞減期。因此，對采出程度大于25%的區域，慎重部署加密水平井。

圖1 不同采出程度水平井吞吐周期產油變化

圖2 不同采出程度水平井吞吐油汽比變化

結合部署經濟技術界限、目的層油層發育及動用狀況，優化不同油層發育及采出狀況下的部署界限［8］：①規則井網，井距在 70m左右,油層厚度大于 20m，且采出程度大于 25%的區域，慎重實施水平井井間加密，采取先期蒸汽吞吐，后期考慮SAGD接替的開發方式；②規則井網，井距為70～100m，油層厚度為10～20m，采出程度小于25%的區域，進行水平井井間加密，采取蒸汽吞吐的開發方式，局部區域考慮Ⅱ類SAGD或蒸汽驅開發；③不規則井網，井距在100m左右,油層厚度小于10m，采出程度小于15%，剩余單控儲量大于部署界限的區域，進行水平井井間加密，采取蒸汽吞吐的開發方式。

2 多元化分層開發模式

2.1 分層開發模式應用

建立全新的多套開發層系、多種開發方式并存的多元化分層開發模式［9-11］。杜84塊興隆臺油層由原來的上、下2套層系細化分為4套層系。其中，興Ⅰ組厚層塊狀油藏，采用雙水平井SAGD模式進行整體開發；興Ⅱ組、興Ⅲ組互層狀油藏，采用水平井加密挖潛；興Ⅵ組厚層塊狀油藏，采用直井與水平井組合SAGD模式開發（圖3）。杜229塊也由原來的上下2套層系，細化分為4套層系，其中興Ⅱ組和興Ⅲ組為互層狀油藏，采用水平井加密挖潛和局部Ⅱ類SAGD開發；興Ⅳ組和興Ⅴ組油層發育連續、井網完善，采用蒸汽驅整體開發；興Ⅵ組互層狀油藏，采用水平井加密挖潛（圖 4）。這樣的開發模式不僅沒有廢棄原井網，而且選擇了適宜的開發方式，使層系井網組合成系統，建立了多套開發層系、蒸汽吞吐、SAGD、蒸汽驅多種開發方式并存的多元化分層開發模式［12］，保證了整個油藏的有效動用，實現整個區塊立體高效開發。

圖3 杜84塊超稠油分層系多元化開發模式

圖4 杜229塊超稠油分層系多元化開發模式

3 水平井優化設計研究

3.1 單砂體優化設計

曙一區超稠油油藏砂體發育連續性差，一些單砂體呈現局部小范圍發育，通過開展單砂體水平井設計研究，將水平井挖潛設計在一個單砂體中，實現了由整體部署到局部挖潛。通過細化分層，結合油層厚度，尋找單砂體油層，進行精細地質研究，追蹤單砂體發育范圍，考慮砂體的平面展布形態、穩定性及周邊直井動用情況，把軌跡設計在油層最厚的剩余油富集區，確保產能效果，實現井間挖潛的目的。

3.2 穿層優化設計

為充分動用剩余儲量，突破傳統部署設計理念，改變了水平井的部署設計方式。針對局部發育不穩定、不連續的砂體，單獨一個砂體單控儲量少的情況，對砂體進行優化組合，部署穿過多個砂體的水平井，實現儲量有效動用。

3.3 軌跡優化設計

為了充分發揮水平井的優勢，針對水平井入口和端點存在構造差的情況，對水平井軌跡進行優化設計，將入口點設計在構造低部位，充分利用構造差保證水平井效果。研究表明，超稠油水平井段越長，稠油在井筒內流動阻力越大，稠油在水平井筒內流動時的壓力和流速分布如圖5所示。圖中：h為井筒內液柱高度，m；L為水平井段長，m；ph為井筒內液柱在水平段入口的壓力，MPa；pwf為水平段入口的流壓，MPa；pt為水平段端點的流壓，MPa；Vh為井筒內液體流速，m3/s；Vwf為水平段入口液體流速，m3/s；Vt為水平段端點的液體流速，m3/s。

Darcy-Weissbach公式計算表明，水平井段長度為300～500m、稠油黏度在1000mPa·s時，從端部流至跟部壓力損耗為0.5～2.0MPa。可見，水平井段端部生產壓差小，會造成水平井端部壓力高、跟部壓力低，影響端部油藏原油向井筒的滲流。把水平段設計成上翹的軌跡，不僅可以有效降低水平段到入口點的壓降損耗，而且還能增加稠油泵下深，從而增加沉沒度，延長油井周期生產時間，提高生產效果。

4 水平井分層開發實施效果

截至2013年10月曙一區，共實施水平井84口，控制儲量528×104t，預計增加可采儲量158.4×104t。隨著互層狀油層水平井目的層厚度逐年變薄，水平段長度變短，生產效果雖然僅為厚層塊狀油藏水平井的 50%～60%，但周期產油達到 2000t以上，油汽比在 0.3以上，單井日產能力保持在22t/d以上，產能到位率也穩定在90%以上，仍能取得較好生產效果。通過分層開發，采油速度保持在2%左右，階段投入產出比達到1:1.76，經濟評價效益好［13］。

5 結 論

（1）加強油藏基礎研究，開展細化分層，將開發層系細化至小層，結合各小層油層動用狀況，落實水平井部署潛力。

（2）根據油藏開發實際，開展超稠油老區水平井部署經濟技術界限研究。根據界限進行分層水平井整體規劃部署實施，充分挖掘油藏潛力。

（3）超稠油穿層水平井和單砂體水平井等優化設計，實現了儲量的有效動用。同時深入研究上翹型水平段軌跡的特點，充分發揮了水平井的優勢。

（4）通過分層水平井實施，建立了多套開發層系、多種開發方式并存的多元化分層開發模式，實現高速高效立體開發。

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