遼河油田杜84塊稠油油藏水平井開發(fā)技術(shù)研究及應(yīng)用

孫振彪

（中國石油遼河油田公司，遼寧盤錦 124010）

遼河油田杜84塊稠油油藏水平井開發(fā)技術(shù)研究及應(yīng)用

孫振彪

（中國石油遼河油田公司，遼寧盤錦 124010）

遼河油田杜84塊超稠油蒸汽吞吐開發(fā)中后期，伴隨水平井實(shí)施規(guī)模不斷擴(kuò)大，開發(fā)矛盾日益突出，水平段動用不均一直是普遍存在的主要矛盾。分析認(rèn)為水平段儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、水平段蒸汽超覆、周邊直井采出程度差異和注汽管柱工藝存在弊端是造成水平段動用不均的主要影響因素，為此，采取直平井組合吞吐、注化學(xué)藥劑輔助回采和完善注汽管柱工藝技術(shù)，達(dá)到調(diào)整水平段動用不均、提高動用程度、改善開發(fā)效果的目的。

遼河油田；杜84塊；水平井技術(shù)；注汽工藝

1 杜84塊概況

遼河油田曙一區(qū)杜84塊構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡曙上臺階中段，含油面積6.2 km2，地質(zhì)儲量8 273×104t，縱向上發(fā)育3套層系，即館陶油層組、興隆臺油層興I－Ⅳ組和興Ⅵ組，其中興隆臺油層組油藏埋深660～810 m，油層有效厚度20～80 m；平均孔隙度27.6%，平均滲透率1.92×10－3μm2；20℃地面脫氣原油密度大于1.0g／cm3，50℃時原油粘度為（7.2～16.8）×104mPa·s；凝固點(diǎn)平均在25℃以上；原始地層溫度為38～45℃，屬中厚層狀邊底水超稠油油藏。隨著蒸汽吞吐開發(fā)進(jìn)入中后期，產(chǎn)量維持難度逐步加大，水平井開發(fā)為維持穩(wěn)產(chǎn)日顯重要。特種油開發(fā)公司自2003年開始規(guī)模實(shí)施水平井以來，截止2011年底共投產(chǎn)吞吐水平井159口，占總井?dāng)?shù)的13.4%，年產(chǎn)油近40×104t，占總產(chǎn)量的31.1%，產(chǎn)量所占的比重逐年增大。但是隨著水平井規(guī)模實(shí)施的深入，水平井水平段動用不均的矛盾日趨突出。監(jiān)測資料顯示，水平井水平段動用不均的井約占80%，動用較差的水平井段約占總井段的1／2至2／3，水平段動用不均嚴(yán)重影響了水平井的生產(chǎn)效果。因此，為提高水平井開發(fā)效果，充分發(fā)揮水平井優(yōu)勢，亟待解決水平段動用不均問題。

2 影響水平井開發(fā)因素分析

2.1 水平段周邊直井采出程度差異大

對于直井間加密部署的水平井，由于臨近直井吞吐輪次參差不齊，注汽量多少不一，采出程度不同，蒸汽腔發(fā)育不均衡，直井溫度場環(huán)境對水平段對應(yīng)部位影響差異大，水平井水平段均勻動用程度受到影響。另外各直井與水平井間連通狀況差異大，注汽時互相干擾或頻繁汽竄，水平井注汽過程中蒸汽沿固有通道竄流，蒸汽波及體積小，造成產(chǎn)能損失，使水平段溫度場、壓力場、含油飽度場和剩余油分布均無規(guī)律，從而影響開發(fā)效果。以杜84－興H65井為例。測試該井投產(chǎn)前基礎(chǔ)溫度，發(fā)現(xiàn)腳跟井段平均溫度為105℃，該井段位置所對應(yīng)的4口一線直井平均吞吐高達(dá)16輪，采出程度達(dá)到32%，蒸汽腔發(fā)育較大，波及體積大，因此對對應(yīng)的水平井水平段部位溫度影響大；而該水平井腳尖井段部位基礎(chǔ)溫度僅為40℃，該井段對應(yīng)的4口一線直井平均僅吞吐了6輪，平均采出程度僅為18%，因此對對應(yīng)的水平井水平段部位溫度影響小。

2.2 水平段儲層非均質(zhì)性強(qiáng)

