單家寺油田單2塊沙一段特稠油油藏開發(fā)實(shí)踐

孫洪衛(wèi)

（中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東東營 256606）

單家寺油田單2塊沙一段特稠油油藏開發(fā)實(shí)踐

孫洪衛(wèi)

（中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東東營 256606）

針對(duì)單家寺油田單2塊沙一段稠油油藏儲(chǔ)層物性差，非均質(zhì)嚴(yán)重，直井蒸汽吞吐產(chǎn)能低，經(jīng)濟(jì)效益差，直井套損嚴(yán)重等問題，運(yùn)用油藏地質(zhì)、油藏工程和數(shù)值模擬研究方法，進(jìn)行了地質(zhì)特征、開發(fā)動(dòng)態(tài)以及提高采收率對(duì)策研究。結(jié)果表明，單2塊沙一段存在三個(gè)韻律段，具有反韻律特征，底部以含油含螺生物灰?guī)r為主，夾層局部分布，第二韻律段物性好；利用水平井和分支水平井轉(zhuǎn)驅(qū)后可以提高采收率；通過井網(wǎng)井距、井型和開發(fā)方式的優(yōu)化設(shè)計(jì)，提出了利用水平井開發(fā)主體部位，分支水平井開發(fā)儲(chǔ)層邊部，通過蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)大幅度提高采收率的思路，并取得較好效果。

單家寺油田；稠油油藏；分支水平井；蒸汽驅(qū)

“八五”和“九五”期間攻關(guān)研究成果提出的水平井篩選方法和標(biāo)準(zhǔn)［1］，指導(dǎo)了勝利油區(qū)水平井的設(shè)計(jì)與應(yīng)用，取得了顯著的開發(fā)效果。水平井作為油田開發(fā)的一種重要井型在老油田剩余油挖潛、邊際儲(chǔ)量動(dòng)用、底水油藏開發(fā)等方面充分發(fā)揮了直井無法比擬的優(yōu)勢(shì)［2］。單家寺油田單2塊稠油油藏是勝利油田最早投入開發(fā)的稠油油藏［3］，隨著勘探開發(fā)時(shí)間的延長，開發(fā)矛盾日益突出，已投產(chǎn)的沙三段主力油層采出程度高，已接近蒸汽吞吐開發(fā)的極限，沙一段非主力油層由于儲(chǔ)層及流體物性差，無法有效動(dòng)用。本文針對(duì)單2塊沙一段非主力油層開展油藏地質(zhì)研究、井網(wǎng)井距井型優(yōu)化研究，利用水平井、分支水平井改善沙一段開發(fā)效果。

1 精細(xì)地質(zhì)研究

根據(jù)地震勘探、地質(zhì)測(cè)錄井等資料，落實(shí)了地層特征、構(gòu)造斷裂系統(tǒng)。綜合巖性、古生物、電性等方面的特征，結(jié)合取心井資料，研究了油藏的沉積相發(fā)育、砂體分布、油層及隔夾層展布特征，建立了地質(zhì)模型，提高了對(duì)單2塊沙一段的地質(zhì)認(rèn)識(shí)，搞清了儲(chǔ)層平面縱向展布、油水關(guān)系、層間隔夾層的發(fā)育狀況以及原油物性、流變性特征等。

單2塊沙一段構(gòu)造形態(tài)是一個(gè)受下覆地層控制的具繼承性的鼻狀構(gòu)造，含油面積1.1 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量181×104t，采收率6.6%。沙一段油層自上而下進(jìn)一步細(xì)分為3個(gè)韻律段：Es11、Es12和Es13，巖性以棕褐色油浸粉－細(xì)砂巖、含礫砂巖為主，夾含油含螺生物灰?guī)r，局部見灰質(zhì)團(tuán)塊。沙一段隔夾層主要為沙一段和沙三段之間以及沙一段各個(gè)韻律段之間的隔夾層。Es1與Es3砂體間隔層分布范圍較廣，全區(qū)發(fā)育。Es11與Es12、Es12與Es13韻律段夾層分布范圍較小，僅在砂體邊緣部位較為發(fā)育，平均厚度為2.6 m、2.7 m。根據(jù)取心井室內(nèi)分析孔、滲參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，沙一段總體孔隙度分布范圍15.8%～37.5%，平均29.3%；總體滲透率分布范圍（41～3320）×10－3μm2，主要集中在（150～650）×10－3μm2。測(cè)井二次解釋后，沙一段3個(gè)韻律段中，Es11韻律段平均孔隙度29.2%，平均滲透率518.8×10－3μm2；Es12韻律段平均孔隙度29.5%，平均滲透 率9 0 3.8×1 0－3μm2；Es13韻律段平均孔隙度29.2%，平均滲透率681.9×10－3μm2，Es12物性最好，Es11和Es13物性較差。

