杜212南塊興隆臺油藏未動用儲量水平井開發研究

劉如杰

中國石油遼河油田公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109

杜212塊興隆臺是曙光油田超稠油主力區塊，經過近40年開發，可采儲量采出程度達到71%(主力區域杜212中北部興隆臺油層可采儲量采出程度82.3%，杜212南塊興隆臺油層可采儲量采出程度僅3.05%)。在儲采比日趨緊張的情況下，迫切需要科技人員創新開發理念，運用多種技術手段經濟有效地開發杜212南塊興隆臺未動用儲量。近年來，針對杜212南塊興隆臺油藏地質條件差、采出程度低、油層發育復雜的問題，采用水平井規模開發，2007年開始在區塊中部部署第一口水平井，之后逐步向邊部滾動擴邊部署水平井，并優化注采工藝，配套先進工藝措施保障高效開發，新增動用地質儲量710×104t，新增可采儲量210×104t，區塊開發效果大幅改善。

1 研究背景

1.1 地質特征

杜212南塊位于曙一區北部，遼河斷陷西斜坡中段，開發層系為第三系沙河街組一、二段興隆臺油層，含油面積1.7 km2，有效厚度20.3 m，地質儲量988×104t，為典型的薄互層狀超稠油油藏。

區塊構造為一個北西向南東傾斜的單斜構造，受斷層逆牽引作用，局部區域在斜坡背景上形成鼻狀構造[1]，地層傾角3°～5°，油藏埋深,645～901m。砂體較發育、儲層物性較好的河道微相含油性好，飽和度最高達70%，平均孔隙度25.2%，平均滲透率1 531×10-3μm2，屬于高孔、高滲儲層，由北西向南東儲層物性逐漸變好[2]，是典型的巖性油藏[3]。

1.2 存在問題

1)儲量動用程度低

杜212南塊興隆臺從1999年開始蒸汽吞吐開發超稠油，1999年前杜212塊開發目的層為大凌河和杜家臺油層，對上覆興隆臺油層控制程度高，1999年開始優選原井生產層位井況差、低產能、單層厚度大于5 m共計27口井實施老井上返興隆臺油層試采，截止2006年低，開井8口，年產1.2×104t，累產油5.8×104t，采出程度僅3.05%，試采成功說明區塊具有開發部署物質基礎，但試采出砂、出水問題較嚴重，說明興隆臺油層邊、底、頂水活躍，油層膠結疏松[4]。

2)油層發育復雜

杜212南塊興隆臺油層縱向上自上而下發育興I、興II、興III、興IV和興V組共5套有層組，其中興I、興II為主力油層，興I平均油層厚度5～10 m，興II油層平均厚度10～20 m，油層厚度差異大，直井開采過程中受蒸汽超覆影響縱向動用不均問題突出，統計12口試采井高溫四參數資料發現，吸汽好油層僅占36%。此外，油層頂、底部均有水層，直井受射孔厚度和避水距離所限，單井控制儲量小，試采油井曙1-019-367井共射開油層5層23 m，最大單層厚度9.9 m，最小油層厚度2.0 m，最上部4#層距離頂部水層僅7.3 m，試采第2輪便發生頂水下竄，導致油井出水。區塊油層埋藏淺，地層膠結疏松，出砂問題嚴重，區塊有19口井套管有不同程度損壞，占總井數70%。

3)原油物性差

杜212南塊興隆臺50 ℃地面脫氣原油黏度12.3×104mPa·s，地下溫場未形成，蒸汽不能擴散到較遠的油層，僅在井底周圍聚集，造成注汽壓力高，試采井前3周期平均注汽壓力高于16 MPa，注汽壓力高，蒸汽干度低，導致吞吐效果差。

2 水平井開發技術研究

針對杜212南塊儲量動用程度低、油層發育差、原油物性差等特點，2007年開始利用水平井井段長、瀉油面積大、動用儲量高等優點，實施水平井蒸汽吞吐開發。開發過程中從水平井井網部署、注采工藝、配套措施等方面優化設計，確保水平井開發效果，在保證單控儲量基礎上，最大程度地動用杜212南興隆臺油藏未動用儲量。

