李長宏

（中國石化河南油田分公司油氣開發(fā)管理部，河南 南陽 473132）

春17塊稠油油藏具有埋藏較深、油層厚度薄、地下原油粘度大、隔夾層厚度小且分布不穩(wěn)定的特點。自2011年發(fā)現以來，上交探明儲量289×104t，經過兩輪開發(fā)評價，均未突破效益開發(fā)關，屬于難動用儲量。通過開展隔夾層和油層展布規(guī)律研究，對儲量進行分類評價，在Ⅰ、Ⅱ類儲量區(qū)采用水平井提高單井控制儲量和產能、采用叢式井降低開發(fā)成本。通過5口的現場實施，平均周期產油538t、油汽比0.73，取得了較好的開發(fā)效益。

1 油藏概況

春17 塊位于準噶爾盆地春光油田東北部，構造形態(tài)簡單，總體上為一傾向近180°、傾角2°～3°的單斜構造，區(qū)內發(fā)育4 條正斷層，斷距在5～40m、傾角75°～80°。儲層巖性以細砂巖、含礫細砂巖為主，成份以石英為主，占44%；次為長石，占28%；巖屑僅占18%～19%。儲層膠結疏松，膠結類型為孔隙型，平均孔隙度32.3%，平均滲透率2569×10-3μm2，屬特高孔特高滲儲層。油層埋藏較深（780～930m）、溫度低（38.4℃～41.9℃）、厚度薄（2～7m）、縱向疊合程度高（圖1）。主力層S1Ⅱ2、3 層原油粘度大（油層溫度下脫氣原油粘度7463～46317 mPa·s），為中深層薄層普通Ⅰ2 類——特稠油油藏。

2 開發(fā)存在的主要問題

2.1 直井開發(fā)單井累計產量低，開發(fā)效益差

春17 塊自發(fā)現以來，先后對11 口直井進行試采，除春17-17 井累計產油1.05×104t、油汽比達到0.67 外，其它9 口井累計產油（0.0305～0.311）×104t，平均單井產油0.144×104t，油汽比0.23，開發(fā)效益差。

2.2 管外竄嚴重，影響產能發(fā)揮

春17 塊隔夾層厚度薄（1～5m）、分布不穩(wěn)定，且油層與臨近水層間相距近（3～5m），注蒸汽吞吐試采后，易發(fā)生管外竄，導致油井產能不能正常發(fā)揮。統(tǒng)計11口試采井，共有8口井在第1～4周期發(fā)生管外竄（圖2），管外竄油井的比例高達72.7%。雖然對管外竄的油井進行了封竄治理，但有效期只有1～2個周期，直井產能得不到充分發(fā)揮。

3 開發(fā)方案部署

3.1 深化地質研究

利用鉆井取芯資料和測井資料，結合試采資料，對隔夾層巖性進行研究。春17井區(qū)隔夾層分為泥巖、鈣質砂巖、粉砂質泥巖。其中厚度大的泥巖隔夾層在注蒸汽吞吐生產過程中具有較好的封隔作用，鈣質砂巖次之，粉砂質泥巖最差。

利用測井資料，結合高分辨率三維地震資料，開展儲層展布規(guī)律研究，精細刻畫有利儲層。其中河道中心部位砂體較厚，儲層物性好，為優(yōu)質儲層；河道邊部砂體變薄，儲層物性差，為較差儲層。

在隔夾層和有利儲層研究的基礎上，結合儲層物性、有效厚度、隔層厚度、隔層巖性、與水層距離等及生產動態(tài)資料，對該區(qū)儲量進行了分類評價，刻畫了三類儲量。其中Ⅰ類儲量67.5×104t，Ⅱ類儲量138.6×104t，Ⅲ類儲量156.4×104t（表1）。

表1 春17塊儲量分類表

3.2 優(yōu)化方案部署

3.2.1 開發(fā)方式

稠油油藏原油粘度對溫度敏感，根據中國稠油分類標準[1]，結合前期11口井試采井分析，熱力試采大幅度提高了單井產能，因此選擇注蒸汽吞吐開發(fā)。

3.2.2 井型

水平井具有單井控制儲量大、泄油面積大、周期產油量高、單井累計產油量高的優(yōu)勢。同時水平井在薄層稠油油藏的熱損失為40%～55%，比直井熱損失降低20%～30%，能夠較好地保證熱采效果，水平井還可以改變套管應力方向，增加固井段長度，有效防止管外竄，延長生產時間[2]。臨近的春10 塊油藏特征與春17塊相似，采用水平井開發(fā)取得了較好的開發(fā)效果，因此春17塊采用水平井開發(fā)。

3.2.3 井網、井距

借鑒春10 塊稠油開發(fā)的成功經驗，采用120m×140m井距、排距進行井網部署。

3.2.4 水平段長度

數值模擬研究表明，水平井采取籠統(tǒng)注汽，有效動用長度只有50m左右。臨近的春10塊水平井吞吐生產后飽和度測井證實，籠統(tǒng)注汽的水平井動用長度只有40～60m，考慮單井控制儲量，優(yōu)選水平段長150～180m，先期生產趾端水平段50～60m。待趾端生產8～10 個周期后，再封堵趾端，生產跟部水平段60m，做到“一井二用”，提高水平井開發(fā)效益。

3.2.5 部署結果

為規(guī)避方案實施風險，采取整體部署、分批實施的原則。在Ⅰ、Ⅱ類儲量區(qū)域整體部署水平井46口，動用地質儲量198.8×104t，新建產能8.41×104t，Ⅲ類儲量暫不動用。采收率21.5%，平衡油價49.8美元/桶。

優(yōu)先實施西南部5口水平井、地面采用2組叢式井組（圖3），動用地質儲量21.2×104t，新建產能0.91×104t?？紤]到蒸汽的超覆作用和稠油的重力泄油作用，5口水平井入口點放在構造低部位，端點放在構造高部位，使蒸汽易于進入油層，同時加熱的油向下流入水平井，提高熱利用率[3]。在成功的基礎上再實施Ⅰ類儲量區(qū)域的7口水平井，最后實施Ⅱ類儲量34口水平井。

圖3 春17塊井位部署圖

3.3 實施效果分析

3.3.1 鉆遇油層情況

第一批實施的春17-4H、17-5H、17-6H、17-7H、17-8H等5 口水平井平均設計水平段長156m，平均鉆遇油層147m，鉆遇率94.2%，達到方案設計要求。

3.3.2 投產情況

5 口水平井先生產趾端水平段50～60m，平均54m。配套應用了CO2強化采油、注采一體化管柱、井筒摻稀降粘等工藝技術[4]，水平井平均周期產油538t，油汽比0.73。

4 結論與認識

（1）精細地質研究是春17 塊中深薄層難動用儲量稠油油藏效益開發(fā)的重要基礎。通過對春17塊隔夾層展布規(guī)律和有利儲層的研究，對儲量進行分類評價，為方案優(yōu)化部署打下了堅實基礎。

（2）叢式水平井的應用是春17 塊中深薄層難動用儲量稠油油藏效益開發(fā)的重要前提。水平井提高了單井控制儲量和產能，叢式井減少了地面建設投資。叢式水平井的應用降低了單位開發(fā)成本，實現了春17塊效益開發(fā)。

（3）配套工藝技術是春17 塊中深薄層難動用儲量稠油油藏效益開發(fā)的重要保障。春17塊水平井配套了CO2強化采油、注采一體化管柱、井筒摻稀降粘等工藝技術，延長了有效生產時間，提高了周期產量，提高了油汽比，為水平井產能發(fā)揮提供了保障。