淺薄層超稠油油藏水平井開發(fā)效果影響因素分析

文華 （提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實驗室 （東北石油大學(xué)），黑龍江 大慶163318）

新疆克拉瑪依油田XA＋B區(qū)侏羅系齊古組油藏屬于層狀構(gòu)造巖性油藏，埋深－139～－188m，無邊底水，隔夾層較發(fā)育，整體油層連通性好，非均質(zhì)性強(qiáng)。XA＋B區(qū)齊古組自下而上可劃分為3個砂層組，用符號表示為Jq3、Jq2、Jq1。中部的Jq2砂層組可分為和等2個砂層，其中主力油層可進(jìn)一步細(xì)分為齊等3個小層。截止到2013年6月，區(qū)塊內(nèi)共有水平井55口，核實儲量193×104t，累計注汽111.2×104t，累計產(chǎn)油15.8×104t，油汽比0.14，采出程度9.39%，開井36口，月產(chǎn)油781t，僅為高峰值的8%，平均單井日產(chǎn)油僅0.5t。XA＋B區(qū)水平井開發(fā)初期產(chǎn)量較高，但遞減較快，隨著水平井的規(guī)模應(yīng)用、投產(chǎn)時間的延長，各類問題水平井也逐漸增多，嚴(yán)重影響開發(fā)效果。為給下一步改善水平井開發(fā)效果，水平井部署、吞吐效果分析及調(diào)整措施的提出提供更加準(zhǔn)確的依據(jù)，需要分析單井控制儲量、油層厚度、油層發(fā)育的連續(xù)性、原油黏度、水平井縱向位置、水平段長度等因素對水平井開發(fā)效果的影響，分析影響水平井開發(fā)效果的主控因素。目前國內(nèi)學(xué)者針對具體油藏條件，對其研究方法各異，各有側(cè)重，均凸顯出各自特色，但也存在一定局限性[1～8]。

1 水平井開發(fā)效果及存在問題

1）水平井蒸汽吞吐效果不理想，雖然初期產(chǎn)量較高，但受諸多因素影響，產(chǎn)量遞減快，采油速度較低，采出程度偏低。XA＋B區(qū)水平井隨生產(chǎn)輪次的增加，周期生產(chǎn)時間延長，但周期產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、油汽比卻逐漸降低，含水率升高，生產(chǎn)效益降低。周期平均產(chǎn)量遞減率達(dá)41%，日產(chǎn)油遞減率達(dá)34%。

2）動用狀況差異大，采油時率較低。淺層超稠油油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重，在注蒸汽過程中水平段上的壓降存在差異，導(dǎo)致水平段吸汽不均勻，油藏動用程度受到影響，產(chǎn)能優(yōu)勢受到限制。

截止到2013年6月，區(qū)塊因油稠、低產(chǎn)、低能、高含水等嚴(yán)重影響生產(chǎn)的問題水平井多達(dá)30口，占水平井總數(shù)的54.5%，水平井的平均時率一直保持在60%左右，開井的36口井的平均時率只有80%左右。

2 影響因素分析

2.1 單井控制儲量影響

水平井單井控制儲量越大，吞吐累計產(chǎn)油量、油汽比越高，吞吐初期油井動用范圍小，單井控制儲量對初周期產(chǎn)量影響不大，隨著吞吐周期增加，單井控制儲量的大小影響水平井的供油能力，單井控制儲量與產(chǎn)油量關(guān)系越來越明顯。單井控制儲量越大，蒸汽加熱油層接觸面積大，蒸汽有效利用率高，油汽比高。

2.2 油層厚度影響

水平井油層厚度越大，吞吐累計產(chǎn)油量、油汽比越高。超稠油第1周期蒸汽吞吐主要開發(fā)機(jī)理為加熱、降黏解堵，油層厚度在5m以下，蒸汽很快超覆到頂，然后平面波及，初期效果較好，但物質(zhì)基礎(chǔ)不足，累計產(chǎn)量不高，油層越厚，蒸汽吞吐生產(chǎn)時間越長，蒸汽波及范圍越大，蒸汽吞吐效果越好。

2.3 油層發(fā)育的連續(xù)性

水平井軌跡所鉆遇的油層是否連續(xù)、中間是否存在夾層是影響側(cè)鉆水平井效果的重要因素，油層連續(xù)性好的水平井效果好，反之效果很差[9]。從表1看出，XB01H井實鉆軌跡顯示，水平段油層鉆遇率高，油層發(fā)育連續(xù)；相比之下，XB46H井水平段鉆遇泥巖夾層，油層發(fā)育差。2口井生產(chǎn)效果差異較大，從累計產(chǎn)油量、油汽比等主要指標(biāo)對比，XB46H井累計產(chǎn)油量低、油汽比低。

表1 XA＋B區(qū)水平井累計生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

2.4 原油黏度影響

原油黏度低于2000mPa·s時，黏度對累計產(chǎn)油量的影響規(guī)律不明顯；黏度大于2000mPa·s，黏度越大，達(dá)到流動溫度需要的熱量越高，相同注汽量條件下，累計產(chǎn)油量低，油汽比低。

