渤海LD油田厚層塊狀特稠油油藏開發(fā)研究

許萬坤，張風(fēng)義，劉小鴻，王大為，吳婷婷

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

渤海LD油田厚層塊狀特稠油油藏開發(fā)研究

許萬坤，張風(fēng)義，劉小鴻，王大為，吳婷婷

(中海石油(中國)天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452)

LD油田位于渤海海域，具有埋藏深、油層厚度大、原油黏度大等特點(diǎn)，屬厚層塊狀特超稠油油藏，開發(fā)難度大。利用數(shù)值模擬等方法，結(jié)合海上油田高效開發(fā)的要求，對熱采開發(fā)方式、井網(wǎng)井型、注采參數(shù)和隔夾層影響等方面進(jìn)行了研究。研究認(rèn)為，雙水平井蒸汽輔助重力泄油技術(shù)是開發(fā)此類油藏的最有效技術(shù)，提出了“雙水平井先蒸汽吞吐降壓、后轉(zhuǎn)蒸汽輔助重力泄油”的開發(fā)模式，優(yōu)化出開發(fā)注采參數(shù)和先導(dǎo)試驗(yàn)方案，并對開發(fā)結(jié)果進(jìn)行了預(yù)測。

渤海LD油田；特稠油油藏；蒸汽驅(qū)；注采參數(shù)

渤海稠油資源豐富，對于地層黏度小于350 mPa·s的稠油，通過優(yōu)化注水、水平井開發(fā)等方法，取得了較好的開發(fā)效果；對于地層黏度大于350 mPa·s的稠油，目前存在著油藏類型多、儲量規(guī)模大、動用率低且常規(guī)開發(fā)效果差等問題。為了更好地動用這部分儲量，結(jié)合油藏特點(diǎn)，對渤海油田地下黏度大于350 mPa·s稠油進(jìn)行了分類[1]，其中，薄互層稠油油藏和厚層塊狀特稠油油藏是主要的兩類。前者經(jīng)過在南堡35-2油田的幾年熱采實(shí)踐，已取得了較好的效果，初步摸索出了一套開發(fā)經(jīng)驗(yàn)和方法[2]；而后者的熱采至今未動用，需要探索開發(fā)新思路。

1 油藏特點(diǎn)

LD油田油藏具有以下特點(diǎn)：

(1)受斷層夾持的斷塊構(gòu)造，埋藏深，主力油層的埋深均大于900 m；

(2)原油黏度大，地層溫度50 ℃條件下黏度已大于1.0×104mPa·s, 密度1.006 g/cm3，據(jù)黏溫曲線推測15 ℃時黏度高達(dá)56×104mPa·s，與國外典型油砂原油黏度相當(dāng)(加拿大油藏溫度小于15℃，原油黏度為100×104mPa·s)；

(3)油層厚度大，單層厚度為30～55 m；

(4)辮狀河道亞相沉積，儲層巖性主要為含礫中～粗砂巖，儲集層橫向變化大，非均質(zhì)性強(qiáng)，特高孔、特高滲儲層，隔夾層發(fā)育；

(5)邊底水活躍，水體倍數(shù)大于3倍。

通過對國內(nèi)外類似油田的調(diào)研，蒸汽輔助重力泄油(SAGD)技術(shù)是目前開發(fā)此類油藏的最有效技術(shù)[3-4]。相比國內(nèi)外SAGD開發(fā)的油藏，LD油田埋深較大。例如加拿大和新疆SAGD油藏埋深300～400 m，遼河杜84塊埋深為600～700 m，而LD油田埋深為1 000 m左右；加之海上開發(fā)成本高、空間有限、高速開發(fā)等條件限制，其開發(fā)模式需要進(jìn)一步的探索與優(yōu)化。

2 開發(fā)技術(shù)研究

2.1 熱采方式

通過對比不同熱采方式篩選標(biāo)準(zhǔn)[2]，LD油田主要油藏地質(zhì)條件都滿足SAGD熱采要求(表1)。同時，利用油藏工程方法和數(shù)模模擬研究不同熱采方式的開發(fā)效果，其中SAGD采油速度、采收率最高(表2)，因此，SAGD適用于該油田。

2.2 轉(zhuǎn)SAGD時機(jī)優(yōu)化

LD油田埋深較大，原始地層壓力高，如果照搬國外SAGD標(biāo)準(zhǔn)開發(fā)模式，勢必導(dǎo)致注汽壓力大、注汽井筒熱損失大，進(jìn)而影響井底蒸汽干度、油汽比、汽化潛熱的利用，嚴(yán)重影響SAGD開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益。從不同地層壓力SAGD開發(fā)的年產(chǎn)油、油汽比曲線來看(圖1)，原始地層壓力下轉(zhuǎn)入SAGD開發(fā)的效果最差；隨著地層壓力的下降，開發(fā)效果逐步變好，但地層壓力太低時的開發(fā)效果變差。因此研究認(rèn)為，渤海LD油田采取先期吞吐降壓，適時轉(zhuǎn)入SAGD開發(fā)方式可取得較好開發(fā)效果。

