郝少勤

摘 要：薄互層稠油油藏在進(jìn)入開發(fā)后期后，雖然采出程度高，但普遍存在著縱向動(dòng)用不均的矛盾，受油藏及井況限制，平面、縱向均有剩余油無法采出，制約了開發(fā)效果的進(jìn)一步提高。因此，在二次開發(fā)之前，首先要通過精細(xì)油藏描述，精確認(rèn)識(shí)油藏現(xiàn)階段特點(diǎn)及剩余油分布規(guī)律，創(chuàng)新部署井間挖潛水平井方式，提高水平井產(chǎn)能，同時(shí)采取了一系列配套措施，通過注汽管柱、注汽量、采油管柱的優(yōu)化及汽竄的防治，保證了水平井投產(chǎn)效果。實(shí)踐證明，薄互層稠油油藏吞吐后期以水平井井間加密方式進(jìn)行二次開發(fā)從技術(shù)上是可行的。

關(guān)鍵詞：薄互層稠油油藏、二次開發(fā)、動(dòng)用程度、剩余油分布、井間挖潛、水平井、

前言

曙光油田杜48塊含油面積3.5km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1689×104t，屬于典型的薄互層稠油油藏。區(qū)塊儲(chǔ)量基數(shù)大，儲(chǔ)層物性好，剩余油相對(duì)富集，但吞吐效果隨吞吐輪次的增加，無有效手段大幅度改善，在蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)等轉(zhuǎn)換開發(fā)方式試驗(yàn)無明顯進(jìn)展的情況下，選擇適合的方式進(jìn)行二次開發(fā)既是生產(chǎn)形勢(shì)的需要，也是油藏開發(fā)的需要。本次通過對(duì)薄互層稠油油藏吞吐后期二次開發(fā)方式的探討，明確了此類油藏以水平井挖潛為主的二次開發(fā)方向，為后續(xù)規(guī)模實(shí)施二次開發(fā)進(jìn)行了技術(shù)準(zhǔn)備，對(duì)曙光油田持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

1.薄互層油藏開發(fā)現(xiàn)狀與存在問題

1.1油藏開發(fā)現(xiàn)狀

杜48塊1987年10月采用100m正方形井網(wǎng)蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，其開發(fā)歷史大致分為：上產(chǎn)階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、遞減階段。截止2015年10月底區(qū)塊共有油井252口，開井123口，日產(chǎn)油250t，采油速度0.51%，采出程度17.53%，可采儲(chǔ)量采出程度94.2%。

1.2一次開發(fā)中存在的主要問題

區(qū)塊由于開發(fā)時(shí)間長(zhǎng)，一直以吞吐開發(fā)為主，導(dǎo)致套壞、出砂、落物、低產(chǎn)等原因造成的停產(chǎn)井逐年增加，目產(chǎn)停產(chǎn)井總數(shù)達(dá)53口，占總井?dāng)?shù)的21%，目前仍然以吞吐開發(fā)為主，平均吞吐周期達(dá)12.1%，目前平均周期產(chǎn)油量下降到652t，僅為初期周期產(chǎn)油的26%?，F(xiàn)井網(wǎng)下以目前開發(fā)方式難以進(jìn)一步提高采出程度。

2 精細(xì)油藏研究二次開發(fā)

2.1構(gòu)造特征

杜48塊整體構(gòu)造形態(tài)為一北西向南東傾斜的單斜構(gòu)造，地層傾角西緩東陡，西部10°左右，東部地層變陡，地層傾角達(dá)25°左右。

2.2儲(chǔ)層特征

杜Ⅰ～Ⅲ組油層孔隙度一般為23～27%，平均25.5%，屬大～中孔。滲透率一般為300～1000×10-3μm2，平均781×10-3μm2，屬中～低滲透層。滲透率非均質(zhì)程度高，滲透率級(jí)差13～14，綜合非均質(zhì)系數(shù)27.3。 縱向上，孔隙度及滲透率由杜Ⅰ至杜Ⅲ依次降低，平面上，孔隙度及滲透率高值區(qū)一般分布在辮狀分流河道附近。

2.3沉積特征

薄互層稠油油藏沉積微相復(fù)雜，大體可分為四種沉積微相：辮狀分流河道主體微相、河口壩主體微相、河道及砂壩的側(cè)緣及前緣薄砂微相、分流間微相。

2.4油水分布

縱向上劃分為杜0、杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ四個(gè)油層組，10個(gè)砂巖組，30個(gè)單砂層。杜零組厚度變化大，為純油藏；杜Ⅰ、Ⅱ組油層全區(qū)分布，連通性好，為純油藏，油層西南向東北逐漸變薄；杜Ⅲ組油層只在區(qū)塊南部發(fā)育，向東北逐漸尖滅。區(qū)塊只在靠近曙1-47-20井區(qū)有邊水。

