王鵬 花華靜

中石化河南油田分公司采油二廠 河南南陽 473400

超稠油本身的黏稠性決定了其容易凝固的特點(diǎn)，在開采期間有著較大難度。比如九7+8區(qū)齊古組油藏的埋藏深度比較淺，本身具有超稠的粘度，這使其開發(fā)過程有著較大粘度。這種情況之下如何對(duì)此類油藏進(jìn)行開發(fā)就需要使用到開發(fā)井技術(shù)。

1 關(guān)于九7+8區(qū)超稠油油藏特征與相關(guān)問題概述

九7+8區(qū)超稠油油藏本身屬于一種層狀結(jié)構(gòu)的巖性油藏，該區(qū)塊在九區(qū)之中屬于原油粘度最高的區(qū)域，并且其埋藏的深度最淺，油藏的中部位置埋深為地下200米，油層平均為10m的厚度，單層厚度相對(duì)較薄，而且不存在邊底水，油層整體具有良好的連通性，不過儲(chǔ)層本身具有較強(qiáng)的非均質(zhì)性特點(diǎn)。

該油藏一個(gè)顯著特點(diǎn)在于差異性較大，并且原油具有較高的粘度，原油粘度呈現(xiàn)出北側(cè)高于南側(cè)，西側(cè)高于東側(cè)的特點(diǎn)，按照粘度差異共分成4個(gè)區(qū)域。4個(gè)粘度區(qū)域之中水平井初期蒸汽雖然具有較好的吞吐效果，不過產(chǎn)量卻呈現(xiàn)出遞減快的趨勢(shì)，采油速度和才出的程度都比較低，伴隨蒸汽吞吐輪次逐漸提升，生產(chǎn)周期的天數(shù)有所增加，日產(chǎn)油、周期產(chǎn)油以及油氣比都呈現(xiàn)為逐年降低的趨勢(shì)，周期產(chǎn)量的遞減率甚至達(dá)到百分之四十一，日產(chǎn)油的遞減率也接近百分之三十四，油層之中縱向和平面的動(dòng)用程度相對(duì)有限，而且動(dòng)用狀況存有較大的差異，各個(gè)區(qū)域之中蒸汽吞吐的效果也有很大的差異?；谶@一情況，為了保證下一步的水平井開發(fā)和加密的方式得以有效轉(zhuǎn)換，就要深入研究各個(gè)區(qū)域之中所采用的水平井開發(fā)技術(shù)政策[1]。

2 關(guān)于水平井開發(fā)合理技術(shù)政策研究概述

由于現(xiàn)階段，企業(yè)稠油占比較高，且當(dāng)前的技術(shù)開發(fā)處于瓶頸階段，這就使成本與效益之間的矛盾日益激增。如何合理利用水平井開發(fā)技術(shù)，進(jìn)行效益評(píng)價(jià)及政策解讀，來降低成本，成為當(dāng)前工作研究的主要方向之一。提效降本需要以產(chǎn)能為基礎(chǔ)，優(yōu)化生產(chǎn)流程，以效益為前提，合理進(jìn)行資源配置。下面我們就關(guān)于水平井開發(fā)合理技術(shù)政策研究進(jìn)行概述。

2.1 單層厚度研究

采取九7+8區(qū)所部署的水平井，以及對(duì)于注采過程的優(yōu)選參數(shù)，針對(duì)油層厚度從2m到25m之中各個(gè)參數(shù)節(jié)點(diǎn)吞吐生產(chǎn)效果進(jìn)行模擬和對(duì)比。

結(jié)合上圖研究結(jié)果可以認(rèn)為采油量伴隨油層厚度的增加會(huì)有所升高，而且油氣比也會(huì)變得更大，不過伴隨油層厚度變薄的過程之中水平井產(chǎn)油量也會(huì)以線性的趨勢(shì)不斷下降，在油層的厚度達(dá)到5m的時(shí)候，產(chǎn)油量可以達(dá)到60美元界限的經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量。所以，確定水平井部署油層厚度的下限為5m的數(shù)值。

2.2 儲(chǔ)層物性概述

結(jié)合滲透率和孔隙率解釋模型，解釋油層孔隙率處在百分之二十三到百分之三十七點(diǎn)五的范圍，平均值Wie百分之三十點(diǎn)四。在平面上，各個(gè)油層之中的滲透率和孔隙度和沉積相帶之間具有較為密切的關(guān)系，也就是河道砂體分布區(qū)域所具有的滲透率和孔隙度較之漫灘和心灘更高，而且在縱向方向所具有的差異也比較大。

在儲(chǔ)層物性方面主要對(duì)油層所具有的滲透率和孔隙度帶給水平井效果的影響加以分析，圍繞水平井電測(cè)解釋所得出來的滲透率和孔隙度數(shù)據(jù)作為基礎(chǔ)，針對(duì)各個(gè)條件之下水平井蒸汽吞吐開發(fā)的具體效果加以對(duì)比[2]。

2.3 水平段長(zhǎng)度概述

針對(duì)于稠油水平井蒸汽吞吐水平段長(zhǎng)度的研究一直都是生產(chǎn)和設(shè)計(jì)中的重要問題，如果水平段長(zhǎng)度過短，或者累計(jì)產(chǎn)油量和單控儲(chǔ)量比較低的話，水平井所具有的優(yōu)勢(shì)也就難以發(fā)揮出來。如果水平段太長(zhǎng)的話，相對(duì)蒸氣諸如加熱的有效長(zhǎng)度也會(huì)變小，而且經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)效益也會(huì)出現(xiàn)降低。結(jié)合數(shù)值模擬區(qū)域之中實(shí)際地質(zhì)條件，針對(duì)相應(yīng)的注采參數(shù)進(jìn)行分別選定，使用數(shù)值模擬的方法針對(duì)各個(gè)水平井段長(zhǎng)度條件之下蒸汽吞吐開發(fā)所能達(dá)到的效果進(jìn)行模擬。

在水平段長(zhǎng)度不斷增加的情況之下，凈增油量會(huì)隨之不斷發(fā)生降低。在達(dá)到350米以上的情況，油氣比和凈增油量的上升速度較慢。全面分析水平井的產(chǎn)量、所能取得經(jīng)濟(jì)效益以及水平段所具有的實(shí)際動(dòng)用能力認(rèn)為水平井水平段應(yīng)該處在200米到250米的范圍。

2.4 注氣強(qiáng)度概述

在超稠油蒸汽吞吐的第一個(gè)周期之中主要是對(duì)油層進(jìn)行預(yù)熱和解堵，不過因?yàn)榛訝畹挠蛯訒?huì)有較大的熱損失情況，熱利用率也不夠理想。根據(jù)實(shí)驗(yàn)?zāi)M得出，在水平井注氣強(qiáng)度不斷增加的情況之下，累產(chǎn)油量會(huì)有所增加，在油氣比和凈增油量達(dá)到每米15-20噸的情況之下，增量也會(huì)有一定的增加，如果油氣強(qiáng)度超過每米25噸的話，油氣比和凈增油量一般不會(huì)發(fā)生增加，所以我們可以認(rèn)為注氣強(qiáng)度處在每米15到20噸的范圍最佳[3]。

3 結(jié)語

限于篇幅，本文簡(jiǎn)要從幾個(gè)方面分析如何對(duì)淺層超稠油油藏采取水平井技術(shù)進(jìn)行合理開發(fā)，希望能為閱讀本文人員提供一些油層開發(fā)方面的參考。