2.1 井位部署

2.1.1目的層厚度

水平井產量受油層厚度影響[5]，杜212南興隆臺油層23口水平井主要部署在厚度大的興II組油層，目的層厚度在4.2～25 m之間，平均目的層厚度12.7 m，通過統計目的層厚度與日產能力及累產油關系見圖1、圖2。

圖1 水平井日產能力與目的層厚度關系

圖2 水平井日累產油與目的層厚度關系

由圖1、圖2可見，目的層厚度越大，水平井生產效果越好，厚度低于6 m效果較差。目的層厚度薄，會導致地層和流體彈性能量不足，注入困難，產液量及產油量低[6]。

杜212-興H224、杜212-興219分別位于區塊中部和邊部，其中杜212-興H224井目的層厚度為20.4 m，杜212-興H219井僅為4.3 m，統計兩口井的1-10周期產油情況見表1，其中杜212-興H224井累產2.35×104t，平均周期產油2 350 t，而杜212-興H219井累產1.01×104t，平均周期產油1 010 t，說明目的層厚度越厚油井產能越高。

表1 杜212-興H224與杜212-興H219生產效果統計表

2.1.2水平井段長度

水平井產量與水平段長度成線性增長[7]，但在水平段起點干度一定條件下，水平段越長，蒸汽沿水平段向末端移動熱損失越大，末端吸熱效果變差，不利于油層均衡動用。杜212南塊興隆臺水平段長度212～488 m之間，平均水平段長度335 m。統計發現水平井段長度與累產油并無相關性，但大于400 m兩口水平井在第3周期均發生套壞倒井，所以綜合考慮注汽效果及油井壽命，區塊水平段長度在200～400 m范圍內最優。

2.1.3水平井在油層中位置

水平井在油層中位置應以油層動用程度最高、熱能利用率最優、排除出水隱患為目的。考慮蒸汽超覆及稠油重力瀉油作用[8-9]，水平井位置應處于油層下部，但同時要防止底水錐進，所以水平井需要與底水保持一定距離。杜212南塊興隆臺由于有底水發育，油層厚度薄，水平井均部署在油層中下部，與底水距離大于10 m，未發生底水錐進導致出水問題。

2.2 注采工藝

2.2.1注汽參數

注汽參數主要為注汽強度、注汽速度、燜井時間等參數。

注汽強度：綜合考慮杜212南塊興隆臺油藏地層發育、油層動用、注汽壓力等參數，注汽強度低，周期累產油低；注汽強度高，加熱范圍增加，但太高會將稠油推向遠離井筒位置，影響開發效果[10]。統計23口水平井注汽強度與周期效果關系發現，低周期(1～5周期)注汽強度低于8 t/m，中周期(6～11周期)注汽強度在9～13 t/m，高周期(大于11周期)注汽強度在14～18 t/m間水平井生產效果較好。杜212-興H221井位于區塊南部，目的層縱向厚度4.3 m，50 ℃地面脫氣原油黏度為13.8×104mPa·s，杜212-興H221不同注汽強度效果統計見表2。

表2 杜212-興H221不同注汽強度效果統計

由表2可以看出，前2周期注汽強度為12 t/m，注汽壓力最高位16.7 MPa，周期產油量不足200 t；從3周期開始，強度降低到8 t/m，注汽壓力降低到15.4 MPa，周期產油上升到283 t，第6周期強度降低到6 t/m，注汽壓力為14.2 MPa，周期產油達到899 t，油汽比為0.45，生產效果得以逐步改善。

注汽速度：受鍋爐注汽能力限制，注汽速度范圍較為固定(小鍋爐注汽速度介于5.5～8 t/h，大鍋爐注汽速度介于13～18 t/h)。油井吸汽剖面測試結果顯示，當注汽排量為5.0～7.5 t/h，井筒每百米干度損失2.5%；當注汽排量增加到9.0～14.0 t/h時，井筒百米干度損失1.9%；當注汽排量提高到15.0～18.0t/h時，每100 m干度損失1.3%。隨著注汽速度增高，熱損失越小，井底蒸汽干度值越高。綜合考慮杜212南塊興隆臺油井地層吸熱能力，在能注入情況下，盡量采用高注汽速度，減少熱量損失。