根據(jù)地面原油物性分析統(tǒng)計(jì)，沙一段地面原油密度0.968 5～0.995 8 g／cm3，地面原油粘度（50℃脫氣）10 000～42 000 mPa·s，屬于特稠油油藏。地面原油粘度由構(gòu)造高部位向構(gòu)造低部位方向增加，縱向上隨著油藏埋深的增加，原油粘度和相對(duì)密度增加。

2開發(fā)效果分析及存在問題

2.1 開發(fā)效果分析

單2塊沙一段1986年蒸汽吞吐試采，投產(chǎn)油井23口，其中單采井10口，與Es34合采井13口，皆因高含水、套管損壞等原因停產(chǎn)。根據(jù)油井生產(chǎn)情況，取得以下認(rèn)識(shí)。

認(rèn)識(shí)一：由于沙一段儲(chǔ)層物性較差，東西區(qū)平均滲透率分別只有484.8×10－3μm2和589.8×10－3μm2，且儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，夾薄層生物灰?guī)r，導(dǎo)致投產(chǎn)初期注汽壓力高，單采井初期注汽壓力平均在16～18MPa之間，新投產(chǎn)的單2平01井平均注汽壓力18.7MPa。

認(rèn)識(shí)二：投產(chǎn)直井具有一定產(chǎn)能，平均單井累油7 988t，平均單井日油能力6.98t。

認(rèn)識(shí)三：水平井具有較高的初期產(chǎn)能。2010年完鉆水平井單2平01井，平均日油能力19.5t，取得較好的開發(fā)效果。

認(rèn)識(shí)四：初期產(chǎn)量遞減大，生產(chǎn)井初期平均日油能力10.2t，產(chǎn)量初期遞減大，平均月遞減2.49%。

2.2 存在問題分析

沙一段生產(chǎn)井主要存在以下問題。一是管外竄嚴(yán)重。10口單采井中因管外竄高含水而停產(chǎn)井5口，占總井?dāng)?shù)的50%，停產(chǎn)前含水超過95%，影響開發(fā)效果較大。造成管外竄而高含水的主要原因是沙三段經(jīng)過多年開采，1992年就已經(jīng)高含水水淹，沙一段和沙三段間隔層薄，5口管外竄井的隔層厚度平均為2.68m，油井經(jīng)過多輪次吞吐后，套管固井界面破壞，造成管外竄高含水停產(chǎn)。二是油井多輪次吞吐后，套損嚴(yán)重。套管損壞井3口，占總井?dāng)?shù)的30%。三是早期注汽質(zhì)量不能保證。2000年前普通注汽鍋爐的注汽干度只有61%～65%；采用亞臨界鍋爐注汽，周期注汽干度均能保證在70%以上，周期產(chǎn)油量和日油能力也得到改善。四是注汽強(qiáng)度大，單2塊沙一段正常吞吐井平均單井周期注汽量在3 432t，平均注汽強(qiáng)度239.1t／m，最高達(dá)359.7 t／m，高于合理注汽強(qiáng)度150～200t／m，導(dǎo)致注汽熱利用率偏低，平均油汽比僅0.33。

3 改善開發(fā)效果主要做法

單2塊沙一段儲(chǔ)層物性差，邊部油層薄，原油粘度高，采用直井開發(fā)效果差，通過地質(zhì)特征研究和試油試采認(rèn)識(shí)，進(jìn)行了直井開發(fā)沙一段效果評(píng)價(jià)，對(duì)比稠油開發(fā)篩選標(biāo)準(zhǔn)，找出直井開發(fā)存在問題和開發(fā)難點(diǎn)，結(jié)合目前工藝技術(shù)，重點(diǎn)開展了以下工作。

3.1 優(yōu)化開發(fā)方式，確定蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)汽驅(qū)開發(fā)

