層狀邊水斷塊稠油油藏細分重構技術研究
——以泌陽凹陷新莊油田EX21斷塊為例

李　娜

(中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450018)

層狀邊水斷塊稠油油藏細分重構技術研究

——以泌陽凹陷新莊油田EX21斷塊為例

李娜

(中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450018)

摘要：泌陽凹陷新莊油田EX21斷塊斷層發育、含油層位多、原油黏度大且邊水活躍，2004年分上下兩套層系，采用逐層上返蒸汽吞吐的方式投入開發，至2012年底，暴露出井況差、含水高、采油速度低、采出程度低等問題。在對影響開發效果原因分析基礎上，系統研究了剩余油分布、合理開發政策界限、注采參數優化等，將原上下兩套層系細分重構為三套開發層系，部署開發井32口，2014年4月實施至2014年底累計產油1.5×104 t，油汽比0.33，取得了較好的開發效果。

關鍵詞：泌陽凹陷；新莊油田；稠油開發；邊水油藏；層系劃分

泌陽凹陷新莊油田EX21斷塊屬于典型的層狀邊水斷塊稠油油藏，自2004年投入蒸汽吞吐開發以來，到2012年底已地質關井5口，工程關井13口，關井數占總井數的近一半，井網狀況較差。含水高達86%，采油速度降至0.5%，采出程度僅6.6%，開發效果較差。如何改善層狀邊水斷塊稠油油藏蒸汽吞吐開發效果，是亟待解決的問題。

1油藏地質特征

EX21斷塊位于泌陽凹陷北部斜坡帶新莊復雜斷裂帶東部，該區斷裂發育，構造破碎。主要受①、②、④號斷層控制，形成斷塊圈閉(圖1)。油層埋深200～640 m，含油層段主要分布在核桃園組核二、三段，主要含油層位H2Ⅲ3-4、H3I1-8、H3Ⅱ1-10、H3Ⅲ1-5層，單井鉆遇含油小層多達33個，油層厚度3～5 m。含油面積小，疊合程度高，集中分布在斷塊的高部位(圖1，圖2)。油水關系復雜，自成獨立的油水系統。主要含油層地面原油密度0.9463～0.9715 g/cm3，50 ℃下地面脫氣原油黏度911.41～5896.19 mPa·s，地層溫度40 ℃原油黏度2 208.09～73 570.95 mPa·s，屬于特稠油。

2開發現狀

該斷塊分上下兩套層系開發，上層系主要生產H2Ⅲ3-H3Ⅰ8小層，共11個含油小層，共有油井15口，采用70 m×100 m井距。下層系主要生產H3Ⅱ1-H3Ⅲ5小層，共22個含油小層，共有油井23口，采用100 m×141 m井距。

圖1　新莊油田X21斷塊上層系開發井位

2012年底，正常開井數20口。其中，上層系正常開井11口，工程關井4口；下層系正常開井9口，工程關井9口，地質關井5口，井網狀況差。累計注汽47.13×104t，累計產油13.95×104t，綜合含水86.94%，累計油汽比0.29，采出程度僅6.6%。其中，上層系油層全部動用，采出程度在5%以下；下層系Ⅱ油組幾乎沒有動用，已動用油層采出程度不足2%，僅Ⅲ油組部分主力層采出程度接近10%。

上層系單井日產油水平0.8 t左右，下層系日產油水平1.9 t左右，開發效果差。

圖2　過泌淺89-新5419油藏剖面

3影響開發效果原因分析

3.1層系劃分不合理，單井控制儲量高，逐層上返開采時間長

下層系共有22小層，單井控制儲量高，平均13.8×104t。下層系油層正常吞吐12個周期，周期產油量保持在200 t以上，每周期吞吐時間為130天左右，單層開采時間為4年，采用逐層上返開采，平均單井可生產層數為5～8層，油井平均生產時間為20年左右，生產時間過長，影響開發效果。