曙一區(qū)超稠油油藏具有近物源、快速沉積、結(jié)構(gòu)膠結(jié)疏松的沉積特點(diǎn)，儲層成巖性差，且含泥巖夾層，成熟度低，孔隙以粒間孔為主。由于巖石顆粒分選系數(shù)不同，油層縱向和層內(nèi)物性差異大，非均質(zhì)性強(qiáng)，高、低滲透層分布不均，尤其是水平段砂礫巖儲層由多種巖性迭加連片，平面和縱向上巖性差異更大，非均質(zhì)更嚴(yán)重。由于各水平井所處沉積部位不同，其沉積微相、水動力條件也有所差異，而且鉆遇及射開井段長度大，穿越多種物性差異明顯的巖性體，在一定注采壓力梯度下注入的熱流體易沿井間高滲透帶過早連通形成干擾，在注汽過程中水平井與鄰井發(fā)生井間干擾。通常水平段高滲透區(qū)方向錐體半徑大，也是汽竄的主要方向。油層平面的非均質(zhì)性，會使受熱錐體半徑呈不規(guī)則形態(tài)出現(xiàn)。水平段內(nèi)不同部位油層物性存在差異，非均質(zhì)性強(qiáng)，在蒸汽吞吐過程中吸汽強(qiáng)度存在差異，蒸汽沿水平段滲透率較高的部位容易突破，而導(dǎo)致水平段動用不均。如杜84－興H75井，井段的最大滲透率為1.728×10－3μm2，最小為0.1925×10－3μm2，且含大段泥巖，非均質(zhì)性異常明顯。

2.3 水平段蒸汽超覆

由于控制井段長，受地層傾角和井眼控制軌跡等因素影響，部分水平井水平段傾角相對較大，受蒸汽超覆作用影響，注入蒸汽優(yōu)先運(yùn)移至水平段高傾角部位，而低傾角部位油層不能得到有效動用，因此水平段上部油層動用程度高，而下部油層動用程度低。特別是當(dāng)油層滲透率縱向分布為正韻律分布時，油藏?zé)嵝矢?。因為?dāng)滲透率為正韻律分布時，油層底部滲透率大，而水平段軌跡一般都設(shè)計在靠近油層底部位置，蒸汽進(jìn)入油層后更容易向上部運(yùn)移，使蒸汽上竄更加嚴(yán)重，不能更多地用來加熱稠油，更容易導(dǎo)致水平段動用不均。

2.4 水平井注汽管柱工藝存在弊端

水平井普遍采用篩管完井，常規(guī)籠統(tǒng)注汽管柱工藝只有一個出汽口，大多靠近水平段腳尖部位，使水平段壓力場分布不均，局部壓力高，加上水平段過長（一般為200～500 m左右），濕蒸汽沿水平段從腳尖向腳跟流動擴(kuò)散過程中，不斷同油層進(jìn)行熱量和質(zhì)量交換，導(dǎo)致蒸汽壓力、熱焓和質(zhì)量逐漸遞減，水平段沿程熱損失較大，使遠(yuǎn)端加熱效果變差；經(jīng)過多輪次注汽，蒸汽會重復(fù)優(yōu)先進(jìn)入已被加熱或原油枯竭的通道，造成水平段油層吸汽不均，影響水平井段的利用率。

3 對策研究與應(yīng)用

3.1 直井與水平井組合整體吞吐技術(shù)

對于直井間加密的水平井與直井相互汽竄造成水平井水平段動用不均的問題，可利用直井與水平井間的汽竄關(guān)系，選擇周圍直井有順序地參與注汽，并適當(dāng)調(diào)整直井注汽量，調(diào)整蒸汽腔發(fā)育以及溫度場環(huán)境，對相鄰水平井水平段對應(yīng)部位實(shí)行熱力補(bǔ)充，使井組油層整體升溫，提高水平井蒸汽波及體積，有效改善水平井剖面動用狀況和生產(chǎn)效果［1］。如杜84－平43－44井組2周期注汽時，設(shè)計5口直井參與注汽，直井注汽量由平均2300t增加到3 000 t，直井與水平井組合整體吞吐，水平井井溫整體上都有較大幅度提高，其中平43井水平段井溫剖面顯示由原來的腳尖動用差而變得平緩，水平段井溫平均上升32℃，原來動用差的腳尖部位溫度平均提高25℃；平44井水平段井溫平均上升46℃，原來最低溫度部位也提高27℃。水平井不僅水平段溫度得到改善和提高，而且單井周期產(chǎn)油也大幅度增加，由上周期1 885 t增加到3 490 t，油汽比提高0.17。

