辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【摘要】辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏原油黏度大,采用直井蒸汽吞吐开采,蒸汽波及半径小,周期产油量低,日产油水平低,产量递减快,井间剩余油得不到有效动用。

通过开展超稠油水平井热采技术研究,对水平井部署方式、吞吐注采参数及提高采收率的SAGD技术进行了分析论证,明确了水平井开采技术能够缓解油田开发层间、层内和平面上的三大矛盾,是一项非常有潜力、有优势的新技术。

水平井吞吐及SAGD技术的应用,使该区块成功地实现了二次开发,油藏开发效果较用直井开发有较大改善。

水平井技术已成为提高区块采收率的有效手段。

%Du 84 block is a super-heavy oil reservoir in the Shu 1 area, Liaohe Oilfield. When developed by the cyclic steam stimulation in vertical well patterns, the smaller drainage radius, lower oil production per period, lower oil rate per day, higher production decline rate and the inefficient displacement of the interwell remaining oil problems have been encountered. According to the study on the thermal recovery technology for horizontal well of super-heave oil reservoir, the deployment way of the horizontal wells, steam stimulation parameters and enhancing oil recovery with SAGD technology were analyzed. The result shows that the horizontal well development technology is a potential and advantageous new technology to relieve the contradictions between interlayer, endostratic and plane. Horizontal well steam stimulation and SAGD technology have more effectiveness than the vertical well, so the use of horizontal well is coming to be an effective method for enhancing oil recovery.【期刊名称】《岩性油气藏》【年(卷),期】2011(023)006【总页数】6页(P114-119)【关键词】稠油油藏;水平井;蒸汽吞吐;部署方式;注采参数优化;辽河油田【作者】于天忠;张建国;叶双江;黄博;周元龙;支印民【作者单位】中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司;中国石化集团国际石油勘探开发有限公司;中国石化石油勘探开发研究院;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室;中国石油辽河油田分公司【正文语种】中文【中图分类】TE3450 引言辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏探明含油面积6.2 km2，石油地质储量 3 661×104t，埋深550～1 150 m，属中深层超稠油油藏［1］。

储层物性具中—高孔、高—特高渗特征。

油层平面上连片分布，产状以中厚—厚层、块状为主。

原始地层温度为38℃，原始地层压力为7.4 MPa。

油品性质具有“三高一低”的特点，即原油密度高（20℃原油密度为1.001 g/cm3）、原油黏度高（50℃时原油黏度为16.8×104mPa·s）、原油凝固点高（平均在25 ℃ 以上）、含蜡量低（平均在2%左右），属超稠油油藏。

理论研究和实际生产效果表明，以水平井开采超稠油具有明显的优势：水平井可以大井段钻开油层，大幅度增加重力泄油面积，能在较低的油藏渗流速度下达到较高的油井产量，利于高速开发；水平段生产压差较小，可以有效防止底水锥进，并减缓地层出砂；水平井生产井段长，泄油面积大，适于超稠油开发［2-6］。

针对杜84块超稠油油藏笔者开展了水平井部署方式优化研究、优化注采参数研究及吞吐后开展SAGD提高采收率技术研究，并已经在现场进行实施，取得显著效果。

1 超稠油水平井部署方式研究超稠油水平井的合理部署在一定程度上可以解决油藏纵向、层间矛盾，弱化层内矛盾，缓解流体矛盾。

根据杜84块油藏条件，应用油藏数值模拟，笔者对超稠油油藏吞吐水平井部署进行优化研究，以指导该块水平井的部署与实施。

1.1 油层厚度确定油层厚度是影响水平井产能的一个非常重要的因素。

此次研究对不同单层厚度下水平井的蒸汽吞吐生产动态进行了模拟，模拟的厚度分别为3 m，5 m，10 m，15 m，20 m，30 m 和40 m。

模拟结果表明，随着厚度的增加，吞吐周期数增加，生产时间延长，累积油汽比增高，累积产油量也逐渐增大（图1），但厚度大于20 m后增幅明显减缓。

由简单的经济评估可知，当油层厚度大于4 m时，吞吐生产才有效益，而油层厚度大于20 m之后，依靠吞吐开采采收率降低，不利于油藏的充分动用，需要依靠其他手段来进一步提高采收率。

图1 不同油层厚度累积产油量变化曲线Fig.1 Cumulative oil production under different reservoir thickness1.2 方向优选从油藏地质因素的角度考虑，水平段方向最好垂直于砂体延伸方向、最大水平渗透率方向、垂直裂缝带延伸方向及边水侵入方向。

