遼河油田曙一區(qū)杜84塊超稠油油藏水平井熱采開發(fā)技術(shù)研究

于天忠，張建國，葉雙江，黃 博，周元龍，支印民

（1.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室；2.中國石油遼河油田分公司；3.中國石化集團(tuán)國際石油勘探開發(fā)有限公司；4.中國石化石油勘探開發(fā)研究院）

0 引言

遼河油田曙一區(qū)杜84塊超稠油油藏探明含油面積6.2 km2，石油地質(zhì)儲量 3 661×104t，埋深550～1 150 m，屬中深層超稠油油藏［1］。儲層物性具中—高孔、高—特高滲特征。油層平面上連片分布，產(chǎn)狀以中厚—厚層、塊狀為主。原始地層溫度為38℃，原始地層壓力為7.4 MPa。油品性質(zhì)具有“三高一低”的特點(diǎn)，即原油密度高（20℃原油密度為1.001 g/cm3）、原油黏度高（50℃時原油黏度為16.8×104mPa·s）、原油凝固點(diǎn)高（平均在 25 ℃ 以上）、含蠟量低（平均在2%左右），屬超稠油油藏。理論研究和實(shí)際生產(chǎn)效果表明，以水平井開采超稠油具有明顯的優(yōu)勢：水平井可以大井段鉆開油層，大幅度增加重力泄油面積，能在較低的油藏滲流速度下達(dá)到較高的油井產(chǎn)量，利于高速開發(fā)；水平段生產(chǎn)壓差較小，可以有效防止底水錐進(jìn)，并減緩地層出砂；水平井生產(chǎn)井段長，泄油面積大，適于超稠油開發(fā)［2-6］。針對杜84塊超稠油油藏筆者開展了水平井部署方式優(yōu)化研究、優(yōu)化注采參數(shù)研究及吞吐后開展SAGD提高采收率技術(shù)研究，并已經(jīng)在現(xiàn)場進(jìn)行實(shí)施，取得顯著效果。

1 超稠油水平井部署方式研究

超稠油水平井的合理部署在一定程度上可以解決油藏縱向、層間矛盾，弱化層內(nèi)矛盾，緩解流體矛盾。根據(jù)杜84塊油藏條件，應(yīng)用油藏數(shù)值模擬，筆者對超稠油油藏吞吐水平井部署進(jìn)行優(yōu)化研究，以指導(dǎo)該塊水平井的部署與實(shí)施。

1.1 油層厚度確定

油層厚度是影響水平井產(chǎn)能的一個非常重要的因素。此次研究對不同單層厚度下水平井的蒸汽吞吐生產(chǎn)動態(tài)進(jìn)行了模擬，模擬的厚度分別為3 m，5 m，10 m，15 m，20 m，30 m 和 40 m。 模擬結(jié)果表明，隨著厚度的增加，吞吐周期數(shù)增加，生產(chǎn)時間延長，累積油汽比增高，累積產(chǎn)油量也逐漸增大（圖1），但厚度大于20 m后增幅明顯減緩。由簡單的經(jīng)濟(jì)評估可知，當(dāng)油層厚度大于4 m時，吞吐生產(chǎn)才有效益，而油層厚度大于20 m之后，依靠吞吐開采采收率降低，不利于油藏的充分動用，需要依靠其他手段來進(jìn)一步提高采收率。

圖1 不同油層厚度累積產(chǎn)油量變化曲線Fig.1 Cumulative oil production under different reservoir thickness

1.2 方向優(yōu)選

從油藏地質(zhì)因素的角度考慮，水平段方向最好垂直于砂體延伸方向、最大水平滲透率方向、垂直裂縫帶延伸方向及邊水侵入方向?？紤]到杜84塊地應(yīng)力方向主要是北西—南東向，水平井部署應(yīng)該垂直于地層主應(yīng)力方向，以北東—南西向?yàn)閮?yōu)，即平行于構(gòu)造線方向。此次研究模擬了2種水平井加密部署方位：北東—南西向，距直井35 m；東—西向，距直井25 m。水平井段長度為350 m時，模擬結(jié)果表明北東—南西向布井效果較好。分析其原因，一方面是因?yàn)楸睎|—南西向布井單井控制面積大，供油范圍廣；另一方面是該方向剩余油較多。因此，推薦加密水平井的方位為北東—南西向。

1.3 井距確定

在水平井段長度相同的條件下，應(yīng)用數(shù)值模擬方法對杜84塊水平井合理井距進(jìn)行了研究，包括50 m，70 m，100 m，150 m 等 4 種井距方案，結(jié)果見表1。

表1 不同井距條件下水平井開發(fā)指標(biāo)預(yù)測Table 1 Predicted development index of horizontalwell under different well spacing

