水平井蒸汽吞吐技術(shù)在淺薄層稠油油藏開發(fā)中的應(yīng)用

張力佳 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠，黑龍江 大慶163853）

大慶油田江37區(qū)塊位于松遼盆地西部斜坡江橋、泰來構(gòu)造帶富拉爾基－大興階地中段，整體上為東傾的單斜，傾角1.5°左右。主要目的層為薩爾圖和高臺子油層，平均砂巖厚度6.4m，平均有效厚度4.5m，平均有效孔隙度33.1%，平均空氣滲透率783×10－3μm2，屬于高孔、中高滲透稠油油層。由于江37區(qū)塊為典型的淺薄層稠油油藏，常規(guī)的直井蒸汽吞吐周期產(chǎn)量低、開發(fā)效果差。為此，筆者以江37－平1井為例，對水平井蒸汽吞吐技術(shù)在淺薄層稠油油藏開發(fā)中的應(yīng)用情況進(jìn)行了研究。

1 油藏工程設(shè)計

1.1 目的層選擇

從油藏縱橫剖面圖（見圖1）看，江37區(qū)塊以純油層為主，在井區(qū)南部高臺子層1號小層 （G11）連片發(fā)育，而薩爾圖油層 （S2）發(fā)育不穩(wěn)定，因而優(yōu)選高臺子層1號小層為主要目的層。

圖1 江37區(qū)塊油藏縱向剖面圖

1.2 水平段長度和垂向位置確定

研究表明，稠油水平井水平段長度應(yīng)該在250m以內(nèi)，過長則難以保證全井段蒸汽干度的存在［1］。參考與江37區(qū)塊地質(zhì)特征相近的新疆百重7區(qū)開發(fā)實踐情況［2］，確定水平段長度為200m，垂向位置在距離油層頂界2／3處。

1.3 水平段延伸方向確定

沉積相研究表明，江37區(qū)塊發(fā)育近南北向的河道，而實鉆開發(fā)井資料表明沿南北向斷層均為儲層發(fā)育，因而確定水平段延伸方向為南北向。

在區(qū)塊南部部署水平井，采用“直井段－增斜段－水平段”三段式中半徑水平井井身剖面，靶前位移200m，水平段長度217m，完井方式為篩管完井。

2 注汽管柱設(shè)計

在水平井注汽過程中，隨著蒸汽不斷地注入油層，蒸汽沿著水平段的質(zhì)量流量變得越來越小，且不斷給油層傳遞熱量，其干度也越來越小，致使水平井在注汽過程中吸汽不均，受熱井段短，采收率低［3］。為保證各井段吸熱量相同，水平層段均勻動用，設(shè)計的注汽管柱采用多點注汽，并通過建立地層吸收熱量與干度變化熱損失平衡方程確定各注汽孔眼的大小，跟端干度高，注汽孔眼小，趾端干度低，注汽孔眼大［4］。同時，將水平段的接箍外徑加大為114mm，防止在重力作用下，注汽管柱向下彎曲堵死注汽孔眼。

3 應(yīng)用實例分析

江37－平1井于2009年8月投產(chǎn)，砂巖厚度1.8m，有效厚度0.7m，目前已累積注汽4099t，累積采油1962t，回采水率72.6%，累積采注比1.20。

3.1 注汽情況

1）注汽參數(shù) 江37－平1井目前已進(jìn)行2輪注汽，蒸汽干度均在90%以上，日均注汽量達(dá)到132t／d，注汽速度快，注汽質(zhì)量高。

圖2 江37－平1井第1、2周期實測水平段溫度分布曲線圖

2）水平段溫度分布 由于第1周期使用了均勻注汽管柱，水平井水平段得到了較好的動用，但跟端和趾端溫度相對較低，動用程度較差。為進(jìn)一步提高水平井水平段的動用程度，在第2周期對均勻注汽管柱設(shè)計進(jìn)行了調(diào)整，加強(qiáng)了隨水平段跟端和趾端的注汽。從實測的水平段溫度分布曲線 （見圖2）看，注汽后跟端和趾端得到了有效動用，實現(xiàn)了水平井的均勻注汽。

3.2 生產(chǎn)情況

江37－平1井歷經(jīng)2個周期蒸汽吞吐熱采作業(yè)，其中第1周期歷時11個月，第2周期歷時19個月，目前該井處于第2周期蒸汽吞吐末期，平均日產(chǎn)液6.4t／d，日產(chǎn)油1.3t／d，含水79.1%。