3.2 水平井化學(xué)輔助吞吐技術(shù)

3.2.1 綜合調(diào)剖技術(shù)

為解決水平井水平段由于受儲層非均質(zhì)性影響剖面吸汽不均的問題，采取段塞式注入氮?dú)廨o助無固相顆粒高溫發(fā)泡劑的調(diào)剖技術(shù)，封堵水平段油層高滲透大孔道，防止汽竄，調(diào)整吸汽剖面。該技術(shù)解決了常規(guī)顆粒堵劑調(diào)剖手段受激光割縫篩管完井方式的制約和普通調(diào)剖劑的賈敏效應(yīng)受發(fā)泡量及泡沫強(qiáng)度限制而調(diào)剖作用有限的問題［2］。該技術(shù)累計實(shí)施20余井次，從實(shí)施后井溫監(jiān)測曲線來看，起到了有效調(diào)整井溫剖面作用，同時增油效果顯著，平均單井增油量917 t，油汽比提高了0.16。

3.2.2 三元復(fù)合吞吐技術(shù)

同時向水平段油層注入高干度蒸汽、CO2和表面活性劑，其中高干度蒸汽加熱水平段油層，降低原油粘度；CO2溶解并膨脹原油，降低原油粘度和界面張力，擴(kuò)大蒸汽波及半徑，形成溶解氣驅(qū)等作用；表面活性劑通過形成微泡沫屏障體系，產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，封堵蒸汽竄流通道，調(diào)整吸汽剖面，發(fā)揮降粘助排等作用。該技術(shù)有效率高，平均單井增油可達(dá)800 t以上，連續(xù)實(shí)施效果好，成本較低［3］。如杜84－平46井，井溫監(jiān)測資料表明，第2周期水平段中部溫度較高，腳尖基本沒有變化，第3周期采取該技術(shù)，整個水平段剖面動用溫度明顯調(diào)整，腳尖溫度平均升高35℃，而且水平段前三分之一溫度明顯升高，平均升高20℃，周期增油1 688 t，油汽比提高0.15。該技術(shù)累計實(shí)施134井次，平均單井增油826 t，油汽比提高0.13。

3.3 水平井均勻注汽工藝技術(shù)

3.3.1 分段注汽技術(shù)

分段注汽技術(shù)是為解決水平井籠統(tǒng)注汽普遍存在的水平段儲層動用不均的矛盾，在常規(guī)籠統(tǒng)注汽管柱上安裝封隔器、注汽閥、分配器和扶正器，進(jìn)行分段有序獨(dú)立注汽。根據(jù)油藏地質(zhì)特征和井溫監(jiān)測資料顯示的井段動用狀況，在水平段注汽管注上采用封隔器將注汽管與篩管之間封隔，將籠統(tǒng)注汽的一個注汽腔分隔成兩個或多個相對獨(dú)立的注汽腔，通過優(yōu)化設(shè)計注汽參數(shù)，投放配注球打開管內(nèi)分配器，有針對性地對水平段分段實(shí)施注汽，并對封隔器位置、尺寸和注汽閥大小等進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，靈活實(shí)現(xiàn)兩段或多段分注，調(diào)整水平段吸汽剖面，改善水平段油層動用不均狀況，提高水平段動用程度，改善開發(fā)效果［4］。該技術(shù)累計實(shí)施20余井次，水平段溫度剖面顯示改善明顯，平均單井周期增油793 t，油汽比提高0.13。

3.3.2 多段同注技術(shù)