從采收率指標(biāo)看，50 m井距采收率最高，為23.4%；70 m井距采收率次之，為20.9%；100 m和150 m井距采收率較低，分別為15.3%和10.2%。從產(chǎn)油量指標(biāo)看，隨井距增加產(chǎn)油量增加，當(dāng)井距大于70 m時產(chǎn)油量增幅減小。從加熱半徑看，水平井蒸汽吞吐階段最大加熱半徑與直井相近，為30 m左右。綜合上述3項指標(biāo)，確定杜84塊水平井蒸汽吞吐的合理井距為70 m。

1.4 水平井段長度優(yōu)選

水平井段的長度決定了其與油層的接觸面積，水平井段越長，油井與油層的接觸面積越大。在給定注汽速度350 t/d、井底蒸汽干度50%、注汽溫度300℃、注汽強(qiáng)度15 t/m的條件下，模擬了水平井段長度分別為 200 m，250 m，300 m，350 m，400 m，450 m，500 m時的開采效果。模擬結(jié)果表明，水平井段長度對累積產(chǎn)油量影響很大。從圖2可以看出，隨著水平井段長度的增加，累積產(chǎn)油量逐漸升高，當(dāng)水平井段超過400 m后，累積產(chǎn)油量增加幅度明顯減小，而凈產(chǎn)油量反而降低。這是因?yàn)?，水平井段越長，需要注入的蒸汽量就越大，由于井筒的熱損失使有效加熱油層的熱量降低，造成單位蒸汽量獲得的采油量（油汽比）也降低，而要獲得相同的采油量就需要以更多的蒸汽量來換取。因此，根據(jù)模擬研究結(jié)果，從水平井產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)效益兩方面分析，建議水平井段長度在300～400 m為宜。

圖2 水平井段長度對吞吐效果的影響Fig.2 Effect of horizontal well length on cyclic steam stimulation

1.5 水平井段在油層中的位置

在一個較厚的連續(xù)油層中，水平井在油層中處于什么位置對蒸汽吞吐生產(chǎn)較為有利，需要進(jìn)行模擬研究。以目前該塊油層厚度為9.2 m為基礎(chǔ)，模擬了以下3種位置：①水平井在油層的上部，距離頂部2 m；②水平井在油層的中部；③水平井在油層的下部，距離底部2 m。

模擬結(jié)果表明（圖3），水平段所處的位置對蒸汽吞吐生產(chǎn)動態(tài)有較大的影響。水平井在油層下部時，由于蒸汽的超覆和原油的重力作用，增加了蒸汽在油層中的波及體積；此外，加熱后可流動的原油在平面壓差及垂向重力的雙重作用下泄流到井筒，動用的油層厚度相應(yīng)增加，從而提高了產(chǎn)油量和原油采收率。

圖3 不同水平井垂向位置產(chǎn)油變化曲線Fig.3 Cumulative oil production at different vertical position of horizontal well

2 水平井吞吐注采參數(shù)優(yōu)化

超稠油水平井吞吐效果的好壞，不僅取決于油藏條件、水平井部署設(shè)計，還取決于注采參數(shù)的合理性。

2.1 周期注汽量優(yōu)化

對一個特定的油藏，在已有的油藏地質(zhì)特征和原油物性條件下，周期注汽量直接影響蒸汽吞吐開采的效果。圖4是水平井第一周期的注汽強(qiáng)度（單位油層厚度的注汽量）優(yōu)選結(jié)果。從產(chǎn)油指標(biāo)看，隨著注汽強(qiáng)度增加，平均日產(chǎn)油量增加；當(dāng)注汽強(qiáng)度大于15 t/m時，增幅變緩；當(dāng)注汽強(qiáng)度為20 t/m時，平均日產(chǎn)油量達(dá)到最大，即24 t/d；當(dāng)注汽強(qiáng)度再增加，平均日產(chǎn)油量則開始下降。從油汽比指標(biāo)看，注汽強(qiáng)度為10 t/m時，油汽比最大，為0.45；當(dāng)注汽強(qiáng)度再增加，油汽比則開始下降。通過對油汽比、平均日產(chǎn)油量等指標(biāo)的綜合分析，水平井蒸汽吞吐第一周期的注汽強(qiáng)度最佳值為15～20 t/m，即第一周期的注汽量為5 250～7 000 t。

圖4 不同注汽強(qiáng)度下開發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律Fig.4 Development index under different steam injection intensity

