常规稠油油藏开发调整技术研究与应用——以高浅北区为例<br/>

常规稠油油藏开发调整技术研究与应用——以高浅北区为例

2013-04-27张林河李国旭田亚东唐元璐

石油地质与工程 2013年3期

张林河，高晖，李国旭，田亚东，唐元璐

（1.中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山063004；2.中国石油唐山液化天然气有限公司）

我国稠油油藏开发从1982年起步，经过20多年的发展，原油产量大幅度提高，年产油量约占全国原油年总产量的10%左右。而2000年底稠油采出程度只有15.6%，大幅度地提高稠油油藏的采出程度还有较大潜力［1］。随着石油天然气需求的与日俱增，稠油油藏储量的开发动用已逐渐成为油气产量的增长点。

常规稠油油藏是稠油油藏的最具典型类型，本文在对国内外典型常规油藏开发特征深入调研的基础上，归纳总结常规稠油油藏特征和成熟的开发技术，对类似常规稠油油藏的开发具有一定的指导借鉴作用。

1 常规稠油油藏特征

1.1 原油物性特征

稠油与常规稀油的不同之处，主要在于稠油中轻质馏分很少，一般小于10%，通常在5%左右。但沥青质含量较高，通常稠油黏度及比重随沥青胶质含量的增高而增加，稠油黏度随温度变化很敏感，稠油中含硫量很低，一般小于0.8%，石蜡含量也很低，通常在5%左右。高浅北区稠油油藏原油性质具有“三高一低”的特点，即原油密度高，黏度高，胶质沥青质高，凝固点低。地面原油黏度为300～500 mPa·s，平均415 mPa·s，地面原油密度为0.95～0.96 g／cm3，平均0.9562 g／cm3；胶质、沥青质含量为20%～30%，含蜡量2%～3%，原油凝固点低于0℃，一般为－2～－7℃。根据高压物性资料分析，地层压力下原油密度为0.910 6 g／cm3，黏度90.34 mPa·s，属于未饱和的常规稠油油藏。

1.2 地质特征

高浅北区常规稠油油藏一般属于河流相沉积，沉积微相细分为主水道微相、砂坝微相、天然堤微相、河漫滩微相、分支河道微相。油层埋藏浅，一般小于2 600 m，其中，绝大部分埋深在1 000～1 500 m。油层物性好，胶结疏松，非均质严重，非均质系数一般在0.7以上，平均孔隙度一般大于30%，空气渗透率一般大于1μm2，胶结物以泥质为主，泥质含量较高，多数大于10%，出砂严重。

高浅北区油藏含油层位为新近系馆陶组，共有11个含油小层（图1），分别为 Ng6、Ng8、Ng91、Ng92、Ng10、Ng11、Ng12、Ng131、Ng132、Ng133、Ng14。其中主力小层为Ng8、Ng12、Ng132小层，动用含油面积6.8 km2。储层为辫状河流相沉积砂体，油藏埋藏1 700～1 900 m，地层能量充足，边、底水活跃，为典型河流相层状构造油藏。

2 常规稠油油藏开发方式与对策

目前国内外常规稠油油藏的主要开发方式是冷采，即注水开发，只有前苏联少数油田采用注热水开采。

图1 高浅北区油藏剖面

在开发对策方面，大多数油田基本相同。开发初期，在井网部署方面，利用直井开采的油田，一般采用反九点法正方形井网进行开发。开发中后期，一般采用不规则井网进行开发调整。随着钻井新技术的应用，为了有利于后期调整，某些油田在开发初期也直接采用不规则的井网进行开发［2］。

高浅北区油藏开发初期采用反九点法250 m×250 m正方形井网注水开发，由于原油黏度大，储层疏松易出砂，配套工艺技术不完善，造成储量动用程度低、含水上升快、采收率低、开发效果差。开发中期，在精细油藏描述技术研究与应用基础上，应用水平井、侧钻水平井技术，采用不规则井网进行开发调整，同时利用螺杆泵提液和边水调剖等控水稳油配套技术，取得了较好的开发效果。

3 开发调整技术研究与应用

3.1 精细油藏描述技术研究与应用

3.1.1 精细小层对比

精细小层对比重点是精细刻画油层及内部结构，搞清上隔层、下隔层及层内夹层发育和分布情况，准确确定砂体平面连通关系及纵向叠置关系，为水平井的开发调整奠定基础。

3.1.2 油层顶面精细构造研究

利用钻井资料通过井斜和海拔校正，准确预测油层顶面深度，编制2 m等高距的大比例尺（1∶5000）的油层顶面微构造图，准确表征其微构造形态，为井位部署和参数设计提供依据。

3.1.3 精细储层研究

精细储层研究包括沉积微相和储层特征研究。精心编制各砂体的沉积微相展布图、砂层厚度、孔隙度、渗透率等值图和油层等厚图，为剩余油分布研究和水平井部署提供依据［3］。

3.1.4 精细三维地质建模和剩余油分布研究

建立高精度油藏三维地质模型，为数值模拟提供地质模型。精细油藏数值模拟主要是平面和纵向上加密油藏地质模型网格，精细的历史拟合和指标预测。通过油藏数值模拟和油藏工程分析，搞清剩余油在平面和层内的分布，为潜力分析和井位部署提供准确依据［4］。经数模研究认为：高浅北区剩余油主要分布在局部构造高部位、断层边角地带、井网未控制区域及累计产油量相对较低区域。