多段同注技術(shù)是為解決水平井常規(guī)籠統(tǒng)注汽存在的水平段儲層動用不均的矛盾，在現(xiàn)有籠統(tǒng)注汽管柱上安裝封隔器、扶正器和注汽閥，對水平段進(jìn)行分段同時注汽。根據(jù)油藏地質(zhì)特征和井溫剖面監(jiān)測資料顯示的井段動用狀況，在水平段注汽管注上采用封隔器，有針對性地將注汽管與篩管之間封隔，將籠統(tǒng)注汽的一個注汽腔分隔成兩個或多個相對獨(dú)立的注汽腔，在各個注汽腔配置注汽閥，并優(yōu)化設(shè)計注汽閥位置、數(shù)量、尺寸和注汽閥上孔眼數(shù)量以及注汽量等參數(shù)，利用注汽閥上孔眼數(shù)量多少進(jìn)行調(diào)整進(jìn)入各注汽腔的注汽量，有針對性地對水平段實(shí)施分段同時注汽，有效調(diào)整水平段吸汽剖面，提高水平段動用程度，改善開發(fā)效果。該技術(shù)累計實(shí)施10余井次，井溫監(jiān)測資料顯示，剖面溫度明顯提高，平均提高35℃，平均單井增油682 t，油汽比提高0.09。

3.3.3 雙管注汽技術(shù)

水平井雙管注汽技術(shù)是通過在注汽井口增加1個四通，采取“雙懸掛”的方式，在水平井井筒內(nèi)下入φ114 mm保溫管和φ48 mm無接箍油管，構(gòu)成內(nèi)外同心雙注汽管柱結(jié)構(gòu)，油套環(huán)空采用氮?dú)飧魺?，管柱均下入水平段底部。根?jù)水平段動用程度差異，注汽過程中通過調(diào)整內(nèi)外管柱下深和通過地面流量調(diào)節(jié)閥靈活對井底2個出汽點(diǎn)流量分別調(diào)控，實(shí)現(xiàn)對水平段“腳跟和腳尖”不同位置同時注汽，并通過懸流器和混相器實(shí)現(xiàn)對內(nèi)管和外管蒸汽的等干度分配，解決水平井段動用不均問題［5］。如杜84－興H67井實(shí)施該技術(shù)，內(nèi)管注入蒸汽4 730 t，外管注入蒸汽3 151 t，措施后該井水平段動用長度由195 m提高到了280 m，生產(chǎn)效果也得到明顯改善，增油1 704 t，油汽比提高0.18。該技術(shù)累計實(shí)施90余井次，水平段溫度剖面顯示“腳跟和腳尖”溫度調(diào)整明顯，平均單井增油708 t，油汽比提高0.07。

3 結(jié)論

（1）直井與水平井組合整體蒸汽吞吐能夠有效利用井間汽竄通道，維持井間壓力平衡，有效抑制井間汽竄，減少蒸汽外溢造成產(chǎn)能損失，提高水平段蒸汽波及體積，調(diào)整水平段均勻動用程度。

（2）水平井分段注汽、多段同注和雙管注汽工藝技術(shù)可以根據(jù)井溫監(jiān)測資料分析水平段動用狀況，靈活調(diào)整水平段上出汽孔位置及注汽量，實(shí)現(xiàn)均勻注汽，提高注汽效率。

（3）水平井綜合調(diào)剖技術(shù)能夠有效封堵水平段高滲透層通道，迫使蒸汽進(jìn)入水平段低滲透層部位，有效起到調(diào)整水平段吸汽剖面的作用，提高水平段動用程度。

（4）水平井三元復(fù)合吞吐技術(shù)能夠有效補(bǔ)充地層能量，封堵高滲透層通道，輔助低滲透層吸汽，調(diào)整水平段吸汽剖面，提高蒸汽波及體積，降低原油粘度，增加驅(qū)油助排能力。

［1］ 楊勝利.多井整體吞吐在超稠油開采中的初步應(yīng)用［J］.特種油氣藏，2002，9（6）：16－17.

［2］ 管禮和.超稠油蒸汽吞吐調(diào)剖技術(shù)［J］.特種油氣藏，2002，9（6）：57－59.

［3］ 劉忠祥.超稠油三元復(fù)合蒸汽吞吐技術(shù)［J］.特種油氣藏，2006，13（增刊）：62－64.

［4］ 張守軍.水平井分段優(yōu)化注氣技術(shù)及其應(yīng)用［J］.大慶石油學(xué)院學(xué)報，2010，34（4）：62－66.

［5］ 趙紅杰.雙管注汽改善水平井吞吐效果機(jī)理分析［J］.特種油氣藏，2009，16（增刊）：158－159.

TE345

A

1673－8217（2012）03－0076－03

2011－10－20

孫振彪，工程師，1982年生，2005年畢業(yè)于西南石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)研究工作。

李金華