2.2 注汽速度

模擬了注汽速度分別為200 t/d，250 t/d，300 t/d，350 t/d，400 t/d條件下的吞吐效果。從表2可以看出，隨著注汽速度的增加，采油量和油汽比均增大。因此，建議在不超過油層破裂壓力及油層吸汽能力允許的情況下，盡量提高注汽速度，確保較高干度的蒸汽進(jìn)入油層，提高蒸汽吞吐的開發(fā)效果。針對該區(qū)塊水平井的吞吐現(xiàn)狀及現(xiàn)場實(shí)施情況，推薦注汽速度為350～400 t/d。

表2 注汽速度對水平井蒸汽吞吐效果的影響Table 2 Effect of steam injection velocity oncyclic steam stimulation

2.3 注汽干度優(yōu)化

不同干度的蒸汽所攜帶的熱焓不同，干度越高，熱焓越大。在井口蒸汽性質(zhì)一定的條件下，注入蒸汽的干度越高，井底蒸汽干度就越高，進(jìn)入油層的熱量也越多，吞吐效果越好（圖5）。模擬結(jié)果表明，隨著蒸汽干度增加，蒸汽吞吐采油量、油汽比也逐漸增大。當(dāng)蒸汽干度為50%時，周期產(chǎn)油量的增幅最大，油汽比也有較大提高；而蒸汽干度大于50%后，周期產(chǎn)油量的增幅明顯減緩。因此，水平井入口端蒸汽干度應(yīng)大于50%，并且在工藝技術(shù)允許的條件下應(yīng)盡量提高蒸汽干度，以改善吞吐開發(fā)效果。

圖5 不同蒸汽干度條件下開發(fā)指標(biāo)變化規(guī)律Fig.5 Development index under different steam quality

3 水平井吞吐后期提高采收率技術(shù)研究

雖然通過加密水平井進(jìn)行蒸汽吞吐能夠改善開采效果，但蒸汽吞吐由于依靠地層的彈性能量開采稠油，屬于一次降壓生產(chǎn)，因此原油采收率不會太高。為了進(jìn)一步提高原油采收率，需要研究蒸汽吞吐后的接替技術(shù)。

通過調(diào)研，結(jié)合研究區(qū)油藏條件，確立將蒸汽輔助重力泄油技術(shù)（SAGD）作為水平井開發(fā)超稠油的一種接替方式。SAGD是開發(fā)超稠油的一項前沿技術(shù)［7-9］，其理論首先是由Butler博士于1978年提出的，其機(jī)理是在注汽井中連續(xù)注入高干度蒸汽，注入的蒸汽向上超覆在地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側(cè)面移動，與油層中的原油發(fā)生熱交換，加熱后的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄流到下面的生產(chǎn)井中產(chǎn)出。SAGD主要有2種生產(chǎn)方式：①雙水平井方式，即在靠近油藏的底部鉆一對上下平行的水平井，上面的水平井注汽，下面的水平井采油；②直井與水平井組合方式［10］，即在油藏底部鉆一口水平井，在其上方鉆一口或幾口垂直井，垂直井注汽，水平井采油。目前，SAGD技術(shù)已先后在加拿大、委內(nèi)瑞拉等國家進(jìn)行了先導(dǎo)試驗(yàn)，并取得了令人滿意的效果。根據(jù)SAGD適用性篩選標(biāo)準(zhǔn)和成功的SAGD開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，認(rèn)為杜84塊超稠油油藏油層厚度大于20 m的區(qū)域水平井經(jīng)過吞吐降壓開采后，非常適合開展直井與水平井組合SAGD技術(shù)。

3.1 布井方式優(yōu)化

直井與水平井SAGD布井方式有2種（圖6、圖7）：一種是水平井位于直井的正下方（正對）；另一種是水平井位于直井的側(cè)下方（側(cè)向）。

圖6 直井與水平井組合示意圖Fig.6 Sketch map showing vertical well and horizontal well arrangement

圖7 垂直正對與側(cè)向蒸汽腔變化圖Fig.7 Steam chamber variation for perpendicular and sideway well arrangement

水平井位于直井側(cè)下方可擴(kuò)大井間蒸汽腔波及體積，提高儲量動用程度。數(shù)值模擬結(jié)果表明，側(cè)下方布井方式與正下方布井方式相比，可提高采收率4.9%～5.2%，因此SAGD階段的布井方式優(yōu)化為水平井位于直井的側(cè)下方。

3.2 直井與水平井井距的確定

SAGD階段的井距主要是指注采井之間的橫向距離和垂向距離［11］。根據(jù)優(yōu)選的水平井位于直井側(cè)下方的布井方式，在試驗(yàn)區(qū)現(xiàn)有的直井正方形井網(wǎng)、70 m井距基礎(chǔ)上，可轉(zhuǎn)換成注采井距為25 m，35 m，50 m，70 m（圖8）。

圖8 直井與水平井井網(wǎng)配置示意圖Fig.8 Sketch map showing well pattern of vertical well and horizontal well