合理的開發(fā)方式不僅可以實(shí)現(xiàn)油藏的有效動(dòng)用，也是影響采收率提高的重要因素。通過對(duì)比蒸汽驅(qū)開發(fā)標(biāo)準(zhǔn)，認(rèn)為單2塊沙一段符合蒸汽吞吐轉(zhuǎn)汽驅(qū)條件。同時(shí)結(jié)合目前稠油水平井開發(fā)技術(shù)，認(rèn)為水平井與直井相比，油藏接觸體積大，驅(qū)替更均勻，熱效率較高。應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測(cè)了不同井型下吞吐到底和吞吐轉(zhuǎn)汽驅(qū)兩種開發(fā)方式的生產(chǎn)效果（表1）。結(jié)果表明，吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的采出程度和凈累油都要比吞吐到底的高。其中水平井吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)方式比吞吐到底可提高采出程度22.7%，同時(shí)從吞吐末和汽驅(qū)末剩余油飽和度場(chǎng)圖看，汽驅(qū)末儲(chǔ)量動(dòng)用范圍明顯變大，動(dòng)用程度較高，其中水平井組合方式蒸汽波及最為均勻，井間剩余油飽和度較低，采出程度最大。

表1 特超稠油油藏不同開發(fā)方式生產(chǎn)效果對(duì)比

蒸汽驅(qū)能否順利實(shí)施，取決于轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)的地層壓力。國內(nèi)外蒸汽驅(qū)成功條件是地層壓力應(yīng)在5MPa以下。應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測(cè)了水平井組合吞吐4周、5周、6周、7周、8周后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的生產(chǎn)效果，隨著轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)的推后，蒸汽驅(qū)采出程度呈現(xiàn)先增加后減小的規(guī)律，當(dāng)水平井組合吞吐6個(gè)周期后轉(zhuǎn)驅(qū)，采出程度達(dá)到最高值，汽驅(qū)效果最好，蒸汽吞吐6個(gè)周期之后，地層壓力下降到5MPa以下，從地層能量角度考慮也應(yīng)在吞吐6周期后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。

由于Es12韻律段是本塊主力層，水平井縱向位置集中在Es12韻律段，因此，將Es12韻律段縱向上細(xì)分為4個(gè)模擬層，Es11韻律段和Es13韻律段各一個(gè)模擬層，確定汽驅(qū)后注汽井和生產(chǎn)井縱向位置。通過對(duì)比采出程度和凈產(chǎn)油量，注汽井處于Es12韻律段油層中部偏上位置，生產(chǎn)井位于Es12韻律段油層中部偏下最優(yōu)。

3.2 緊密結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)與理論，改直井為水平井開發(fā)

直井與水平井滲流機(jī)理不同決定兩種井型在開采單家寺具有邊底水的稠油油藏時(shí)有較大差異。采用直井開發(fā)，水侵以底水錐進(jìn)為主，水侵速度相對(duì)較快；而采用水平井開發(fā)，由于生產(chǎn)壓差相對(duì)較小，油藏水侵速度相對(duì)較緩，水侵方式以底水脊進(jìn)為主［4－5］。對(duì)于單2塊沙一段邊水不活躍稠油油藏，但是縱向上沙三段已經(jīng)水淹，館陶組為油水間互層油藏，利用水平井開發(fā)可改變套管應(yīng)力方向，使套管在油層內(nèi)部水平段方向錯(cuò)動(dòng)，有效防止管外竄，并且水平井油藏接觸面積大，平均吸汽指數(shù)是直井的2.7倍，熱損失率低，可有效提高吸汽能力，降低注汽壓力，比直井降低熱損失20%～30%，從而保證熱采效果。

確定采用水平井開發(fā)后，井網(wǎng)的適應(yīng)性直接影響開發(fā)效果。應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測(cè)了水平井－水平井組合的三種井網(wǎng)形式（排狀交錯(cuò)井網(wǎng)、正對(duì)交錯(cuò)井網(wǎng)、正對(duì)井網(wǎng)）及水平井－直井組合的兩種井網(wǎng)形式（直井正對(duì)井網(wǎng)和直井正對(duì)交錯(cuò)井網(wǎng)）的生產(chǎn)效果。水平井－水平井組合的正對(duì)交錯(cuò)的布井方式，吞吐階段和汽驅(qū)階段的最終采出程度和凈累油最高。新鉆井以水平井－水平井組合的正對(duì)交錯(cuò)的布井為主。

水平井井距直接影響到開采效果，距離過長，井間無法形成熱連通，驅(qū)泄開采效果較差；距離過短，驅(qū)泄體積減小，也影響開采效果，同時(shí)井距受原油粘度、單井控制儲(chǔ)量等因素的影響。針對(duì)該塊油層厚度、儲(chǔ)層物性的差異，采用不同的井距。結(jié)合本區(qū)油層厚度變化快的特點(diǎn)，重點(diǎn)計(jì)算了10、15、20m油層厚度下不同井距的開發(fā)指標(biāo)，從井距與單儲(chǔ)凈累油關(guān)系曲線看，油層厚度越大，由于汽驅(qū)時(shí)間越長，合理井距逐漸減小?？紤]實(shí)際油藏的非均質(zhì)性，實(shí)際開發(fā)中15～20m厚度油層井距取80～100m，5～15m厚度油層井距取100～120m。

