淺層稠油油藏水平井動用程度分析及措施效果評價

馬鴻,楊柳,楊智,楊鳳祥 (中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆克拉瑪依834000)

劉衍彤 (新疆新易通石油科技有限公司,新疆克拉瑪依834000)

淺層稠油油藏水平井動用程度分析及措施效果評價

馬鴻,楊柳,楊智,楊鳳祥 (中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院,新疆克拉瑪依834000)

劉衍彤 (新疆新易通石油科技有限公司,新疆克拉瑪依834000)

以新疆油田淺層稠油油藏水平井規(guī)模開發(fā)區(qū)為主要研究對象,綜合運用儲集層特征、生產(chǎn)測試、生產(chǎn)動態(tài)等資料,結(jié)合數(shù)值模擬研究成果,對水平井動用程度進(jìn)行研究。結(jié)果表明,稠油水平井水平段動用不均衡的主要影響因素有:油層非均質(zhì)性、油層鉆遇率、注汽方式、水平井軌跡位置、汽竄等,利用分段注汽、均勻布汽、高溫封堵、組合注汽、直井+水平井組合吞吐以及轉(zhuǎn)換開發(fā)方式等可以改善水平井動用程度,進(jìn)而提高稠油油藏水平井采收率。

克拉瑪依油田;稠油油藏;水平井開采;開發(fā)效果;動用程度;開發(fā)方式

新疆油田淺層稠油油藏水平井規(guī)模應(yīng)用從2007年開始,應(yīng)用油藏類型多、規(guī)模不斷擴(kuò)大,產(chǎn)能比例不斷增加。目前水平井采用蒸汽吞吐開發(fā),隨著生產(chǎn)時間的延長,不同類型油藏的水平井表現(xiàn)出不同的開發(fā)效果,且半數(shù)以上水平井進(jìn)入吞吐后期,遞減快,穩(wěn)產(chǎn)難度大,如何有效改善水平井吞吐后期的生產(chǎn)效果[1～6]是目前稠油油藏水平井老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵問題,而提高水平井水平段動用程度是改善水平井生產(chǎn)效果的首要問題。以油藏工程與數(shù)值模擬相結(jié)合的方法,對水平井動用程度進(jìn)行分析評價,找出影響水平井開發(fā)效果的主要因素,并對改善水平井吞吐的措施效果[7～10]進(jìn)行了分析評價。

1 水平井吞吐開發(fā)效果評價

截至2012年12月,新疆油田稠油油藏水平井整體開發(fā)區(qū)共有9塊12個油藏,合計有水平井526口。按巖性統(tǒng)計,砂巖油藏井?dāng)?shù)占76%,砂礫巖油藏井?dāng)?shù)占24%;按原油性質(zhì)統(tǒng)計,超稠油井占50%,普通稠油井占33%。水平井吞吐開發(fā)生產(chǎn)特征表現(xiàn)如下。

1)不同油品類型水平井周期生產(chǎn)效果差異較大 普通稠油油藏水平井第1周期產(chǎn)油量約是特稠油油藏水平井的1.5倍,是超稠油油藏水平井的2.5倍。周期油汽比普通稠油油藏水平井是特稠油油藏水平井的1.7倍,是超稠油油藏水平井的3.3倍。

前8周期累計產(chǎn)油量,普通稠油油藏水平井最高,單井平均達(dá)7000t以上,特稠油和超稠油油藏在6000t左右。累計油汽比普通稠油油藏水平井為0.32,特稠油的為0.27,超稠油的為0.23。

2)直井與水平井組合開發(fā)效果好 就目前的統(tǒng)計規(guī)律而言,直井+水平井組合開發(fā)效果好于直井或水平井單獨開發(fā),其采收率高于直井開發(fā)區(qū)1%～6%,并且油層厚度越大,其效果越明顯(表1)。

表1 不同布井方式條件下采收率對比

3)水平井大多進(jìn)入吞吐中后期,吞吐采收率較低 2006～2007年投產(chǎn)的水平井區(qū)塊,單井日產(chǎn)油量低于1t、油汽比低于0.1的井逐輪增加,繼續(xù)吞吐經(jīng)濟(jì)效益差。根據(jù)各區(qū)塊水平井周期生產(chǎn)規(guī)律,結(jié)合經(jīng)濟(jì)評價指標(biāo),預(yù)測了各區(qū)塊水平井采收率,砂巖普通稠油油藏水平井采收率為25%～39%,特稠油的在25%左右,超稠油的為10%～20%。

4)水平段動用程度差異大 從水平井溫度剖面統(tǒng)計來看,水平段動用程度＜25%、25%～50%、50%～75%、＞75%的井?dāng)?shù)分別占18.7%、23.5%、12.6%和45.2%,不同水平段動用程度下單井產(chǎn)油量差異較大(圖1),如何提高水平段動用程度是提高水平井整體開發(fā)效益的關(guān)鍵。

