單家寺油田單2西活躍邊底水超稠油油藏水平井開發(fā)研究與實(shí)踐

朱云軒

(中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京 100083)

孫洪衛(wèi)

(中石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256600)

單家寺油田單2西活躍邊底水超稠油油藏水平井開發(fā)研究與實(shí)踐

朱云軒

(中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京 100083)

孫洪衛(wèi)

(中石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256600)

單家寺油田單2西沙三段4砂組為厚層活躍邊底水超稠油油藏，由于儲(chǔ)層物性差、靠近油水界面、開采技術(shù)不配套等原因，直井蒸汽吞吐開發(fā)周期生產(chǎn)時(shí)間短，含水率上升快，周期產(chǎn)量低，開發(fā)效果差。基于數(shù)值模擬技術(shù)，研究了該區(qū)剩余油分布，分析了水平井經(jīng)濟(jì)及技術(shù)界限，優(yōu)化了水平井參數(shù)，研究表明，井型以水平井最佳，合理井距為90～100m，排距為100m時(shí)最合理；當(dāng)水平段長(zhǎng)度在200～250m之間時(shí)，采出程度和單儲(chǔ)凈累計(jì)產(chǎn)油達(dá)到最大；當(dāng)水平段距油層段頂7/10時(shí)采出程度最高，水平段優(yōu)選位于油層中部偏下。該研究成果改善了單2西沙三段4砂組開發(fā)效果，提高了采收率，對(duì)活躍邊底水超稠油油藏開發(fā)具有一定的借鑒意義。

超稠油油藏；邊底水油藏；水平井；采收率；數(shù)值模擬

1 區(qū)塊概況

圖1 單2西剩余油飽和度場(chǎng)圖

單家寺油田單2西沙三段4砂組油藏埋深1110～1250m。構(gòu)造呈自西、南向東、北逐漸抬升的構(gòu)造形態(tài)，地層傾角約為3～8°。儲(chǔ)層平均孔隙度34%，空氣平均滲透率839.6D[1]。地面原油密度0.993～1.015g/cm3，地面原油黏度(50℃脫氣)89329mPa·s，為超稠油油藏。砂體構(gòu)造高部位為油層，邊水主要分布在砂體西南部的邊緣地區(qū)，外油水界面在1175～1195m之間，內(nèi)油水界面在1135～1165m之間，水體較活躍。單2西沙三段4砂組1985年蒸汽吞吐試采，共投產(chǎn)直井27口，截止到2013年12月，皆因高含水、套管損壞、低產(chǎn)效益差等原因相繼停產(chǎn)報(bào)廢，采出程度只有6.9%，基本處于報(bào)廢狀態(tài)。

2 剩余油分布研究

2.1 平面剩余油分布規(guī)律

單2西沙三段4砂組儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，平面上動(dòng)用不均衡。根據(jù)數(shù)值模擬研究結(jié)果(圖1)，靠近物性較好的試驗(yàn)區(qū)油井平均單井累計(jì)采油1.7×104t，采出程度高，剩余油飽和度較低。邊部井因低產(chǎn)、靠近油水界面采出程度低，剩余油飽和度較高，甚至未動(dòng)用。

2.2 縱向剩余油分布規(guī)律

縱向上剩余油飽和度分布受構(gòu)造、縱向非均質(zhì)性、蒸汽超覆、井區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度的共同影響。數(shù)模結(jié)果(圖2)顯示，單2西東部采出程度高，縱向上油層中上部剩余油飽和度低，中下部剩余油飽和度高；單2西中部和西部采出程度低，基本未動(dòng)用，縱向上油層中上部剩余油飽和度仍然較高，下部為底水。

圖2 單2西東西向剩余油飽和度剖面圖

3 水平井開發(fā)經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限研究

3.1 水平井開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限研究

3.1.1 經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量

考慮單井鉆井成本(約633萬元)、采油投資(180萬元)、地面建設(shè)費(fèi)用(240萬元)、熱采噸油成本(1350元)等經(jīng)濟(jì)參數(shù)，計(jì)算了水平井蒸汽吞吐生產(chǎn)井的單井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，油價(jià)70美元/桶時(shí)，水平井經(jīng)濟(jì)極限累計(jì)產(chǎn)量為6900t。

3.1.2 經(jīng)濟(jì)極限吞吐油汽比

蒸汽極限吞吐油汽比是當(dāng)吞吐末盈虧平衡時(shí)對(duì)應(yīng)的油汽比。按照蒸汽吞吐經(jīng)濟(jì)極限油汽比計(jì)算公式[2,3]作圖(圖3)，可以看出當(dāng)原油價(jià)格為70美元/桶時(shí)，蒸汽吞吐經(jīng)濟(jì)極限油汽比為0.13t/t。

3.2 水平井開發(fā)技術(shù)界限研究

3.2.1 井型優(yōu)化論證

1)水平井注汽能力強(qiáng) 由于水平井與油藏的接觸面積比直井大，可有效提高注汽能力[4]，圖4為注汽壓力比值與油層厚度關(guān)系，可以看出水平井注汽壓力比值平均是直井的2.7倍。

圖3 極限吞吐油汽比與原油價(jià)格關(guān)系曲線 圖4 注汽壓力比值與油層厚度關(guān)系曲線

2)水平井熱損失率低 圖5為熱損失率與油層厚度關(guān)系，可以看出水平井在油層厚度10～20m稠油油藏的熱損失為20%～40%，比直井熱損失降低20%～30%，能夠較好地保證熱采效果。

