超深層低滲稠油油藏有效開發(fā)技術

尹小梅

(中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015)

超深層低滲稠油油藏埋深大于1600m，儲層滲透率小于200×10－3μm2，地層溫度下原油黏度大于50mPa·s。目前針對深層稠油油藏的開發(fā)技術有壓裂增產(chǎn)、天然氣吞吐、CO2吞吐、N2吞吐、DCS等［1-3］，但對于低滲的超深層稠油油藏試用后，產(chǎn)能一直未突破，沒有達到經(jīng)濟有效單井產(chǎn)能。對羅9斷塊油藏超深層低滲稠油油藏合理的開發(fā)方式進行研究，并建立有效動用技術政策界限。

1 油藏概況及開發(fā)效果評價

羅9斷塊位于羅家地區(qū)沙四上水下沖積扇東部扇體根部，目的層沙四上礫巖油層含油面積1.9 km2，地質儲量290.4 ×104t，埋藏深度2120～2180 m，孔隙度9.5%～17%，滲透率(5.8～25)×10－3μm2，平均有效厚度2.7m，地面脫氣原油黏度31987mPa·s，為巖性－構造稠油油藏，目前僅羅9－6－9井一口井生產(chǎn)目的礫巖層。由于儲層埋藏深、物性差，導致該區(qū)塊直井開發(fā)效果差，且壓裂未能明顯改善其開發(fā)效果。

2 開發(fā)經(jīng)濟界限

依據(jù)投入產(chǎn)出盈虧平衡分析原理，通過確定不同類型井的鉆井、采油、地面、壓裂投資和不同的噸油成本，計算了油價為70$/bbl時直井、常規(guī)水平井(200m)、長水平井(500m)不同開發(fā)方式下的單井經(jīng)濟極限可采儲量。水平井常規(guī)經(jīng)濟極限可采儲量為3711t/井;水平井壓裂經(jīng)濟極限可采儲量為4115t/井;長水平井常規(guī)經(jīng)濟極限可采儲量為4074t/井;長水平井壓裂經(jīng)濟極限可采儲量為6091t/井。

3 開發(fā)技術界限

3.1 全區(qū)概念模型建立

首先根據(jù)羅9－6－9井單井地質參數(shù)建立三維精細地質模型和油藏動態(tài)模型，通過調整模型的相對滲透率曲線、油藏的壓縮系數(shù)、傳導系數(shù)等參數(shù)對該井的單井指標進行擬合，在羅9－6－9單井模型的基礎上，建立全區(qū)概念模型，為深層稠油提高單井產(chǎn)能尋找合理的開發(fā)方式和井型奠定基礎。

3.2 開發(fā)方式及井型優(yōu)化

與直井相比，水平井產(chǎn)能可達直井的數(shù)倍，因而成為油氣藏開發(fā)的重要手段。其開發(fā)存在以下優(yōu)勢:①水平井可以增加井筒與油層的接觸面積，降低原油在井筒中的流動阻力，提高油氣的產(chǎn)量和最終的采收率［4］;② 對稠油油藏，水平井可降低注汽壓力，提高吸汽能力，水平井吸汽指數(shù)可達到直井的2.7倍;③一口壓裂水平井相當于多口直井，其多段壓裂形成多裂縫系統(tǒng)，可大幅度改善滲流條件，提高油氣產(chǎn)能［5］。在全區(qū)概念模型的基礎上，通過數(shù)值模擬技術分別對直井、常規(guī)水平井、長水平井的常規(guī)開發(fā)、壓裂、蒸汽吞吐和壓裂后吞吐不同開發(fā)方式進行優(yōu)化，選擇最優(yōu)開發(fā)方式和井型。

3.2.1 直井

優(yōu)化結果表明對于礫巖稠油油藏，由于油層較薄、儲層物性差，直井吞吐和壓裂后的峰值油量較常規(guī)開發(fā)提高較少，且四種不同開發(fā)方式下的累積產(chǎn)油量都低于其經(jīng)濟極限可采儲量，因此對于深層礫巖油藏不適合采用直井開發(fā)。

3.2.2 常規(guī)水平井

采用常規(guī)水平井壓裂后峰值油量有了較大幅度的提高，由常規(guī)生產(chǎn)的5.07t/d提高到12.1t/d，最終產(chǎn)出程度由3.38%提高到7.6%，開發(fā)效果明顯改善。且壓裂和壓裂后吞吐的累積產(chǎn)油量都大于其經(jīng)濟極限可采儲量，因此水平井壓裂可改善開發(fā)效果，具有一定的經(jīng)濟效益。

