風城油田重18井區(qū)超稠油油藏注氣方式優(yōu)化選擇研究

王靜 劉德華 智媛媛

摘 要： 水平井熱采模式一直是改善特、超稠油油藏開發(fā)效果的有效手段。在熱采中后期，常規(guī)同采同注的注氣方式存在著蒸汽熱利用率低、蒸汽波及范圍小和剩余油量大等問題。研究不同注氣方式對該類油藏開發(fā)效果和經(jīng)濟效益的影響，研究表明，水平井組一注多采和直平井組合吞吐方式均能很大程度提高蒸汽利用率，有效驅(qū)替井間的剩余油。

關(guān) 鍵 詞：超稠油油藏；注氣方式；水平井直井

中圖分類號：TE 357 文獻標識碼： 文章編號： 1671-0460（2016）03-0552-03

Abstract： Horizontal well thermal recovery mode is an effective way to improve ultra heavy oil reservoir development effect. In the late thermal recovery， conventional gas injection mode has some shortcomings， such as low steam heat utilization， small steam sweep range， much remaining oil and so on. Influence of different gas injection methods on reservoir development effect and economic benefits was investigated. The results show that the methods of horizontal well group one injection well-several production wells and vertical- horizontal combination stimulation can improve steam utilization in large extent， and effectively displace the remaining oil between wells.

Key words： Ultra heavy oil reservoir； Gas injection mode； Horizontal well vertical well

1 前 言

特、超稠油油藏熱采一直是此類油藏關(guān)注的重點，采用水平井熱采模式是改善開發(fā)效果提高經(jīng)濟效益的有效手段。常規(guī)的注氣方式仍然存在蒸汽熱利用率低、油井開井頻繁和蒸汽加熱范圍小等問題，本文以重18井區(qū)超稠油油藏水平井為例，根據(jù)油藏開發(fā)效果和經(jīng)濟效益的影響優(yōu)化注氣方式，以期對特、超稠油油藏的開發(fā)提供依據(jù)和指導。

2 超稠油油藏注汽方式優(yōu)化選擇

2.1 油藏基本情況

正重18井區(qū)齊古組為一套正旋回砂礫巖、砂巖和泥巖組合體，油藏平均埋深360 m，沉積厚度82 m。研究層J3q3層孔隙度平均25.2%，滲透率平均657.2 mD，含油飽和度平均65.6%，50 ℃原油粘度平均13 650 mPa·s。截止2014年10月底，齊古組水平井平均進行蒸汽吞吐輪次6.1輪，單井平均累產(chǎn)油量2 833 t，注氣16 806 t。隨著水平井生產(chǎn)周期數(shù)增加，周期產(chǎn)油量呈下降趨勢，油氣比減小，生產(chǎn)效果變差。

2.2 水平井組同采同注與一注多采方式的優(yōu)選

“同采同注”指的是把鉆遇層位相互對應、相對頻繁發(fā)生汽竄的相鄰區(qū)域里的多口水平井，作為一個開發(fā)單元，采用多井同注同采方式生產(chǎn)。

“一注多采”指的是，根據(jù)油層開發(fā)特點，優(yōu)選井間熱連通性好的井組，選取一口中心井進行大注汽量間歇注汽，周圍井依靠中心井注入能量連續(xù)生產(chǎn)，從而實現(xiàn)井組整體吞吐，擴大蒸汽波及體積，擴大油層動用范圍，提高驅(qū)油效率的目的；一注多采能提高蒸汽熱利用率，補充地層能量，驅(qū)替井間的剩余油[1]。相對于普通稠油，超稠油一注多采除了蒸汽驅(qū)作用，除加快動用井間剩余油外，有利于蒸汽腔的擴大和地層溫度升高，形成汽竄通道等，實現(xiàn)一口井注汽代替井組注汽，多井整體吞吐[2]。

2.2.1 典型井組分析（圖1）

（1）井組1：位于重18井區(qū)2011年開發(fā)區(qū)J3q22-3層的水平井井組模型，該井組有三口水平井，井距70 m，其平均油層厚度為9.5 m，埋深303 m，原始油層溫度19，50 ℃時平均原油粘度20 800 mPa·s，截至2014年12月已生產(chǎn)3年半，平均吞吐了9個周期。現(xiàn)從2015年2月份開始對井組1展開一注多采試驗，預測3年9個周期，半年之后開始明顯見效，一注多采與同注同采比較數(shù)據(jù)如表1。

（2）井組2：位于重18井區(qū)2012年開發(fā)區(qū)J1b4層的水平井井組模型，該井組由三口水平井組成，井距70 m，其平均油層厚度為6.7 m，平均埋深443 m，原始油層溫度21，50 ℃時平均原油粘度8 000 mPa·s，截至2014年12月已生產(chǎn)2年半，平均吞吐了5個周期。現(xiàn)從2015年4月份開始對井組2展開一注多采試驗，預測3年9個周期，增產(chǎn)效果不明顯，井組2一注多采與同注同采比較數(shù)據(jù)如表2。

（3）井組3：位于重18井區(qū)2012年開發(fā)區(qū)J1b2+3層的水平井井組模型，該井組由三口水平井組成，井距70 m，其平均油層厚度為5.3 m，平均埋深380 m，原始油層溫度21，50 ℃時平均原油粘度20 100 mPa·s，截至2014年12月已生產(chǎn)2年半，平均吞吐了5個周期。現(xiàn)從2015年2月份開始對井組2展開一注多采試驗，預測3年9個周期，增產(chǎn)效果低于井組1，井組3一注多采與同注同采累產(chǎn)油比較數(shù)據(jù)如表3。

一注多采試驗后可以看出井組1和井組3的吞吐效果得到改善，且井組1效果要好于井組3，而井組2由于開發(fā)單元平面上動用不均衡且井間并沒有建立較好的熱連通，導致一注多采吞吐效果并不明顯。