3.2.2 井距優(yōu)化

根據(jù)單2西沙三段4砂組有效厚度分布特征，利用水平井組合模型分別計(jì)算了10、15m油層厚度下不同井距的開發(fā)指標(biāo)[5]，從模擬結(jié)果(圖6)可以看出，油層厚度越大，合理井距逐漸減小。當(dāng)油層厚度為10m時(shí)，合理井距為100m；當(dāng)油層厚度為15m時(shí)，合理井距為90m。

圖5 熱損失率與油層厚度關(guān)系曲線 圖6 不同井距與單儲(chǔ)凈累計(jì)產(chǎn)油關(guān)系曲線

3.2.3 排距優(yōu)化

利用水平井組合模型分別計(jì)算了80、90、100、110、120、150m排距下生產(chǎn)6周期后的開發(fā)指標(biāo)，數(shù)值模擬結(jié)果見表1。當(dāng)排距為100m時(shí)，采出程度和單儲(chǔ)凈累計(jì)產(chǎn)油最高，因此開發(fā)中優(yōu)選合理排距為100m。

表1 不同排距下蒸汽吞吐6周期的生產(chǎn)指標(biāo)

3.2.4 水平井井身參數(shù)優(yōu)化

1)水平段長(zhǎng)度 利用數(shù)模模型分別計(jì)算了生產(chǎn)井與注汽井水平段長(zhǎng)度為100、150、200、250、300m時(shí)吞吐的生產(chǎn)效果，計(jì)算結(jié)果如表2所示。隨著水平段的增加，累計(jì)產(chǎn)油量不斷增加，當(dāng)水平段長(zhǎng)度在200～250m之間時(shí)，采出程度和單儲(chǔ)凈累計(jì)產(chǎn)油達(dá)到最大。

表2 不同水平段長(zhǎng)度吞吐6周期開發(fā)指標(biāo)對(duì)比

2)水平段縱向位置優(yōu)化 利用數(shù)值模擬模型預(yù)測(cè)了生產(chǎn)水平井在油層不同位置的吞吐生產(chǎn)效果，從數(shù)值模擬結(jié)果(表3)可以看出，累計(jì)產(chǎn)油量均能達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，具有經(jīng)濟(jì)效益；總體上看，水平段距油層段頂(距頂位置)7/10時(shí)采出程度最高，凈產(chǎn)油量最大，水平段優(yōu)選位于油層中部偏下。

表3 生產(chǎn)井不同縱向位置吞吐開發(fā)指標(biāo)對(duì)比

4 超稠油水平井開發(fā)技術(shù)配套完善

在前期研究的基礎(chǔ)上，優(yōu)化水平井參數(shù)，為輔助水平井蒸汽吞吐，采用高效油溶性復(fù)合降黏劑，充分利用其協(xié)同降黏作用、混合傳質(zhì)及增能助排性能，大幅度降低注汽壓力、擴(kuò)大吞吐波及范圍。通過該技術(shù)的研究，單2西沙三段4砂組部署新鉆水平井14口，新增產(chǎn)能2.8×104t，新增可采儲(chǔ)量24.0×104t，采收率提高13.1%，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了較好的效果。

5 結(jié)論

1)單2西沙三段4砂組儲(chǔ)量動(dòng)用程度低，平面上動(dòng)用不均衡。縱向上剩余油飽和度分布受構(gòu)造、縱向非均質(zhì)性、蒸汽超覆、井區(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度的共同影響。

2)水平井開發(fā)技術(shù)研究中,井型以水平井最佳；油層厚度為10m時(shí)，合理井距為100m；油層厚度為15m時(shí)，合理井距為90m；排距為100m時(shí)最合理。

3)水平井井身參數(shù)優(yōu)化研究中，當(dāng)水平段長(zhǎng)度在200～250m之間時(shí)，采出程度和單儲(chǔ)凈累計(jì)產(chǎn)油達(dá)到最大；水平段距油層段頂7/10時(shí)采出程度最高，凈產(chǎn)油量最大，水平段優(yōu)選位于油層中部偏下。

4)單2西沙三段4砂組部署新鉆水平井14口，新增產(chǎn)能2.8×104t，新增可采儲(chǔ)量24.0×104t，采收率提高13.1%，該研究對(duì)活躍邊底水超稠油油藏開發(fā)具有一定的借鑒意義。

[1]謝風(fēng)猛, 沈國(guó)華，朱孟高，等.單二塊稠油油藏剩余油分布規(guī)律研究及應(yīng)用[J].礦物巖石，2002，22(9)：82～85.

[2] 陳民鋒，郎兆新，莫小國(guó).超稠油油藏水平井蒸汽吞吐開發(fā)合理界限研究[J].特種油氣藏，2002，9(2)：37 ～41.

[3] 劉尚奇，包連純，遼河油田超稠油油藏開采方式研究[J].石油勘探與開發(fā)，1999，26(4)：80～81.

[4] 李賓飛，張繼國(guó)，超稠油HDCS高效開采技術(shù)研究[J].鉆采工藝，2009，32(6)：52～55.

[5] 孫洪衛(wèi)，單家寺稠油油藏水平井開發(fā)提高儲(chǔ)量動(dòng)用率研究與應(yīng)用[J].內(nèi)蒙古石油化工，2011，21(18)：131 ～133.

[編輯] 帥群

2016-10-05

朱云軒(1995-)，男，助理工程師，碩士生，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作，2017831857@qq.com。

TE345

A

1673-1409(2017)3-0061-04

[引著格式]朱云軒，孫洪衛(wèi).單家寺油田單2西活躍邊底水超稠油油藏水平井開發(fā)研究與實(shí)踐[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2017,14(3):61～64.