3.2油井套損嚴重，井網對儲量的控制程度降低

隨著注蒸汽吞吐開發的深入，油井吞吐周期數增加，井下故障頻繁發生，油井套損嚴重。該斷塊38口生產井，目前已有18口井22井次出現井下故障。出現套損后造成油層開發中出現以下問題：無法修復井被迫上返，使得套損井點油層無井控制，儲量無法動用；可修復套損井段，油層套管通過套管粘貼或是化學劑封堵修復，該類井注蒸汽壓力及溫度受到一定的限制，導致蒸汽波及范圍小，生產層吞吐效果變差。

3.3邊水、斷層等地質因素使開發效果持續變差

EX21斷塊自投入開發以來見邊水26井次，大部分位于靠近邊水一側的油井[1-4]。其中，距邊水30 m內的井產油量小于30 t/m，距邊水30～50 m內的井產油量小于100 t/m，距邊水50～70 m內的井常規蒸汽吞吐產油量100 t/m左右。后期實施注氮氣措施，距離邊水大于45 m左右的油井，采油量可達到200 t/m以上；而不注氮氣的情況下，距離邊水大于70 m的油井采油量才可達到200 t/m。

EX21斷塊有8口吞吐井距東部大斷層5～40 m，油層埋深200～640 m，地層壓力4.6～14.7 MPa，注汽壓力應該控制在3.9～12.0 MPa。開發過程中，部分井注入壓力超過地層壓力，注蒸汽后高溫蒸汽易沿斷層竄流，造成熱能損失，且存在較大安全風險。

4油藏細分重構技術研究

針對EX21斷塊在開發中存在的問題，分析認為可通過細分重構的方法改善該斷塊開發效果。為確保重構合理一般遵循以下原則：同一層系內需具備一定厚度；原油性質相似；剩余油分布具有高度疊加性和邊水斷層有一定的距離。

對于稠油油藏開發中由于管理因素、工程因素等造成部分井生產效果不正常、與理論產量相距甚遠的問題，可以通過有效措施改善生產效果，但還有一部分井不能修復，為此，需分析其合理的剩余油分布，為調整開發方案提供依據。

稠油受黏度影響，油水流度比低，通常蒸汽未波及區域油層依然處于原始含油飽和度狀態，根據稠油這種開發特點，運用地質動態綜合分析法,即油藏靜態地質參數與動態資料相結合定量預測蒸汽吞吐的泄油半徑，進而對一個區塊進行剩余油分布的快速預測。

4.1剩余油分布研究

正常開發井理論產油量Q產油量=3.14×r理2×h×單儲系數×ER，其中r理=35～50 m，ER可以用以下方法求得：①公式法；②類似稠油油藏最好生產效果區塊類比；③本區塊生產效果最好的井；④數值模擬法等。本文利用公式法計算ER。

油氣專委儲辦通過應用39個蒸汽吞吐開發油層的實際資料，給出的計算采收率如下式：

ER=0.2114225+0.179526Jh-0.030358D+

0.0028218h+0.00136599lgK-0.030672lgμo

參數適用范圍：凈總厚度比(Jh)20%～74.3%，油藏中深(D)0.175～1.675 km， 有效厚度(h)3.3～4.25 m，空氣滲透率(K)(394～5 026)×10-3μm2，原油黏度(μo)486～50 000 mPa·s。

再根據公式r實2=r理2×R實/R理(r波及半徑，R采出程度)可以計算出r實。實際生產中大部分井受汽竄、邊水、井況等因素的影響，其實際波及半徑小于理論波及半徑，據此將稠油單井點影響剩余油分布[5-8]因素分為三種類型：汽竄型、邊水型、井況型。

由于汽竄，注入蒸汽沿汽竄通道運行，蒸汽難以均勻波及分布，造成波及半徑小，儲量動用差；由于邊水影響，蒸汽沿優勢通道直接與邊水溝通，從而造成邊水指進，導致部分邊部儲量未動用；井況原因導致實際蒸汽波及半徑小。利用此方法完成該區塊33個小層的剩余油分布示意圖，確定潛力區域(圖3、圖4)。