3.2 水平井技术研究与应用

3.2.1 开发潜力分析

高浅北区纵向上共有9个主力含油小层，其中Ng8小层，含油面积1.3 km2，储量占未动用储量的65%，开发潜力较大。

Ng12、13小层动用含油面积6.2 km2，是高浅北区的主力油藏，为边底水油藏（图2），。由于储层非均质性强，油水黏度比大，导致Ng12、131小层边水平面上沿高渗透条带、纵向上沿高渗透层段快速推进。在现有井网条件下，Ng132小层储量控制程度低，储量动用程度低，区块开发表现为高含水、采出程度低、采收率低。

图2 高浅北区Ng12、13号小层油藏类型示意

数值模拟结果表明：Ng12小层平面上剩余油饱和度高值区主要分布在靠近高柳断层的局部构造高部位、中部构造局部高点、边部的部分区域和低渗条带。纵向上，低渗层段的油层还未充分动用，因此层内剩余油挖潜的潜力还很大。Ng132小层整体上井网对储量控制程度低，油层动用程度低，井网调整的潜力较大。

3.2.2 利用水平井开发与调整的可行性

（1）油藏类型适合利用水平井进行开发调整。高浅北区油藏类型为边、底水驱常规稠油油藏，国内同类油藏的水平井应用实践表明，这类油藏水平井开发效果良好［5］，主要表现在有效控制边底水的推进，提高单井产量、有效解决油井出砂问题、提高油藏采收率。通过论证水平井单井产量为16～23 t／d，为定向井的3～5倍，采收率可提高5%～7%。

（2）油藏地质条件适合。油藏埋深1 7 0 0～1 900 m，深度适中，地质认识程度较高、储层分布相对稳定，有利于水平井实施。

（3）边底水能量充足，依靠天然能量开发，可以降低水平井开发的难度。应用物质平衡法及数值模拟计算，水体约为油体的100倍，正常生产的油井液面大多数在井口，说明了该区块边、底水能量充足。

（4）油藏含油高度较大。主力小层Ng8、Ng12、Ng132小层含油高度均较大，构造高点含油高度分别为30、52、40 m，利于水平井的部署。

（5）可采储量物质基础丰厚。Ng8小层砂体展布规模大，且分布稳定，油层厚度在10 m以上，含油高度30 m，具备水平井开发的地质条件和储量基础。而投入开发的Ng12～Ng13小层采出程度仅为8.16%，地下仍有大量的剩余油，水平井开发调整的物质基础丰厚。尤其是Ng132小层为底水油藏，油层相对较厚，储量未动用区的分布范围较大，因此，用水平井开发有利［6］。

3.2.3 水平井部署与实施效果

（1）水平井部署。为高效开采难采储量，在新区低阻油层相对集中区域的断层附近、局部构造高点，以及井间有效厚度较大的区域部署19口水平井。

为挖潜剩余油，在老区Ng12、Ng132小层选择断层附近构造高部位，区块内部局部高点及南部、东部储量未动用区域部署10口水平井。

（2）水平井实施效果。水平井开发与调整工作，坚持边研究、边实施的思路，在实施过程中对方案进行不断的补充和完善。几年来，共实施水平井29口，投产初期平均单井日产油23.5 t，新建产能17.6×104t，实现了区块高含水期产量翻番。

3.3 侧钻水平井开发与实施效果

3.3.1 侧钻水平井部署区域应满足以下条件

（1）为保证侧钻水平井达到理想效果，部署区域油层有效厚度应大于4 m；

（2）部署区储层顶部应有稳定的隔夹层；

（3）单井控制可采储量大于极限可采储量0.65×104t。

3.3.2 侧钻水平井实施效果

几年来，共实施侧钻水平井4口，平均单井日产油15.1 t，含水35.7%，与相邻定向井相比产量为定向井的2.5倍，含水降低54%，增油降水效果显著。

3.4 边水调剖技术应用与效果

高浅北区油藏随着油藏采出程度加大、含水上升、高渗透条带的形成，储层非均质性不断加剧，加上地层出砂等原因，单纯依靠高含水油井提液保持油藏稳产难度较大，效益较差［7］。

经过调研和论证，确定了高浅北区边水调剖方案。经过实施，在边水调剖受效区内共有油井34口，其中有12口井明显见效。见效后，12口井产油量均有所上升，而综合含水也有不同程度的下降。日产油从调剖前的57.2 t持续增长，最高达到105.4 t，综合含水由边水调剖前的86.3%持续下降，最低下降到82.7%。而后，又实施了第二轮和第三轮边水调剖，三轮边水调剖效果均非常明显，调剖后区块产油量上升，综合含水上升速度减缓，受效井共计增油6.4×104t，投入产出比为1∶5.18。采收率提高了5.8%，开发形势明显变好，达到了增油、降水、提高采收率的目的。