模擬結(jié)果表明：一是50 m井距之內(nèi)可以形成熱連通，但所需時間有所增加，結(jié)合觀察井測溫情況，直井吞吐8～10輪，吞吐半徑只有20～30 m，70 m井距難以形成有效熱連通；二是隨著直井與水平井橫向水平距離的增加，油汽比下降，采收率逐漸降低。結(jié)合現(xiàn)有井網(wǎng)綜合分析，采用直井與水平井的橫向水平距離為35 m。

3.3 直井射孔井段底界與水平段垂向距離的優(yōu)選

利用數(shù)值模擬研究了直井射孔井段底界與水平段垂向距離，分別模擬了5 m，10 m，15 m，20 m，25 m共5種井距，結(jié)果顯示隨著垂向距離的增加，生產(chǎn)時間、采收率、油汽比隨之下降。當(dāng)垂直距離為5 m時SAGD階段的采收率最高，達(dá)到了36.1%；當(dāng)垂直距離為15 m時采收率為34.5%；當(dāng)垂直距離為25 m時采收率為32.8%（表3）。由此可以看出直井與水平井的垂向距離越小越好，國外一般采用3～5 m。考慮到使鉆井及汽液界面易控制的因素，確定直井射孔底界與水平段的垂直距離為5～8 m。

表3 直井與水平井垂向距離生產(chǎn)指標(biāo)對比Table 3 Comparison of productiom targets under different vertical distance between vertical well and horizontal well

4 水平井實(shí)施效果

4.1 水平井吞吐效果

根據(jù)研究結(jié)果，自2003年開始水平井在該區(qū)塊逐步推廣規(guī)模實(shí)施，隨著水平井?dāng)?shù)增加，水平井產(chǎn)量逐年升高，截至2010年年底該塊共完鉆120口水平井的蒸汽吞吐開采，階段平均吞吐4.9輪，年產(chǎn)油量達(dá)到了37×104t，占區(qū)塊日產(chǎn)量的近42%。

由于水平井生產(chǎn)井段長，與油層接觸面積大，在生產(chǎn)初期利于油層溫場的快速、均衡建立，相對于直井能獲得較高的產(chǎn)量，其周期采油量在3 000～5 000 t，為直井的2～2.5倍，周期平均日產(chǎn)能力在25～30 t，特別是在低輪次階段高峰期日產(chǎn)油可達(dá)百噸以上并能保持較長的生產(chǎn)時間，而同期直井日產(chǎn)能力不到水平井的一半。

4.2 直井與水平井SAGD生產(chǎn)效果

2006年在杜84塊興隆臺油層開辟直井與水平井組合SAGD試驗(yàn)區(qū)，目前有5個SAGD井組在生產(chǎn)。通過近幾年的實(shí)施調(diào)整，杜84塊興Ⅵ試驗(yàn)區(qū)5個井組現(xiàn)已進(jìn)入泄油為主、驅(qū)替為輔的階段，日產(chǎn)油量由采用SAGD之前的90 t提高到目前的185 t，是采用SAGD前的2.1倍，并且產(chǎn)油效果逐漸變好，達(dá)到方案設(shè)計指標(biāo)。

杜84塊興Ⅵ井組SAGD試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)效果好于同類型油田。加拿大Tangleflags油田也采取直井與水平井組合SAGD方式開發(fā)，同階段平均單井日產(chǎn)液155 t，日產(chǎn)油31.1 t，油汽比為0.20；而杜84塊興Ⅵ井組SAGD井平均單井日產(chǎn)液252 t，日產(chǎn)油37 t，油汽比為0.21，生產(chǎn)指標(biāo)好于Tangleflags油田。先導(dǎo)試驗(yàn)取得了成功，并總結(jié)出一套SAGD動態(tài)調(diào)控方法，對SAGD工業(yè)化推廣意義重大。

5 結(jié)論及認(rèn)識

（1）應(yīng)用油藏數(shù)值模擬技術(shù)，提出了一系列與杜84塊超稠油油藏水平井部署方式相關(guān)的技術(shù)指標(biāo)，包括：油層厚度合理范圍應(yīng)控制在250～400 m；水平井的合理方位應(yīng)為北東—南西向；水平井蒸汽吞吐的合理井距為70 m；水平井長度在300～400 m為宜。

（2）通過對水平井注采參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，杜84塊超稠油油藏水平井蒸汽吞吐第一周期的注汽強(qiáng)度最佳值為15～20 t/m，注汽速度為350～400 t/d，注汽干度應(yīng)大于50%。

（3）推薦SAGD階段的布井方式為水平井位于直井的側(cè)下方，直井與水平井合理井距為35 m，直井射孔底界與水平段的垂直距離在5～8 m為宜。

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