圖1 水平段動用程度與產(chǎn)油量關(guān)系圖

2 影響水平井動用程度的因素分析

1)油層非均質(zhì)性的影響 滲透率高的水平段動用程度高。典型井水平段鉆遇率100%,傾角90°,水平段A點(跟端)、中點、B點(趾端)滲透率分別為1525、1511、3375m D。從該井測試溫度剖面看,水平段溫度從A點55℃逐漸上升到B點80℃,物性好的B端動用程度高,其生產(chǎn)動態(tài)也顯示出,吞吐前期生產(chǎn)效果較好,第3周期后周期產(chǎn)量及油汽比遞減快,整體采出程度較低。

圖2 11017井軌跡及擬合期末含油飽和度剖面圖

2)水平井油層鉆遇率的影響 油層鉆遇率變化較大的水平井主要集中在油層較薄、且地層構(gòu)造變化較大的區(qū)域。典型水平井水平段長度201.4m,實際鉆遇油層水平段僅122m(A點至中點部分),油層鉆遇率僅60.6%,溫度測試剖面顯示,從A點至B點溫度逐漸下降,從70℃下降到45℃左右,受油層鉆遇率影響,其周期生產(chǎn)效果也較差。

3)水平井水平段傾角的影響 11017井水平段鉆遇油層情況顯示,其水平段斜穿整個油層,水平段傾角較大,從擬合期末的溫度剖面及含油飽和度剖面顯示,高點 (B點)油層動用較好,而低點(A點)油層動用程度較差 (圖2),該井的整體吞吐效果較差。

4)水平井注汽方式的影響 目前水平井主要采用主、副管同注方式進(jìn)行注汽,主管注汽通道距A點50m左右,副管位置一般距B點(井底)20m左右,水平段熱量分布在剖面上形成了A點處大, B點處小,水平段中部為前大后小細(xì)長狀非對稱 “啞鈴型”形態(tài)。

根據(jù)溫度剖面分析,主管注汽,有效吸汽井段為水平段的前2/3井段,而主副管同時注汽,溫度剖面形態(tài)與副管的位置有關(guān),副管下入A點附近注汽,水平段有效吸汽井段在副管末端前后約50m井段,副管在B點附近,溫度剖面顯示A、B點附近為高溫區(qū),副管下入水平段中部,水平段整體動用較好,動用較均勻。

5)汽竄影響 由于淺層稠油油層物性較好、膠結(jié)疏松、水平段滲透率各向異性,因此,注蒸汽過程中蒸汽易沿高滲通道流動,與周圍直井或水平井發(fā)生汽竄,使得水平段動用程度降低。

典型汽竄井水平段鉆遇率100%,水平段傾角90.9°,水平段A點、中點、B點滲透率分別為2550、2100、3175m D,整體滲透率高。采用主、副管同時注汽,該井于2008年6月8日燜井,6月21～6月24日受鄰井注汽干擾影響,井口溫度達(dá)125℃續(xù)燜,期間6月23日進(jìn)行了溫度剖面測試,從該井測試溫度剖面 (圖3)看,水平段溫度中部高、兩端相對較低。受汽竄干擾的影響,1～2周期生產(chǎn)不正常,周期吞吐效果較差。

圖3 典型汽竄水平井溫度剖面圖

從上面的分析可以看出,不同類型水平井受各種因素綜合影響,水平井生產(chǎn)效果差異大。總體上油層鉆遇率高,水平段儲集層物性差異小,水平段傾角較小的水平井生產(chǎn)效果較好。

3 改善水平井動用程度的措施效果分析

1)改善儲集層非均質(zhì)性對水平段動用程度影響的措施效果 為了改善儲集層非均質(zhì)性對水平段動用程度的影響,已開展分段完井、副管打孔注汽、布汽短接均勻注汽、調(diào)整副管注汽等多項試驗,分段完井、調(diào)整副管注汽措施的吞吐生產(chǎn)效果較好(表2、圖4)。

利用數(shù)值模擬方法,開展了移動副管、分段注汽、高溫封堵等方案對水平段動用程度及開發(fā)效果的影響研究,結(jié)果見圖5,與基礎(chǔ)方案相比,分段注汽水平井生產(chǎn)效果最好,其次為移動副管注汽,高溫封堵對水平井生產(chǎn)效果改善程度雖然不如前兩個方案,但在一定程度上也改善了水平井水平段的動用程度。

表2 分段完井注采試驗周期生產(chǎn)指標(biāo)統(tǒng)計表

圖4 調(diào)整副管井吞吐生產(chǎn)效果圖

2)汽竄控制措施效果 為了改善汽竄對水平井生產(chǎn)的影響,近幾年利用區(qū)域油井組合注汽開發(fā)方式有效地控制了汽竄,提高了蒸汽利用效率,有效改善了組合區(qū)域整體開發(fā)效果。組合注汽后,水平井汽竄井次比例由措施前的61%下降到措施后的32%,組合注汽井周期產(chǎn)油、平均日產(chǎn)油、油汽比分別是獨立注汽井的1.4、1.2、1.6倍。

