薄互層稠油油藏中后期二次開發研究與實踐

郝少勤

摘 要：薄互層稠油油藏在進入開發后期后，雖然采出程度高，但普遍存在著縱向動用不均的矛盾，受油藏及井況限制，平面、縱向均有剩余油無法采出，制約了開發效果的進一步提高。因此，在二次開發之前，首先要通過精細油藏描述，精確認識油藏現階段特點及剩余油分布規律，創新部署井間挖潛水平井方式，提高水平井產能，同時采取了一系列配套措施，通過注汽管柱、注汽量、采油管柱的優化及汽竄的防治，保證了水平井投產效果。實踐證明，薄互層稠油油藏吞吐后期以水平井井間加密方式進行二次開發從技術上是可行的。

關鍵詞：薄互層稠油油藏、二次開發、動用程度、剩余油分布、井間挖潛、水平井、

前言

曙光油田杜48塊含油面積3.5km2，地質儲量1689×104t，屬于典型的薄互層稠油油藏。區塊儲量基數大，儲層物性好，剩余油相對富集，但吞吐效果隨吞吐輪次的增加，無有效手段大幅度改善，在蒸汽驅、熱水驅等轉換開發方式試驗無明顯進展的情況下，選擇適合的方式進行二次開發既是生產形勢的需要，也是油藏開發的需要。本次通過對薄互層稠油油藏吞吐后期二次開發方式的探討，明確了此類油藏以水平井挖潛為主的二次開發方向，為后續規模實施二次開發進行了技術準備，對曙光油田持續穩定發展具有重要的現實意義。

1.薄互層油藏開發現狀與存在問題

1.1油藏開發現狀

杜48塊1987年10月采用100m正方形井網蒸汽吞吐方式投入開發，其開發歷史大致分為：上產階段、穩產階段、遞減階段。截止2015年10月底區塊共有油井252口，開井123口，日產油250t，采油速度0.51%，采出程度17.53%，可采儲量采出程度94.2%。

1.2一次開發中存在的主要問題

區塊由于開發時間長，一直以吞吐開發為主，導致套壞、出砂、落物、低產等原因造成的停產井逐年增加，目產停產井總數達53口，占總井數的21%，目前仍然以吞吐開發為主，平均吞吐周期達12.1%，目前平均周期產油量下降到652t，僅為初期周期產油的26%。現井網下以目前開發方式難以進一步提高采出程度。

2 精細油藏研究二次開發

2.1構造特征

杜48塊整體構造形態為一北西向南東傾斜的單斜構造，地層傾角西緩東陡，西部10°左右，東部地層變陡，地層傾角達25°左右。

2.2儲層特征

杜Ⅰ～Ⅲ組油層孔隙度一般為23～27%，平均25.5%，屬大～中孔。滲透率一般為300～1000×10-3μm2，平均781×10-3μm2，屬中～低滲透層。滲透率非均質程度高，滲透率級差13～14，綜合非均質系數27.3。 縱向上，孔隙度及滲透率由杜Ⅰ至杜Ⅲ依次降低，平面上，孔隙度及滲透率高值區一般分布在辮狀分流河道附近。

2.3沉積特征

薄互層稠油油藏沉積微相復雜，大體可分為四種沉積微相：辮狀分流河道主體微相、河口壩主體微相、河道及砂壩的側緣及前緣薄砂微相、分流間微相。

2.4油水分布

縱向上劃分為杜0、杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ四個油層組，10個砂巖組，30個單砂層。杜零組厚度變化大，為純油藏；杜Ⅰ、Ⅱ組油層全區分布，連通性好，為純油藏，油層西南向東北逐漸變薄；杜Ⅲ組油層只在區塊南部發育，向東北逐漸尖滅。區塊只在靠近曙1-47-20井區有邊水。

3.創新部署井間挖潛水平井方式，提高水平井產能

3.1剩余油分布規律認識

我們選擇了杜48塊東部為水平井部署目標區。應用數值模擬技術，我們對目標區域進行了數值模擬研究。

數值模擬結果表明，杜Ⅰ1-2號層在目標區內屬剩余油相對富集層，適合水平井挖潛。

3.2優化水平井部井方式

這次水平井部署采用了垂直等高線部署的方式，并且從低部位向高部位部署（圖1），這主要是為了充分利用自然高差提高井底生產壓差，目前已完鉆井平均A 點深度比B 點低62m，相當于提高生產壓差0.6MPa左右。

3.3優化水平井軌跡設計

為井一步提高井底生產壓差，我們對靶前軌跡進行了優化，選用了“魚鉤型”設計，降低了油層以上井斜角，可以把泵下到更深的位置，最大限度地增加了井底壓差，提高了生產效果。

4、應用配套技術，保證水平井生產效果

在曙光油田薄互層油藏實施的井間水平井，由于地層壓力低，為保證水平井生產效果，我們采取了一系列配套措施，通過注汽管柱、注汽量、采油管柱的優化及汽竄的防治，保證了水平井投產效果。

4.1注汽管柱及注汽量的設計

首輪注汽強度設計主要參考了數值模擬的結果，注汽強度一般在12-14t/m周期產油量最高，考慮到設備能力及生產運行情況，實際中我們首輪注汽量平均為12.0t/m.。第二輪以后我們依據第一輪生產情況結合直井周期吞吐規律，一般注汽量保持1～2個周期，第3、4周期后適量加大注汽強度。從實際效果看注汽量的設計是合適的。

4.2采油管柱設計

由于地層壓力低，采油管柱設計在目前舉升技術能保證的前提下，盡可能加深泵掛，由于采用了魚鉤型軌跡，在現有抽油泵最多能下到井斜60°的情況下，下泵垂深能接近水平段垂深，目前投產四口水平井A點平均垂深1051m，B點平均垂深989m，下泵垂深平均1035m，接近水平段中下部，有效增加了井底壓差，提高了產能。

4.3汽竄防治

薄互層油藏吞吐后期，吞吐過程中存在最主要的問題是井間干擾的問題，汽竄嚴重，造能量不能有效利用，吞吐效果越來越差。井間加密水平井與原來直井井距只有50米左右，汽竄問題是制約水平井吞吐效果的最主要的問題。為解決水平井與直井在吞吐過程中的汽竄問題，我們主要采用了同注同采、一注多采、選注選采的辦法將汽竄影響降到最低。

5、效果分析

應用本項目形成的薄互層油藏吞吐后期水平井二次開發配套技術，目前已在杜48塊中部署水平井29口，目前年已實施23口井，累計產油6.4×104t ，區塊采油速度分別提高了0.31%和0.28%，效果比較明顯。

6、結論

1）薄互層稠油油藏吞吐后期以水平井井間加密方式進行二次開發效果比較好，從技術上是可行的；

2）采用垂直等高線部署水平井及“魚鉤型”軌跡設計有效提高了低地層壓力下水平井的生產壓差。

3）配套防汽竄技術有效減小了井間加密水平井與直井的井間干擾，提高了區塊開發效果。