單家寺油田單2西活躍邊底水超稠油油藏水平井開發(fā)研究與實踐

朱云軒

(中國地質大學(北京)能源學院，北京 100083)

孫洪衛(wèi)

(中石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256600)

單家寺油田單2西活躍邊底水超稠油油藏水平井開發(fā)研究與實踐

朱云軒

(中國地質大學(北京)能源學院，北京 100083)

孫洪衛(wèi)

(中石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256600)

單家寺油田單2西沙三段4砂組為厚層活躍邊底水超稠油油藏，由于儲層物性差、靠近油水界面、開采技術不配套等原因，直井蒸汽吞吐開發(fā)周期生產時間短，含水率上升快，周期產量低，開發(fā)效果差?；跀抵的M技術，研究了該區(qū)剩余油分布，分析了水平井經濟及技術界限，優(yōu)化了水平井參數，研究表明，井型以水平井最佳，合理井距為90～100m，排距為100m時最合理；當水平段長度在200～250m之間時，采出程度和單儲凈累計產油達到最大；當水平段距油層段頂7/10時采出程度最高，水平段優(yōu)選位于油層中部偏下。該研究成果改善了單2西沙三段4砂組開發(fā)效果，提高了采收率，對活躍邊底水超稠油油藏開發(fā)具有一定的借鑒意義。

超稠油油藏；邊底水油藏；水平井；采收率；數值模擬

1 區(qū)塊概況

圖1 單2西剩余油飽和度場圖

單家寺油田單2西沙三段4砂組油藏埋深1110～1250m。構造呈自西、南向東、北逐漸抬升的構造形態(tài)，地層傾角約為3～8°。儲層平均孔隙度34%，空氣平均滲透率839.6D[1]。地面原油密度0.993～1.015g/cm3，地面原油黏度(50℃脫氣)89329mPa·s，為超稠油油藏。砂體構造高部位為油層，邊水主要分布在砂體西南部的邊緣地區(qū)，外油水界面在1175～1195m之間，內油水界面在1135～1165m之間，水體較活躍。單2西沙三段4砂組1985年蒸汽吞吐試采，共投產直井27口，截止到2013年12月，皆因高含水、套管損壞、低產效益差等原因相繼停產報廢，采出程度只有6.9%，基本處于報廢狀態(tài)。

2 剩余油分布研究

2.1 平面剩余油分布規(guī)律

單2西沙三段4砂組儲量動用程度低，平面上動用不均衡。根據數值模擬研究結果(圖1)，靠近物性較好的試驗區(qū)油井平均單井累計采油1.7×104t，采出程度高，剩余油飽和度較低。邊部井因低產、靠近油水界面采出程度低，剩余油飽和度較高，甚至未動用。

2.2 縱向剩余油分布規(guī)律

縱向上剩余油飽和度分布受構造、縱向非均質性、蒸汽超覆、井區(qū)儲量動用程度的共同影響。數模結果(圖2)顯示，單2西東部采出程度高，縱向上油層中上部剩余油飽和度低，中下部剩余油飽和度高；單2西中部和西部采出程度低，基本未動用，縱向上油層中上部剩余油飽和度仍然較高，下部為底水。

圖2 單2西東西向剩余油飽和度剖面圖

3 水平井開發(fā)經濟技術界限研究

3.1 水平井開發(fā)經濟界限研究

3.1.1 經濟極限產量

考慮單井鉆井成本(約633萬元)、采油投資(180萬元)、地面建設費用(240萬元)、熱采噸油成本(1350元)等經濟參數，計算了水平井蒸汽吞吐生產井的單井經濟極限產量，油價70美元/桶時，水平井經濟極限累計產量為6900t。

3.1.2 經濟極限吞吐油汽比

蒸汽極限吞吐油汽比是當吞吐末盈虧平衡時對應的油汽比。按照蒸汽吞吐經濟極限油汽比計算公式[2,3]作圖(圖3)，可以看出當原油價格為70美元/桶時，蒸汽吞吐經濟極限油汽比為0.13t/t。

3.2 水平井開發(fā)技術界限研究

3.2.1 井型優(yōu)化論證

1)水平井注汽能力強 由于水平井與油藏的接觸面積比直井大，可有效提高注汽能力[4]，圖4為注汽壓力比值與油層厚度關系，可以看出水平井注汽壓力比值平均是直井的2.7倍。

圖3 極限吞吐油汽比與原油價格關系曲線 圖4 注汽壓力比值與油層厚度關系曲線

2)水平井熱損失率低 圖5為熱損失率與油層厚度關系，可以看出水平井在油層厚度10～20m稠油油藏的熱損失為20%～40%，比直井熱損失降低20%～30%，能夠較好地保證熱采效果。