圖5 不同注汽方式下水平井采出程度、油汽比對比圖

3)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式措施效果 已開辟了一個普通稠油油藏水平井汽驅(qū)試驗區(qū),截至2013年12月,汽驅(qū)范圍內(nèi)7口水平井已全部見效,外圍12口水平井中有9口也已經(jīng)見效,汽驅(qū)采出程度9.9%,累計油汽比0.083。轉(zhuǎn)驅(qū)后,試驗區(qū)日產(chǎn)油由吞吐末的42.8t最高上升到108t,油汽比由0.07最高上升到0.12,產(chǎn)量遞減明顯減緩,取得了一定效果,為水平井轉(zhuǎn)換方式生產(chǎn)提供了成功的經(jīng)驗。

數(shù)值模擬研究超稠油油藏轉(zhuǎn)汽驅(qū)是可行的,直井間井距為80m,直井與水平井之間距離為50m,采用直井-水平井重力泄油汽驅(qū),預(yù)測采收率為48.08%;水平井目前60m的井網(wǎng)蒸汽吞吐方式的最終采收率為21.6%,吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采收率可達(dá)到32%～36%;當(dāng)油層連續(xù)厚度大于10m,加密后采取30m井距重力泄油汽驅(qū)的方式時,蒸汽腔沿橫向擴(kuò)展較好,最終采收率可達(dá)到45%～48%。超稠油油藏直井-水平井汽驅(qū)試驗區(qū),轉(zhuǎn)驅(qū)前日產(chǎn)油水平69t,階段油汽比0.05,采注比0.37,轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)1a,日產(chǎn)油水平、階段油汽比、采注比分別提高到135t、0.2、0.94。

4 結(jié)論

1)水平段動用程度是影響水平井生產(chǎn)效果的重要因素,影響水平段動用程度的主要因素有:油層非均質(zhì)性、油層鉆遇率、注汽方式、水平井軌跡位置和汽竄。

2)分段注汽、移動副管注汽、高溫封堵、組合注汽可以不同程度地改善水平井吞吐生產(chǎn)效果。

3)直井-水平井、水平井-水平井吞吐后轉(zhuǎn)汽驅(qū)是改善水平井生產(chǎn)效果的有效途徑。

[1]馬德勝,郭嘉,李秀巒,等.淺薄層超稠油油藏蒸汽吞吐后開發(fā)方式實驗[J].新疆石油地質(zhì),2013,34(4):458～461.

[2]錢根寶,馬德勝,任香,等.雙水平井蒸汽輔助重力泄油生產(chǎn)井控制機(jī)理與應(yīng)用[J].新疆石油地質(zhì),2011,32(2):147～149.

[3]張玉芳.組合式井網(wǎng)在非均質(zhì)油藏開發(fā)中的研究與應(yīng)用[J].西部探礦工程,2010,(1):77～79.

[4]李鑫.稠油油藏水平井生產(chǎn)特點及效果影響因素分析[J].斷塊油氣田,2012,19(增刊1):36～39.

[5]李新強(qiáng),樊玉新,趙長虹,等.超稠油水平井蒸汽吞吐開發(fā)實踐[J].中外能源,2011,16(11):55～57.

[6]竇宏恩,常毓文,于軍,等.稠油蒸汽吞吐過程中加熱半徑與井網(wǎng)關(guān)系的新理論[J].特種油氣藏,2006,13(4):58～61.

[7]王金鑄,王學(xué)忠,劉凱,等.春風(fēng)油田排601區(qū)塊淺層超稠油HDNS技術(shù)先導(dǎo)試驗效果評價[J].特種油氣藏,2011,18(4):59～62.

[8]孫建芳.氮氣及降粘劑輔助水平井熱采開發(fā)淺薄層超稠油油藏[J].油氣地質(zhì)與采收率,2012,19(2):47～49.

[9]郭新華,徐雄,習(xí)長豐.百重7井區(qū)克上組油藏水平井與直井組合斷續(xù)汽驅(qū)試驗研究與實施 [A].第十五屆五省 (市、區(qū))稠油開采技術(shù)論文集[C].北京:中國石化出版社,2010.398～402.

[10]石曉渠.淺薄層稠油吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)技術(shù)研究[J].石油地質(zhì)與工程,2008,22(2):93～96.

[編輯] 黃鸝

TE355.6

A

1000-9752(2014)12-0179-04

2014-08-02

中國石油天然氣集團(tuán)公司 “新疆大慶”建設(shè)重大科技專項 (2012E-34-05)。

馬鴻(1971-),女,1993年西南石油學(xué)院畢業(yè),高級工程師,長期從事稠油開發(fā)研究工作。