表1 主要熱采方式適用油藏條件對比

表2 不同熱采方式采收率對比

2.3 井網(wǎng)井型確定

圖1 不同壓力時SAGD年產(chǎn)油及油汽比對比

SAGD注采井組合方式主要有雙水平井和直井-水平井兩種[5-7]。結(jié)合海上油田開發(fā)的要求，設(shè)計(jì)了2種井距、3種布井方式，并對比其開發(fā)效果(圖2)。

圖2 不同布井方式示意

兩種布井方式各有優(yōu)缺點(diǎn)。對于直井-水平井SAGD而言，若采用150 m井距，可以縮短降壓時間，但注采井間形成熱連通所需時間較長；若采用70 m小井距，則整個區(qū)塊井?dāng)?shù)較多，單井累產(chǎn)油量較低。兩種井距的直平組合方式均無法滿足海上少井高產(chǎn)的經(jīng)濟(jì)要求。綜合考慮降壓時間、預(yù)熱時間、單井累產(chǎn)油、井?dāng)?shù)等因素，推薦渤海LD油田采用150 m井距雙水平井SAGD進(jìn)行開發(fā)(表3)。

2.4 雙水平井SAGD注采參數(shù)優(yōu)化研究

結(jié)合海上成本高、平臺空間及壽命有限的特點(diǎn)，通過對注汽速度、注汽干度、采注比和注汽壓力的優(yōu)化研究，優(yōu)化出一套適合海上SAGD開發(fā)的注采參數(shù)。采用較低的注汽壓力和較高的注汽速度[8]，可以保證較高的井底蒸汽干度，配合合理的采注比，以提高泄油速度，增大最終采收率(表4)。

2.5 隔夾層對SAGD影響規(guī)律研究

LD油田屬于河流相沉積環(huán)境，儲集層非均質(zhì)性強(qiáng)，部分區(qū)域縱向隔夾層較為發(fā)育，隔夾層的存在會阻擋蒸汽腔的擴(kuò)展發(fā)育、加熱后的原油無法泄流至生產(chǎn)井[9-10]。因此，需要從隔夾層的大小、位置、滲透率對SAGD開發(fā)效果的影響進(jìn)行研究。

通過不同隔夾層方案研究，得出本油田隔夾層影響規(guī)律：①當(dāng)夾層尺寸小于水平井長度1/2時，蒸汽腔可以繞過該夾層繼續(xù)發(fā)育，即零星分布的小范圍夾層不影響蒸汽腔的擴(kuò)展，對SAGD開發(fā)的最終采收率影響較小，僅影響采油速度；②當(dāng)夾層大小相同、平面位置發(fā)育不同時，只影響蒸汽腔的擴(kuò)展形態(tài)，影響程度相當(dāng)；③當(dāng)夾層大小相同，縱向上夾層距離注采井組越近，影響程度越大，位于注采井之間會嚴(yán)重阻礙熱連通；④泥質(zhì)夾層對產(chǎn)能的影響大于物性夾層，當(dāng)物性夾層滲透率大于500×10-3μm2后，蒸汽能夠突破至夾層上部，此時夾層對蒸汽腔的發(fā)育影響程度較小。

表3 不同井網(wǎng)井型SAGD開發(fā)效果對比

表4 海上SAGD注采注采參數(shù)表

2.6 開發(fā)結(jié)果預(yù)測

在以上研究認(rèn)識的基礎(chǔ)上，設(shè)計(jì)了先導(dǎo)試驗(yàn)方案。預(yù)計(jì)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)單對SAGD井組采油速度為2.6%，累產(chǎn)油20.6×104m3，采收率52.3%。相比單純蒸汽吞吐開發(fā)，該開發(fā)方式采油速度和采收率大幅度提高，開發(fā)效果遠(yuǎn)高于其它開發(fā)方式，為渤海厚層塊狀特稠油油藏探索出一條高效開發(fā)新模式。

3 結(jié)論

通過對渤海LD油田為代表的厚層塊狀特稠油油藏開發(fā)技術(shù)的研究，獲得了以下的認(rèn)識和結(jié)論：

(1)受海上開發(fā)成本高、平臺空間有限的開發(fā)特點(diǎn)和埋藏深等油藏自身?xiàng)l件的限制，傳統(tǒng)的SAGD開發(fā)模式無法應(yīng)用在渤海LD油田；

(2)結(jié)合LD油田油藏特點(diǎn)，創(chuàng)新性提出雙水平井先期吞吐降壓、適時轉(zhuǎn)入SAGD的開發(fā)模式；

(3)根據(jù)海上油田高效開發(fā)要求，優(yōu)化出一套適合LD油田SAGD開發(fā)技術(shù)的注采實(shí)施參數(shù)。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)01-0105-03

2014-08-08

許萬坤，工程師，1984年生，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，長期從事海上稠油熱采開發(fā)生產(chǎn)研究工作。

中海石油(中國)有限公司科技重大項(xiàng)目課題三“海上稠油油藏?zé)岵晌锬＜皵?shù)模研究”(YXKY-2013-TJ-02)部分研究成果。

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