燜井時間：注汽后燜井是蒸汽與油藏中孔隙介質充分熱交換過程，使蒸汽所攜帶熱量有效傳遞給油藏。燜井時間的長短直接影響水平井開發按效果，燜井時間過短，注入蒸汽擴散能力差，僅集中在井底附近，放噴時井底壓降增大，易使凝析水閃蒸汽化，降低油層熱利用率；燜井時間過長，向頂、蓋層交換時間長，熱損失增大，減少生產時間。杜212南塊興隆臺油井合理燜井時間主要依據燜井壓降變化確定，即熱傳導趨于穩定，油藏壓力穩定，溫度變化平穩時間[11]，低周期適當縮短燜井天數(一般為2～5 d)。

2.2.2生產參數

采液強度主要是控制放噴、下泵生產階段強度，要綜合地層出砂史、井況完好情況、油層動用厚度設計合理采液強度，且要保證采液強度穩定。如果采液強度不穩定，引起生產壓差巨變，導致地層激動出砂，進而引發套損甚至倒井[12]。對杜212南塊興隆臺出砂水平井采液量控制在30 t/d以內，不出砂井最高采液量50 t/d。

2.3 配套措施

2.3.1均勻注汽

杜212南塊興隆臺水平井為中-強非均質性，非均質性強造成水平段吸汽不均造成動用不均，影響生產效果。統計區塊23口水平井效果見表3。動用程度越差井油井產能越低，區塊北部5口井動用差比例為36.17%，周期產能為1 520 t；中部13口動用差所占比例為11.17%，周期產能為1 927 t；南部5口動用差比例為54.79%，周期產能僅為986 t。

針對水平段動用不均矛盾，通過應用多種井下管柱，實現油井細分段注汽，調節小段配汽量，提高水平段動用程度和注入蒸汽的有效利用率，最大限度的實現全井段均衡動用，采用工藝技術主要工藝為水平井分段注汽。

根據水平井井溫剖面找出動用程度差異大水平段，通過調整阻隔器及注汽閥位置，有目的地將總注汽量按動用程度設計配注量，根據需要選擇注蒸汽的順序，注夠設計汽量后，投球打開配注閥，使另一水平段繼續注汽，直到注夠汽量為止，從而實現設計要求。

表3 區塊北、中、南部動用程度與周期產油關系表

2.3.2氮氣輔助增能

杜212南塊水平井最高周期15周期，平均8.7周期，水平井進入高周期后，地層虧空加大，注汽壓力降低，排水期延長，周期生產效果變差，借助蒸汽+氮氣輔助吞吐技術可以改善水平井低壓低產問題。在注蒸汽過程中連續向油套環空注入定量的氮氣+磺酸鹽泡沫流，利用賈敏效應，達到調整吸汽剖面，提高油層縱向動用程度的作用，同時利用氮氣好的膨脹性能，在開井生產時，增加返排能力，提高采注比。

3 應用效果

在深入地質研究基礎上，優化井位部署。2018年在杜212南塊興隆臺油層興II組部署水平井6口，水平段長度228～367 m，目的層厚度平均12.9 m，縱向上位于油層中下部，距離底水平均11.3 m，預計年產油1.45×104t。

以最佳注采質量為原則，優化注采工藝。對區塊邊部油層厚度薄、原油黏度高、注汽壓力高、低周期的5口井，將注汽強度由11.3 t/m降低到7.3 t/m，注汽速度由7.5 t/h提高到11 t/h，燜井時間由6.2 d縮短為4.7 d，單井產液量控制在25 t/d，實施后周期對比平均單井增油量173 t，油汽比提高0.02。

根據水平段動用程度及地層壓力狀況，優選分段注汽、氮氣輔助增能措施。其中實施分段注汽22井次，水平段吸汽逐漸變得均勻；實施氮氣輔助增能2井次，注汽壓力提高3.5 MPa，周期產油增加478 t。

4 結論

1)水平井蒸汽吞吐開發是提高杜212南塊興隆臺未動用儲量的有效手段。

2)通過優化水平井井位部署、優化注采工藝設計、優選配套工藝措施可以提高水平井開發效果。

3)杜212南塊興隆臺水平井最優部署原則，水平段200～400 m，目的層厚度大于10 m，處于油層下部。注汽參數根據油井所處周期動態調節。水平段動用不均可以利用分段注汽措施改善，低壓低產可利用氮氣輔助吞吐措施改善。