由于沉積環(huán)境影響，XA區(qū)儲層物性較好，孔隙度、滲透率相比XB區(qū)要高，但原油黏度為XB區(qū)的2倍，受此影響，XA區(qū)水平井平均單井累計產(chǎn)油量、油汽比等主要指標(biāo)比XB區(qū)要低，開發(fā)效果較差。

2.5 水平井方位影響

水平井軌跡與小層沉積微相有著密切的關(guān)系，水平井軌跡位于主河道和次河道相帶時開發(fā)效果相對較好，位于河漫灘微相的水平井效果較差。XB區(qū)水平井軌跡與河道物源方向大致平行，XA區(qū)水平井軌跡則與之呈較大角度，這也是造成XB區(qū)較XA區(qū)水平井開發(fā)效果好的原因之一。XB區(qū)小層和小層的水平井較小層開發(fā)效果好，也與其水平井軌跡與物源方向的匹配關(guān)系有關(guān)。

2.6 水平井縱向分布影響

對于超稠油蒸汽吞吐來說，蒸汽的超覆作用是開采原油的重要因素，顯然將水平井布置在油層底部比較容易提高原油采收率，但是考慮到向底部巖層的熱損失和鉆井風(fēng)險，將水平井設(shè)計在距油層底部1～2m左右的位置較好。

2.7 不同層位影響

縱向不同層位物性差異較大，各小層孔隙度和滲透率與沉積相帶密切相關(guān)，即河道砂體分布區(qū)域孔隙度、滲透率高于心灘和漫灘，縱向上也有較大差異，原油黏度以小層最高。由于縱向?qū)娱g差異大，小層開發(fā)效果最好，小層較差（表2）。

表2 XA＋B區(qū)小層參數(shù)對比表層位油層

2.8 水平段長度影響

統(tǒng)計分析認(rèn)為，水平段長度不是影響開發(fā)效果的主要因素。XA＋B區(qū)水平段長度對水平井生產(chǎn)效果的影響規(guī)律不明顯，主要因為儲層非均質(zhì)性嚴(yán)重，導(dǎo)致水平段有效動用程度低，而且水平段長度差異較小，對主要開發(fā)指標(biāo)影響較小。

2.9 隔夾層的影響

通過數(shù)值模擬方法，研究了隔夾層發(fā)育程度對水平井蒸汽吞吐效果影響，從模擬結(jié)果看，水平井軌跡所鉆遇的油層是否連續(xù)、隔夾層發(fā)育程度是影響水平井整體吞吐效果的重要因素，油層連續(xù)性越差，隔夾層越連續(xù)，蒸汽對油層加熱范圍越小，水平井動用效果越差 （圖1）。

數(shù)值模擬結(jié)果顯示，沒有隔夾層情況下，蒸汽直接向上超覆，可以動用上部油層；隔夾層發(fā)育不連續(xù)，部分遮擋水平段，蒸汽可以繞過隔夾層向上超覆，動用部分水平段上部油層；當(dāng)隔夾層發(fā)育連續(xù)，整體遮擋水平段，水平段上部油層難以動用。

圖1 隔夾層對油層動用的影響模擬圖

2.10 工程因素

XA＋B區(qū)齊古組油藏汽竄、出砂、地裂和套壞矛盾凸顯，嚴(yán)重影響了水平井蒸汽吞吐效果。為了改善其效果，2006年以來，陸續(xù)開展了降黏、注氮?dú)獾仍霎a(chǎn)措施[10]，累計增油2920.7t，總體看取得一定效果 （表3）。

3 單井開發(fā)效果主控因素分析

以靜態(tài)資料為基礎(chǔ)、以動態(tài)分析為核心，以數(shù)值模擬和油藏工程方法為手段，客觀認(rèn)識水平井開發(fā)效果，剖析水平井開發(fā)效果影響因素，多個不利因素錯綜復(fù)雜、低效井分布具有明顯的區(qū)域特征，按照區(qū)域歸類，逐井剖析、對比，落實單井存在的主要問題。通過綜合分析，將累計油汽比較低的26口井劃為不正常井，比例占80%，其余8口水平井生產(chǎn)正常，主要分布在黏度較低區(qū)域 （圖2）。

表3 歷年調(diào)整措施效果統(tǒng)計表

3.1 XB西高黏度區(qū)——原油黏度是制約水平井開發(fā)效果的主控因素

從表4看出，XB西高黏度區(qū)，共有10口水平井，平均油層厚度4.5m，平均孔隙度29%，滲透率1235.8mD，平均含油飽和度68%，50℃原油黏度平均為50682mPa·s。區(qū)域內(nèi)，受高黏度因素制約水平井比例達(dá)56.2%，油層發(fā)育差制約水平井比例為31.25%，直井汽竄因素制約水平井比例為12.5%。通過對比，區(qū)域性高黏度因素導(dǎo)致蒸汽對油層加熱效率低，水平井普遍產(chǎn)能低，實際單井累計產(chǎn)油僅達(dá)到累計產(chǎn)油能力的25.4%。