考虑到杜84块地应力方向主要是北西—南东向，水平井部署应该垂直于地层主应力方向，以北东—南西向为优，即平行于构造线方向。

此次研究模拟了2种水平井加密部署方位：北东—南西向，距直井35 m；东—西向，距直井25 m。

水平井段长度为350 m时，模拟结果表明北东—南西向布井效果较好。

分析其原因，一方面是因为北东—南西向布井单井控制面积大，供油范围广；另一方面是该方向剩余油较多。

因此，推荐加密水平井的方位为北东—南西向。

1.3 井距确定在水平井段长度相同的条件下，应用数值模拟方法对杜84块水平井合理井距进行了研究，包括50 m，70 m，100 m，150 m 等 4 种井距方案，结果见表1。

表1 不同井距条件下水平井开发指标预测Table 1 Predicted development index of horizontalwell under different well spacing井距/m 生产时间/d 水/104t 油汽比采收率/%50 1 716 6.370 8 2.369 7 3.383 5 0.397 23.4 70 2 078 6.370 8 2.962 1 4.229 4 0.465 20.9 100 2 165 6.370 8 3.096 2 4.325 6 0.486 15.3 150 2 203 6.370 8 3.115 6 4.458 9 0.489 10.2累积注汽/104t累积产油/104t累积产从采收率指标看，50 m井距采收率最高，为23.4%；70 m井距采收率次之，为20.9%；100 m和150 m井距采收率较低，分别为15.3%和10.2%。

从产油量指标看，随井距增加产油量增加，当井距大于70 m时产油量增幅减小。

从加热半径看，水平井蒸汽吞吐阶段最大加热半径与直井相近，为30 m左右。

综合上述3项指标，确定杜84块水平井蒸汽吞吐的合理井距为70 m。

1.4 水平井段长度优选水平井段的长度决定了其与油层的接触面积，水平井段越长，油井与油层的接触面积越大。

在给定注汽速度350 t/d、井底蒸汽干度50%、注汽温度300℃、注汽强度15 t/m的条件下，模拟了水平井段长度分别为 200 m，250 m，300 m，350 m，400 m，450 m，500 m时的开采效果。

模拟结果表明，水平井段长度对累积产油量影响很大。

从图2可以看出，随着水平井段长度的增加，累积产油量逐渐升高，当水平井段超过400 m后，累积产油量增加幅度明显减小，而净产油量反而降低。

这是因为，水平井段越长，需要注入的蒸汽量就越大，由于井筒的热损失使有效加热油层的热量降低，造成单位蒸汽量获得的采油量（油汽比）也降低，而要获得相同的采油量就需要以更多的蒸汽量来换取。

因此，根据模拟研究结果，从水平井产量和经济效益两方面分析，建议水平井段长度在300～400 m为宜。

图2 水平井段长度对吞吐效果的影响Fig.2 Effect of horizontal well length on cyclic steam stimulation1.5 水平井段在油层中的位置在一个较厚的连续油层中，水平井在油层中处于什么位置对蒸汽吞吐生产较为有利，需要进行模拟研究。

以目前该块油层厚度为9.2 m为基础，模拟了以下3种位置：①水平井在油层的上部，距离顶部2 m；②水平井在油层的中部；③水平井在油层的下部，距离底部2 m。

模拟结果表明（图3），水平段所处的位置对蒸汽吞吐生产动态有较大的影响。

水平井在油层下部时，由于蒸汽的超覆和原油的重力作用，增加了蒸汽在油层中的波及体积；此外，加热后可流动的原油在平面压差及垂向重力的双重作用下泄流到井筒，动用的油层厚度相应增加，从而提高了产油量和原油采收率。

图3 不同水平井垂向位置产油变化曲线Fig.3 Cumulative oil production at different vertical position of horizontal well2 水平井吞吐注采参数优化超稠油水平井吞吐效果的好坏，不仅取决于油藏条件、水平井部署设计，还取决于注采参数的合理性。

2.1 周期注汽量优化对一个特定的油藏，在已有的油藏地质特征和原油物性条件下，周期注汽量直接影响蒸汽吞吐开采的效果。

图4是水平井第一周期的注汽强度（单位油层厚度的注汽量）优选结果。

从产油指标看，随着注汽强度增加，平均日产油量增加；当注汽强度大于15 t/m时，增幅变缓；当注汽强度为20 t/m时，平均日产油量达到最大，即24 t/d；当注汽强度再增加，平均日产油量则开始下降。