費永濤,劉 宇,胡德鵬,吳可可,劉 寧,李 星,張 悅

(1.中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院,河南南陽 473000;2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠,大慶黑龍江 163000)

“十三五”以來,以淺薄層稠油油藏為主的河南油田稠油主力開發(fā)單元吞吐達(dá)20個周期,已陸續(xù)進(jìn)入蒸汽吞吐開發(fā)后期,單井日均產(chǎn)油不足0.7 t,油汽比下降至0.2以下,單元采出程度不足20%[1]。鑒于滯留地下的80%的地質(zhì)儲量已轉(zhuǎn)變?yōu)槭Ｓ嘤偷氖聦?以井樓油田為例,針對剩余油特點尋找合適的開發(fā)對策,對延長河南油田稠油老區(qū)的開發(fā)生命周期具有重要意義。

1 井樓油田概況

井樓油田構(gòu)造相對簡單,為一向東南傾伏的寬緩鼻狀構(gòu)造。含油層分布在古近系核桃園組三段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ四個油組,約40個含油小層,埋藏深度小于600 m,含油井段長,分布零散,單砂體油層厚度為0.8～5.0 m,純總厚度比為0.5～0.8,縱向上呈薄互層狀。油層膠結(jié)松散,含油飽和度為65.0%～75.0%,孔隙度為 25.3%～34.0%,滲透率為0.468～3.432 μm2,屬于高孔、高滲儲層,普通稠油、特稠油和超稠油在區(qū)內(nèi)均有分布。1989年開始采用100 m×141 m的正方形井網(wǎng)蒸汽吞吐開發(fā),后將井距加密至70 m×100 m,2010年開始采取熱化學(xué)蒸汽吞吐,2016年底進(jìn)入超高輪次蒸汽吞吐階段[2-3]。

2 超高輪次蒸汽吞吐后剩余油特點

2019年,在井樓油田主體部位距老井50～60 m的井間部署了檢查井LJ2井。檢查井所處區(qū)域已注蒸汽吞吐開發(fā)近30年,單井日產(chǎn)油不足0.7 t。LJ2井油層段取心結(jié)果顯示,巖心粒間含油飽滿,分布均勻,呈黑褐色油浸細(xì)砂巖,含油飽和度在60%～80%,證實歷經(jīng)30年的開發(fā)和超高輪次蒸汽吞吐后,主體區(qū)井間剩余油富集且基本處于蒸汽未波及的原始含油狀態(tài)。

從數(shù)值模擬四場分布可以看出,超高輪次蒸汽吞吐后的剩余油在井間富集,特別是黏度場和溫度場,沿老井行列方向,在各個井組之間的剩余油富集區(qū)呈現(xiàn)出“串珠狀”的平面分布形態(tài),每一“珠”的直徑約為40～50 m,控制面積1 256～1 963 m2,油層厚度按10 m進(jìn)行計算,約控制地質(zhì)儲量2 637～4 121 t(圖1)。

圖1 超高輪次蒸汽吞吐后的數(shù)值模擬四場分布

3 延長生命周期開發(fā)對策分析

3.1 高輪次吞吐后延長生命周期的技術(shù)策略選擇

遼河油田對于高輪次吞吐后的中深層稠油油藏,采取“直井與水平井兩套井網(wǎng)組合,平面驅(qū)替與重力泄油兩種方式復(fù)合”的方式開采,日產(chǎn)油量和油汽比得到大幅提高,縱向油層動用厚度也得到明顯提高。試驗區(qū)日產(chǎn)油量由試驗前的155 t/d上升至228 t/d,油汽比由0.15上升至0.20[4-6]。同時,在注采工藝配套方面,由于稠油水平井篩管完井、籠統(tǒng)方式注汽易造成水平井段儲量動用不均,不能對水平井實施分段注汽、分段堵水和封竄等工藝,導(dǎo)致后續(xù)工藝措施受限,針對上述情況,遼河油田開展了水平井分段完井分段注汽技術(shù)研究[7-8],共實施164井次,累計增油10.08×104t,有效地解決了水平井段動用不均的問題。

對于井樓油田的淺薄層稠油油藏而言,可以借鑒遼河油田的開發(fā)經(jīng)驗,引入水平井將“串珠狀”剩余油溝通控制起來,并與現(xiàn)有井網(wǎng)相互協(xié)同,利用水平井分段完井分段注汽技術(shù),把每一“珠”剩余油當(dāng)做一個生產(chǎn)段。更為重要的是開發(fā)方式的選擇,即把水平井作為采油井,將老井全部轉(zhuǎn)換為注汽井,與各個水平段構(gòu)建蒸汽驅(qū)井網(wǎng),利用蒸汽驅(qū)把井間難以采出的剩余油驅(qū)替出來[9-10]。這種開發(fā)策略不同于遼河油田的開采方式,是針對薄層稠油油藏的“串珠狀”剩余油特點,采取直井+水平井相組合的蒸汽驅(qū),既可以利用原井網(wǎng)的老井降低鉆井投資,又可以通過水平井段增加注入蒸汽的接觸體積和原油的泄油體積,對于延長壽命期是十分有利的。

3.2 以“串珠狀”剩余油為核心的注采開發(fā)策略

采用CMG油藏數(shù)值模擬軟件研究不同注采模式下的開發(fā)效果,建立井樓油田油藏地質(zhì)模型,模型參數(shù)見表1和圖2。圖2所示的蒸汽驅(qū)井網(wǎng)中,直井為注蒸汽井,水平井為采油井。新鉆水平井位于直井井網(wǎng)之間,共串接5個井組,采用水平井分段射孔投產(chǎn),每段40 m。共設(shè)計同注、輪注、同側(cè)注入、對角線注入4種注入方式,共8套方案(圖3、表2)。模擬直井吞吐17周期(采出程度20%)后,水平井吞吐3周期和直井+水平井汽驅(qū)1年的開發(fā)指標(biāo)。

表1 地質(zhì)模型參數(shù)

表2 不同注入方式設(shè)計

圖2 以“串珠狀”剩余油為核心的開發(fā)井網(wǎng)

圖3 以“串珠狀”剩余油為核心的不同注入方式

3.3 不同注入方式的指標(biāo)對比

模擬結(jié)果顯示,間歇汽驅(qū)和連續(xù)汽驅(qū)均能取得較好的開發(fā)效果,階段累計產(chǎn)油量在4 800 t以上,階段采出程度大于11.3%,階段油汽比高于0.20。間歇汽驅(qū)采收率的提高幅度明顯高于連續(xù)汽驅(qū)采收率的提高幅度,其中直井同注20 d,歇60 d(方案C6),提高采收率幅度最大,油汽比最高。從模擬結(jié)果來看,引入水平井對原井網(wǎng)進(jìn)行加密,采取直井間歇注蒸汽、水平井采油的技術(shù)策略,累計產(chǎn)油量高,油汽比普遍高于0.2,經(jīng)濟(jì)性較好。

4 結(jié)論

井樓油田已進(jìn)入超高輪次吞吐開發(fā)階段,井間剩余油富集且基本處于蒸汽未波及的原始含油狀態(tài),沿老井行列方向,井間剩余油在各個井組之間呈現(xiàn)出“串珠狀”的平面分布形態(tài),通過井間部署水平井與原有老井協(xié)同生產(chǎn),采取水平井分段投產(chǎn)+老井間歇注蒸汽驅(qū)的開發(fā)策略,累計產(chǎn)油量高,油汽比高于0.2,經(jīng)濟(jì)性較好,為類似油藏進(jìn)一步延長生命周期提供了一種新的技術(shù)思路。