3.2.2 井距優(yōu)化

根據單2西沙三段4砂組有效厚度分布特征，利用水平井組合模型分別計算了10、15m油層厚度下不同井距的開發(fā)指標[5]，從模擬結果(圖6)可以看出，油層厚度越大，合理井距逐漸減小。當油層厚度為10m時，合理井距為100m；當油層厚度為15m時，合理井距為90m。

圖5 熱損失率與油層厚度關系曲線 圖6 不同井距與單儲凈累計產油關系曲線

3.2.3 排距優(yōu)化

利用水平井組合模型分別計算了80、90、100、110、120、150m排距下生產6周期后的開發(fā)指標，數值模擬結果見表1。當排距為100m時，采出程度和單儲凈累計產油最高，因此開發(fā)中優(yōu)選合理排距為100m。

表1 不同排距下蒸汽吞吐6周期的生產指標

3.2.4 水平井井身參數優(yōu)化

1)水平段長度 利用數模模型分別計算了生產井與注汽井水平段長度為100、150、200、250、300m時吞吐的生產效果，計算結果如表2所示。隨著水平段的增加，累計產油量不斷增加，當水平段長度在200～250m之間時，采出程度和單儲凈累計產油達到最大。

表2 不同水平段長度吞吐6周期開發(fā)指標對比

2)水平段縱向位置優(yōu)化 利用數值模擬模型預測了生產水平井在油層不同位置的吞吐生產效果，從數值模擬結果(表3)可以看出，累計產油量均能達到經濟極限產量，具有經濟效益；總體上看，水平段距油層段頂(距頂位置)7/10時采出程度最高，凈產油量最大，水平段優(yōu)選位于油層中部偏下。

表3 生產井不同縱向位置吞吐開發(fā)指標對比

4 超稠油水平井開發(fā)技術配套完善

在前期研究的基礎上，優(yōu)化水平井參數，為輔助水平井蒸汽吞吐，采用高效油溶性復合降黏劑，充分利用其協同降黏作用、混合傳質及增能助排性能，大幅度降低注汽壓力、擴大吞吐波及范圍。通過該技術的研究，單2西沙三段4砂組部署新鉆水平井14口，新增產能2.8×104t，新增可采儲量24.0×104t，采收率提高13.1%，在現場應用取得了較好的效果。

5 結論

1)單2西沙三段4砂組儲量動用程度低，平面上動用不均衡?？v向上剩余油飽和度分布受構造、縱向非均質性、蒸汽超覆、井區(qū)儲量動用程度的共同影響。

2)水平井開發(fā)技術研究中,井型以水平井最佳；油層厚度為10m時，合理井距為100m；油層厚度為15m時，合理井距為90m；排距為100m時最合理。

3)水平井井身參數優(yōu)化研究中，當水平段長度在200～250m之間時，采出程度和單儲凈累計產油達到最大；水平段距油層段頂7/10時采出程度最高，凈產油量最大，水平段優(yōu)選位于油層中部偏下。

4)單2西沙三段4砂組部署新鉆水平井14口，新增產能2.8×104t，新增可采儲量24.0×104t，采收率提高13.1%，該研究對活躍邊底水超稠油油藏開發(fā)具有一定的借鑒意義。

[1]謝風猛, 沈國華，朱孟高，等.單二塊稠油油藏剩余油分布規(guī)律研究及應用[J].礦物巖石，2002，22(9)：82～85.

[2] 陳民鋒，郎兆新，莫小國.超稠油油藏水平井蒸汽吞吐開發(fā)合理界限研究[J].特種油氣藏，2002，9(2)：37 ～41.

[3] 劉尚奇，包連純，遼河油田超稠油油藏開采方式研究[J].石油勘探與開發(fā)，1999，26(4)：80～81.

[4] 李賓飛，張繼國，超稠油HDCS高效開采技術研究[J].鉆采工藝，2009，32(6)：52～55.

[5] 孫洪衛(wèi)，單家寺稠油油藏水平井開發(fā)提高儲量動用率研究與應用[J].內蒙古石油化工，2011，21(18)：131 ～133.

[編輯] 帥群

2016-10-05

朱云軒(1995-)，男，助理工程師，碩士生，現主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作，2017831857@qq.com。

TE345

A

1673-1409(2017)3-0061-04

[引著格式]朱云軒，孫洪衛(wèi).單家寺油田單2西活躍邊底水超稠油油藏水平井開發(fā)研究與實踐[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(3):61～64.