3.2.3 長水平井

增加水平段長度可改善開發(fā)效果，長水平井(500 m)采用常規(guī)開發(fā)、壓裂和壓裂后蒸汽吞吐的累積產(chǎn)油量都遠高于其經(jīng)濟極限可采儲量，且長水平井分段壓裂后峰值油量較前面兩種井型有大幅度提高(表1)，因此，長水平井開發(fā)具有較好的經(jīng)濟效益。

表1 長水平井不同開發(fā)方式開發(fā)效果對比

綜上優(yōu)化結果，長水平井(500m)的開發(fā)效果好于常規(guī)水平井(200m)和直井的開發(fā)效果，且長水平井(500m)的分段壓裂開發(fā)和分段壓裂后吞吐的開發(fā)效果較好。

4 長水平井分段壓裂技術界限

4.1 裂縫間距優(yōu)化

壓裂一口水平井相當于多口直井，水平井多段壓裂形成多裂縫系統(tǒng)［6-7］，隨著裂縫間距的減小，裂縫間的相互干擾加重，使每條裂縫的產(chǎn)量減小，因而存在最佳裂縫間距，為了研究裂縫間距對水平井開發(fā)效果的影響，在水平井段長度(500m)一定的情況下，利用數(shù)值模擬方法，模擬計算了不同裂縫間距下水平井的開發(fā)效果(圖1)，結果表明在一定滲透率下，隨著裂縫間距的減小，其累積產(chǎn)油量不斷提高，隨后由于裂縫間的相互干擾，累積產(chǎn)油量又開始降低，因此本次優(yōu)化的最優(yōu)裂縫間距為150m。

4.2 裂縫半長優(yōu)化

在最優(yōu)裂縫間距基礎上，利用數(shù)值模擬計算優(yōu)化了裂縫半長對水平井開發(fā)效果的影響(圖2)，隨著裂縫半長的增大，單井累積產(chǎn)油量不斷增大，隨著裂縫長度的進一步增加，產(chǎn)量的增幅變小，因此本次優(yōu)化的最優(yōu)裂縫半長為70m，在實際生產(chǎn)過程中，可根據(jù)實際地質條件進行適當調整。

圖1 累積產(chǎn)油量與裂縫間距關系

圖2 累積產(chǎn)油量與裂縫半長的關系

4.3 水平段長度優(yōu)化

水平段長度直接影響水平井的泄油面積及控制可采儲量等［7］。增加水平段長度可改善開發(fā)效果，隨著水平段長度增長，單井累積采油量增大，采出程度增大，當水平段長度增加到一定程度后采出程度增幅變緩(圖3)，本次優(yōu)化的最優(yōu)水平段長度為500m，在實際生產(chǎn)過程中，可根據(jù)實際地質條件進行適當調整。

圖3 累積產(chǎn)油量和采出程度與水平段長度的關系

4.4 經(jīng)濟極限厚度優(yōu)化

經(jīng)濟極限厚度指經(jīng)濟有效開發(fā)油藏的最小單層厚度，如果油層單層厚度小于經(jīng)濟極限厚度，就不能經(jīng)濟有效地進行開發(fā)［8］。利用數(shù)值模擬方法對該層的極限厚度進行優(yōu)化，結果表明隨著有效厚度的增加累積產(chǎn)油量不斷提高，當有效厚度為8.0m時累積產(chǎn)油量為5276t，達到經(jīng)濟極限采油量(油價70$/bbl、水平段長度500m時經(jīng)濟極限可采儲量為5219t)，因此應在迭合有效厚度大于8.0m的范圍內布井。

4.5 井距優(yōu)化

如果井距過大，則井與井之間的儲量得不到有效動用，如果井距過小，則井間干擾嚴重，由單井控制儲量并考慮能獲得較高的采收率，存在最優(yōu)井距［9］。由長水平井分段壓裂生產(chǎn)末期壓力場，模型中裂縫區(qū)最大動用半徑為100m，為保證油井間儲量能得到有效動用，優(yōu)化最優(yōu)井距為200m。因此井網(wǎng)部署時，井距應為200m以上。

5 現(xiàn)場應用效果

在油藏條件相似的墾627塊沙三下投產(chǎn)的水平井K627－P1井，采用壓裂冷采開發(fā)取得較好開發(fā)效果，其水平段長200m，初期峰值產(chǎn)能達到11.5t/d，平均日產(chǎn)油4.8t，日產(chǎn)水量2.3t，含水率28.9%。目前已累積產(chǎn)油1128.7t，累積產(chǎn)水1269.5t。

6 結論

(1)對于埋藏深、原油黏度大、滲透率低的稠油油藏采用長水平井分段壓裂可明顯提高單井產(chǎn)能，實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。

(2)長水平井分段壓裂，最優(yōu)裂縫間距為150 m、裂縫半長為70m、水平段長度為500m。

(3)采用長水平井分段壓裂生產(chǎn)，布井極限厚度為8.0m，井距為200m。

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