圖2 XA＋B區(qū)水平井影響因素統(tǒng)計圖

表4 XB西高黏度區(qū)水平井生產(chǎn)情況對比表

對于高黏度區(qū)域，如何提高蒸汽加熱效率，進(jìn)而提高油層動用程度，是改善該類水平井開發(fā)效果的關(guān)鍵所在。

3.2 XB南低黏度區(qū)——直井汽竄影響是導(dǎo)致部分水平井含水率高的主控因素

XB南低黏度區(qū)，共有15口水平井，50℃原油黏度平均為1656.4mPa·s，黏度低，水平井生產(chǎn)時間為XB西高黏度區(qū)的1.8倍，平均單井累計產(chǎn)油量為XB西高黏度區(qū)的4.1倍。整體上生產(chǎn)正常，直井汽竄導(dǎo)致部分水平井含水率高，受直井汽竄因素制約水平井比例達(dá)45.45%，工程因素制約水平井比例為27.27%，油層發(fā)育差制約水平井比例為27.27%。

3.3 XB北區(qū)——油層發(fā)育連續(xù)性差和工程原因是影響開發(fā)效果的主控因素

XB北區(qū)，共有17口水平井，50℃原油黏度平均為7318mPa·s，部分水平井目的層油層連續(xù)性差，產(chǎn)能低；另一部分受汽竄、出砂影響，生產(chǎn)時率低，產(chǎn)量低。受工程原因和油層發(fā)育差因素制約水平井比例均為50%。

3.4 XA區(qū)——工程因素是制約水平井開發(fā)效果的主控因素

XA區(qū)共有7口水平井，平均油層厚度7.2m，平均孔隙度32%，滲透率1581.5mD，平均含油飽和度75%，50℃原油黏度平均為38790mPa·s。受工程因素影響，實際累計產(chǎn)油量僅為預(yù)測產(chǎn)量的15.4%。整體上，工程因素影響4口水平井的開發(fā)效果。

3.5 部分井受地面工程原因影響關(guān)井，導(dǎo)致目前開井率低

受地裂無法注汽和水渠隱患影響，14口水平井無法正常生產(chǎn)，影響累計產(chǎn)油量4.66×104t，平均單井產(chǎn)量損失59.3%。

4 結(jié)論

1）XA＋B區(qū)水平井初期產(chǎn)油量高，遞減速度快，周期累計產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、油汽比逐漸降低。

2）研究了單井控制儲量、油層厚度、油層發(fā)育的連續(xù)性、原油黏度、水平井縱向位置、水平段長度等因素對水平井開發(fā)效果的影響規(guī)律，水平井開發(fā)效果主要受單井控制儲量、原油黏度和油層發(fā)育、隔夾層影響，單井控制儲量越高、原油黏度越低、油層越發(fā)育和隔夾層范圍越小，開發(fā)效果越好。

3）區(qū)塊不正常井?dāng)?shù)占80%以上，原油黏度高、油層鉆遇率低、直井汽竄及出砂、地裂等工程因素是制約水平井單井蒸汽吞吐開發(fā)效果的主控因素，因此，建議通過制定相應(yīng)的調(diào)整措施，以實現(xiàn)改善開發(fā)效果、提高最終采收率的目標(biāo)。

[1]滕鐵軍，馬紅，楊先勇 .超稠油水平井產(chǎn)能影響因素分析 [J].特種油氣藏，2010，17（4）：59～61.

[2]李紅丹，胡元偉，李嬋，等 .超稠油油藏水平井開發(fā)效果影響因素研究 [J].長江大學(xué)學(xué)報 （自然科學(xué)版），2012，9（12）：84～85.

[3]李艷玲 .稠油油藏蒸汽驅(qū)地質(zhì)影響因素研究 [J].特種油氣藏，2009，16（5）：58～60.

[4]杜殿發(fā)，李冬冬，石達(dá)友，等.基于粗糙集理論的超稠油油藏水平井吞吐效果評價及其影響因素分析 [J].數(shù)學(xué)的實踐與認(rèn)識，2010，40 （17）：72～79.

[5]徐家年，馮國慶，任曉，等 .超稠油油藏蒸汽吞吐穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)對策研究 [J].西南石油大學(xué)學(xué)報，2007，29（5）：90～93.

[6]李迎環(huán) .正交試驗法優(yōu)化超稠油水平井界限參數(shù) [J].斷塊油氣田，2010，17（1）：76～79.

[7]桂殿發(fā)，郭青，侯加根 .特超稠油油藏蒸汽吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)的探討 [J].新疆石油地質(zhì)，2010，31（4）：440～443.

[8]丁一萍，劉傳喜，凡玉梅，等 .低滲稠油油藏?zé)岵尚Ч绊懸蛩胤治黾八骄畠?yōu)化 [J].斷塊油氣田，2011，18（4）：489～492.

[9]許國民 .薄互層稠油油藏蒸汽吞吐后期二次開發(fā)方式研究 [J].特種油氣藏，2009，16（6）：42～44.

[10]孫建芳 .氮?dú)饧敖嫡硠┹o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.