圖3　下層系Ⅲ31小層采出程度

圖4　下層系Ⅲ12小層采出程度

4.2蒸汽吞吐開發政策界限

根據新莊油田不同油價下的單井經濟極限可采儲量圖版(圖5)，新莊油田在操作成本1 786 元/t時，按70美元/桶的油價測算，單井經濟極限可采儲量6 000 t；按80美元/桶的油價測算，單井經濟極限可采儲量4 000 t。按20%采收率測算，EX21斷塊單井控制儲量大于3×104t、單井累計產油量大于6 000 t才具備經濟效益。開發現狀論證EX21斷塊正常開發井采油量400 t/m,因此，單井鉆遇主力油層疊合有效厚度大于15.0 m，單層純總比大于0.5。

圖5　新莊油田不同油價下不同成本單井極限可采儲量

4.3生產井距斷層、邊水合理距離

結合稠油熱采條件及技術要求，借鑒數值模擬結果，確定生產井與斷層的合理距離[5-6]。數值模擬結果顯示，以地層壓力增加0.6 MPa為基礎，壓力基本波及不到距離吞吐井40 m處，即距離斷層為40 m的生產井，一般不會發生蒸汽吞吐時注蒸汽的漏失。據實際生產資料統計結果，該斷塊距斷層距離25～40 m的生產井(埋深大于370 m)，在蒸汽吞吐生產過程中，注汽穩定，未發生異常反應，與模擬結果相吻合。

根據研究結果并結合油田開發實踐，當開發井距油水邊界距離小于70 m時，邊水侵入較為嚴重，蒸汽吞吐開發效果較差；距油水邊界距離大于70 m時，隨著吞吐井與油水邊界距離的增大，見水時間變化不大，邊水侵入作用變緩，單井日產油可達2 t以上，綜合含水一般低于70%。因此，部署開發井應距油水邊界70 m 以上[7]。

綜上所述，斷塊層狀邊水稠油油藏開發井部署要確保距斷層40 m以上，距油水邊界70 m以上能取得比較好的開發效果。

4.4油藏細分重構及注采參數優化[8-10]

根據細分重構及部署原則：同一層系內單井鉆遇主力油層疊合有效厚度大于15.0 m；原油性質相似；剩余油分布具有高度疊加性；保證距邊水70 m以上距離，距斷層40 m以上距離。結合斷塊油藏地質特點，針對目前開發中存在的問題，以提高井網控制程度、提高采油速度、最大程度提高采收率為目的，將該斷塊劃分為三套開發層系：其中單元一開采層位為H2Ⅲ3、Ⅲ4、H3Ⅰ11、Ⅰ12、Ⅰ2、Ⅰ3、Ⅰ4、Ⅰ5、Ⅰ6、Ⅰ7、Ⅰ8，分5套油層組合，油層厚度56.2 m，組合儲量73.5×104t。單元二開采層位為H3Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、3、5、61、62、63、64、71、72等11個小層，分4套油層組合，油層厚度44.5 m，組合儲量50.9×104t；單元三開采層位為H3Ⅱ8、9、10、Ⅲ11、12、2、31、32、Ⅲ4、5、6等11個小層，分4套油層組合，油層厚度38 m，組合儲量87.6×104t。三套組合共動用地質儲量212×104t，儲量動用率100%。

根據數值模擬結果，結合區塊老井實際生產情況，合理的注采參數為：小于5 m油層注汽量120～140 t/m，大于5 m油層注汽量100～120 t/m；小于5 m周期穩定采液量6 t，油量3 t；大于5 m油層周期穩定采液量8 t，油量4 t；周期采注比1.1～1.3。

5應用效果

根據細分重構[4]研究結果，將EX21斷塊33個小層由原來的兩套層系細分重構為三套層系。每套層系都確保有一定的厚度(大于15 m)，原油性質相似，剩余油分布相當，且保證與斷層距離大于40 m，距邊水大于70 m，合計部署開發井32口。調整后區塊產油量從之前的50 t/d,上升到120 t/d,油汽比由之前的0.29上升到0.33，生產效果得以明顯改善。預計區塊采收率會由之前的12%上升到19.1%，實現EX21斷塊的高效開發，為今后類似油藏的調整提供依據。

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編輯：吳官生

文章編號：1673-8217(2016)02-0060-04

收稿日期：2015-09-20

作者簡介：李娜，工程師，1983年生，2007年畢業于西南石油大學，現從事油田的滾動勘探開發研究。

中圖分類號：TE345

文獻標識碼：A