3.創(chuàng)新部署井間挖潛水平井方式，提高水平井產(chǎn)能

3.1剩余油分布規(guī)律認(rèn)識(shí)

我們選擇了杜48塊東部為水平井部署目標(biāo)區(qū)。應(yīng)用數(shù)值模擬技術(shù)，我們對(duì)目標(biāo)區(qū)域進(jìn)行了數(shù)值模擬研究。

數(shù)值模擬結(jié)果表明，杜Ⅰ1-2號(hào)層在目標(biāo)區(qū)內(nèi)屬剩余油相對(duì)富集層，適合水平井挖潛。

3.2優(yōu)化水平井部井方式

這次水平井部署采用了垂直等高線部署的方式，并且從低部位向高部位部署（圖1），這主要是為了充分利用自然高差提高井底生產(chǎn)壓差，目前已完鉆井平均A 點(diǎn)深度比B 點(diǎn)低62m，相當(dāng)于提高生產(chǎn)壓差0.6MPa左右。

3.3優(yōu)化水平井軌跡設(shè)計(jì)

為井一步提高井底生產(chǎn)壓差，我們對(duì)靶前軌跡進(jìn)行了優(yōu)化，選用了“魚鉤型”設(shè)計(jì)，降低了油層以上井斜角，可以把泵下到更深的位置，最大限度地增加了井底壓差，提高了生產(chǎn)效果。

4、應(yīng)用配套技術(shù)，保證水平井生產(chǎn)效果

在曙光油田薄互層油藏實(shí)施的井間水平井，由于地層壓力低，為保證水平井生產(chǎn)效果，我們采取了一系列配套措施，通過注汽管柱、注汽量、采油管柱的優(yōu)化及汽竄的防治，保證了水平井投產(chǎn)效果。

4.1注汽管柱及注汽量的設(shè)計(jì)

首輪注汽強(qiáng)度設(shè)計(jì)主要參考了數(shù)值模擬的結(jié)果，注汽強(qiáng)度一般在12-14t/m周期產(chǎn)油量最高，考慮到設(shè)備能力及生產(chǎn)運(yùn)行情況，實(shí)際中我們首輪注汽量平均為12.0t/m.。第二輪以后我們依據(jù)第一輪生產(chǎn)情況結(jié)合直井周期吞吐規(guī)律，一般注汽量保持1～2個(gè)周期，第3、4周期后適量加大注汽強(qiáng)度。從實(shí)際效果看注汽量的設(shè)計(jì)是合適的。

4.2采油管柱設(shè)計(jì)

由于地層壓力低，采油管柱設(shè)計(jì)在目前舉升技術(shù)能保證的前提下，盡可能加深泵掛，由于采用了魚鉤型軌跡，在現(xiàn)有抽油泵最多能下到井斜60°的情況下，下泵垂深能接近水平段垂深，目前投產(chǎn)四口水平井A點(diǎn)平均垂深1051m，B點(diǎn)平均垂深989m，下泵垂深平均1035m，接近水平段中下部，有效增加了井底壓差，提高了產(chǎn)能。

4.3汽竄防治

薄互層油藏吞吐后期，吞吐過程中存在最主要的問題是井間干擾的問題，汽竄嚴(yán)重，造能量不能有效利用，吞吐效果越來越差。井間加密水平井與原來直井井距只有50米左右，汽竄問題是制約水平井吞吐效果的最主要的問題。為解決水平井與直井在吞吐過程中的汽竄問題，我們主要采用了同注同采、一注多采、選注選采的辦法將汽竄影響降到最低。

5、效果分析

應(yīng)用本項(xiàng)目形成的薄互層油藏吞吐后期水平井二次開發(fā)配套技術(shù)，目前已在杜48塊中部署水平井29口，目前年已實(shí)施23口井，累計(jì)產(chǎn)油6.4×104t ，區(qū)塊采油速度分別提高了0.31%和0.28%，效果比較明顯。

6、結(jié)論

1）薄互層稠油油藏吞吐后期以水平井井間加密方式進(jìn)行二次開發(fā)效果比較好，從技術(shù)上是可行的；

2）采用垂直等高線部署水平井及“魚鉤型”軌跡設(shè)計(jì)有效提高了低地層壓力下水平井的生產(chǎn)壓差。

3）配套防汽竄技術(shù)有效減小了井間加密水平井與直井的井間干擾，提高了區(qū)塊開發(fā)效果。