3.3 利用復(fù)雜結(jié)構(gòu)井提高儲(chǔ)量控制程度

通過水平井布井極限厚度的研究表明，水平井布井厚度大于5.67m時(shí)，累產(chǎn)油量才能大于極限經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量。為了對(duì)油層厚度小于水平井布井極限厚度的邊部區(qū)域進(jìn)行有效動(dòng)用，提高井網(wǎng)對(duì)邊部?jī)?chǔ)量的控制程度，針對(duì)該塊進(jìn)行了分支井優(yōu)化設(shè)計(jì)。由于分支井增加了泄油面積，吞吐熱采的產(chǎn)能較水平井高，因此分支井能降低布井的極限厚度；同時(shí)由于該塊邊部夾層較為發(fā)育，采用分支上翹穿過夾層，可以對(duì)縱向上儲(chǔ)量進(jìn)行均勻有效動(dòng)用，避免夾層對(duì)水平井產(chǎn)能的影響。由于后期要轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)，位于邊部的分支井只能采用單側(cè)分支井技術(shù)，在正對(duì)注汽井的一側(cè)不打分支，在靠近邊部不參與汽驅(qū)的一側(cè)鉆分支。

在論證側(cè)分支開發(fā)可行性的基礎(chǔ)上，對(duì)側(cè)分支水平井進(jìn)行了分支長度、分支數(shù)、分支與主支夾角以及分支縱向位置等參數(shù)確定。利用數(shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合經(jīng)濟(jì)極限厚度、鉆井投資、夾層分布，確定側(cè)分支水平井布井區(qū)極限厚度4m，主支長度為200～250m，側(cè)分支水平井分支數(shù)為2個(gè)，分支角度為20°，分支長度為120m，在有夾層區(qū)域，分支上翹穿層。分支水平井對(duì)比水平井具有提高邊部和上部韻律段儲(chǔ)量動(dòng)用程度的優(yōu)勢(shì)，通過計(jì)算，增加動(dòng)用儲(chǔ)量27×104t，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度14.9%。

4 開發(fā)效果

根據(jù)以上研究，2011年單家寺單2塊沙一段開始利用水平井與分支水平井組合的方式進(jìn)行井網(wǎng)加密調(diào)整，部署總井?dāng)?shù)26口，其中新鉆井21口（水平井14口，分支水平井7口），設(shè)計(jì)新增產(chǎn)能5.4×104t，方案分兩年實(shí)施，2011年設(shè)計(jì)新井13口，（水平井10口，分支水平井3口）。截至目前，已經(jīng)完鉆8口，投產(chǎn)5口，初增日油101.2t，目前開井5口，日產(chǎn)油76.4t，含水59.4%，平均單井日油能力15.2 t，累計(jì)產(chǎn)油4 939t，取得了良好的開發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)了單井產(chǎn)能和采收率的大幅度提高。新井的完鉆投產(chǎn)，不僅改善了沙一段開發(fā)效果，還提高了井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量的控制程度，儲(chǔ)量控制程度達(dá)到87.1%，預(yù)測(cè)采收率可以達(dá)到36.9%，提高了30.3%。

下步通過對(duì)分支改進(jìn)，由側(cè)向分支改為上翹分支，不僅可以減小縱向上非均質(zhì)性對(duì)開發(fā)的影響，而且后期還可以轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。目前已經(jīng)部署1口上翹分支井（單2支平8）。

［1］ 劉顯太.勝利油區(qū)水平井開發(fā)技術(shù)［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2002，9（4）：45－47.

［2］ 司大志.底水油藏水平井開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2010，17（1）：93－95.

［3］ 李獻(xiàn)民，白增杰.單家寺熱采稠油油藏［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：120－130.

［4］ 孟紅霞，陳德春，海會(huì)榮，等.水平井分段射孔完井方案優(yōu)化［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2007，14（5）：84－87.

［5］ 萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開采技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：80－90.

TE345

A

2012－01－10

孫洪衛(wèi)，工程師，1979年生，2001年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）石油工程專業(yè)，2007年畢業(yè)于長江大學(xué)石油與天然氣開發(fā)專業(yè)，獲得工程碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)工作。

李金華