江37－平1井在2個周期的日產(chǎn)液、日產(chǎn)油對比情況如下：①月平均日產(chǎn)液對比。水平井第1周期產(chǎn)液量平均月遞減為14.2%，吞吐后期日產(chǎn)液穩(wěn)定在2.0t，第2周期產(chǎn)液量平均月遞減為2.9%，吞吐后期日產(chǎn)液穩(wěn)定在6.4t。第2周期遞減率比第1周期低11.3%，后期穩(wěn)定日產(chǎn)液比第1周期高4.4t。②月平均日產(chǎn)油對比。水平井第1周期產(chǎn)油量平均月遞減為17.5%，吞吐后期日產(chǎn)油穩(wěn)定在1.1t，第2周期產(chǎn)油量平均月遞減為7.6%，吞吐后期日產(chǎn)油穩(wěn)定在1.3t。第2周期遞減率比第1周期低9.9%，后期穩(wěn)定日產(chǎn)油比第1周期高0.2t。由此可以看出，水平井周期遞減規(guī)律表現(xiàn)為如下2個方面：第1周期初期產(chǎn)液、產(chǎn)油高但后期遞減快，整個周期低含水；第2周期初期產(chǎn)液、產(chǎn)油低但后期遞減慢，整個周期高含水。出現(xiàn)上述情況的主要原因如下：水平井第1周期回采水率低，直接影響了第2周期的蒸汽吞吐效果，使得油井第2周期綜合含水偏高；水平井第1周期的注汽形成的溫度場 （30.66℃）有利于擴(kuò)大第2周期的油層加熱面積，為油井的長期穩(wěn)定供液提供了有利保障。

3.3 目前存在的問題及產(chǎn)生的不利影響

1）目前存在的問題 江37－平1井在開發(fā)過程中存在的主要問題為第1周期蒸汽吞吐回采水率低。該井第1周期注汽1847t，周期采水量僅372t，回采水率20.1%。出現(xiàn)上述問題的主要原因為泵下入深度不夠。由于受有桿泵下入深度限制，泵深只能下到斜井段489m，距油層中深垂直距離還有111m，使生產(chǎn)壓差無法放到最大。研究表明［5］，若將泵下入水平段，可多產(chǎn)出300t注入水，回采水率將達(dá)36%。

2）產(chǎn)生的不利影響 ①浪費注入熱量。江37－平1井在第2周期注入井底的蒸汽總熱量為52.4×108kJ，而未被采出300t注入水消耗熱量4.1×108kJ，占井底總熱量的8%，實際用于加熱油層的熱量僅占總熱量的62%。因此，地下積存的大量注入水會浪費下一周期的大量熱量。②油井含水大幅度上升。由于地下大量注入水積存在井筒附近，使第1周期末井筒附近含油飽和度降低，導(dǎo)致第2周期含水大幅度上升。因此，為改善下一周期水平井蒸汽吞吐效果，必須提高上一周期的回采水率。目前，可以通過延長周期吞吐時間的方式來提高油井回采水率。

4 結(jié) 語

針對大慶油田江37區(qū)塊為典型的淺薄層稠油油藏的情況，將水平井蒸汽吞吐技術(shù)應(yīng)用于開發(fā)實踐中。首先進(jìn)行油藏工程設(shè)計，包括目的層選擇、水平段長度和垂向位置確定以及水平段延伸方向確定，然后進(jìn)行注汽管柱設(shè)計。大慶油田江37區(qū)塊江37－平1井開發(fā)實踐表明，水平井蒸汽吞吐技術(shù)是開發(fā)薄層稠油油藏的有效技術(shù)手段，可以在類似油田開發(fā)中推廣應(yīng)用。

［1］李龍，李春生，朱蘭 .江橋稠油油田水平井蒸汽吞吐數(shù)值模擬研究 ［J］.科學(xué)技術(shù)與工程，2011，11（9）：1957－1961.

［2］尚建林，徐雄，霍新勇，等 .百口泉油田水平井與直井組合蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗研究——以百重7井區(qū)克上組油藏為例 ［J］.石油地質(zhì)與工程，2008，22 （6）：59－61.

［3］楊洪，蘆學(xué)惠，劉強(qiáng)，等 .稠油熱采水平井均衡注汽工藝技術(shù)研究 ［J］.西部探礦工程，2012（2）：79－85.

［4］陳新民 .水平井均勻注汽工藝在濱南油田的研究與應(yīng)用 ［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2009，16（2）：106－110.

［5］胡東暉，鄢捷年 .水平井產(chǎn)能的影響因素 ［J］.石油勘探與開發(fā)，1994，21（5）：44－52.