超深层低渗稠油油藏有效开发技术

尹小梅

(中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东 东营 257015)

超深层低渗稠油油藏埋深大于1600m，储层渗透率小于200×10－3μm2，地层温度下原油黏度大于50mPa·s。目前针对深层稠油油藏的开发技术有压裂增产、天然气吞吐、CO2吞吐、N2吞吐、DCS等［1-3］，但对于低渗的超深层稠油油藏试用后，产能一直未突破，没有达到经济有效单井产能。对罗9断块油藏超深层低渗稠油油藏合理的开发方式进行研究，并建立有效动用技术政策界限。

1 油藏概况及开发效果评价

罗9断块位于罗家地区沙四上水下冲积扇东部扇体根部，目的层沙四上砾岩油层含油面积1.9 km2，地质储量290.4 ×104t，埋藏深度2120～2180 m，孔隙度9.5%～17%，渗透率(5.8～25)×10－3μm2，平均有效厚度2.7m，地面脱气原油黏度31987mPa·s，为岩性－构造稠油油藏，目前仅罗9－6－9井一口井生产目的砾岩层。由于储层埋藏深、物性差，导致该区块直井开发效果差，且压裂未能明显改善其开发效果。

2 开发经济界限

依据投入产出盈亏平衡分析原理，通过确定不同类型井的钻井、采油、地面、压裂投资和不同的吨油成本，计算了油价为70$/bbl时直井、常规水平井(200m)、长水平井(500m)不同开发方式下的单井经济极限可采储量。水平井常规经济极限可采储量为3711t/井;水平井压裂经济极限可采储量为4115t/井;长水平井常规经济极限可采储量为4074t/井;长水平井压裂经济极限可采储量为6091t/井。

3 开发技术界限

3.1 全区概念模型建立

首先根据罗9－6－9井单井地质参数建立三维精细地质模型和油藏动态模型，通过调整模型的相对渗透率曲线、油藏的压缩系数、传导系数等参数对该井的单井指标进行拟合，在罗9－6－9单井模型的基础上，建立全区概念模型，为深层稠油提高单井产能寻找合理的开发方式和井型奠定基础。

3.2 开发方式及井型优化

与直井相比，水平井产能可达直井的数倍，因而成为油气藏开发的重要手段。其开发存在以下优势:①水平井可以增加井筒与油层的接触面积，降低原油在井筒中的流动阻力，提高油气的产量和最终的采收率［4］;② 对稠油油藏，水平井可降低注汽压力，提高吸汽能力，水平井吸汽指数可达到直井的2.7倍;③一口压裂水平井相当于多口直井，其多段压裂形成多裂缝系统，可大幅度改善渗流条件，提高油气产能［5］。在全区概念模型的基础上，通过数值模拟技术分别对直井、常规水平井、长水平井的常规开发、压裂、蒸汽吞吐和压裂后吞吐不同开发方式进行优化，选择最优开发方式和井型。

3.2.1 直井

优化结果表明对于砾岩稠油油藏，由于油层较薄、储层物性差，直井吞吐和压裂后的峰值油量较常规开发提高较少，且四种不同开发方式下的累积产油量都低于其经济极限可采储量，因此对于深层砾岩油藏不适合采用直井开发。

3.2.2 常规水平井

采用常规水平井压裂后峰值油量有了较大幅度的提高，由常规生产的5.07t/d提高到12.1t/d，最终产出程度由3.38%提高到7.6%，开发效果明显改善。且压裂和压裂后吞吐的累积产油量都大于其经济极限可采储量，因此水平井压裂可改善开发效果，具有一定的经济效益。

3.2.3 长水平井

增加水平段长度可改善开发效果，长水平井(500 m)采用常规开发、压裂和压裂后蒸汽吞吐的累积产油量都远高于其经济极限可采储量，且长水平井分段压裂后峰值油量较前面两种井型有大幅度提高(表1)，因此，长水平井开发具有较好的经济效益。

表1 长水平井不同开发方式开发效果对比

综上优化结果，长水平井(500m)的开发效果好于常规水平井(200m)和直井的开发效果，且长水平井(500m)的分段压裂开发和分段压裂后吞吐的开发效果较好。

4 长水平井分段压裂技术界限

4.1 裂缝间距优化

压裂一口水平井相当于多口直井，水平井多段压裂形成多裂缝系统［6-7］，随着裂缝间距的减小，裂缝间的相互干扰加重，使每条裂缝的产量减小，因而存在最佳裂缝间距，为了研究裂缝间距对水平井开发效果的影响，在水平井段长度(500m)一定的情况下，利用数值模拟方法，模拟计算了不同裂缝间距下水平井的开发效果(图1)，结果表明在一定渗透率下，随着裂缝间距的减小，其累积产油量不断提高，随后由于裂缝间的相互干扰，累积产油量又开始降低，因此本次优化的最优裂缝间距为150m。

4.2 裂缝半长优化

在最优裂缝间距基础上，利用数值模拟计算优化了裂缝半长对水平井开发效果的影响(图2)，随着裂缝半长的增大，单井累积产油量不断增大，随着裂缝长度的进一步增加，产量的增幅变小，因此本次优化的最优裂缝半长为70m，在实际生产过程中，可根据实际地质条件进行适当调整。

图1 累积产油量与裂缝间距关系

图2 累积产油量与裂缝半长的关系

4.3 水平段长度优化

水平段长度直接影响水平井的泄油面积及控制可采储量等［7］。增加水平段长度可改善开发效果，随着水平段长度增长，单井累积采油量增大，采出程度增大，当水平段长度增加到一定程度后采出程度增幅变缓(图3)，本次优化的最优水平段长度为500m，在实际生产过程中，可根据实际地质条件进行适当调整。

图3 累积产油量和采出程度与水平段长度的关系

4.4 经济极限厚度优化

经济极限厚度指经济有效开发油藏的最小单层厚度，如果油层单层厚度小于经济极限厚度，就不能经济有效地进行开发［8］。利用数值模拟方法对该层的极限厚度进行优化，结果表明随着有效厚度的增加累积产油量不断提高，当有效厚度为8.0m时累积产油量为5276t，达到经济极限采油量(油价70$/bbl、水平段长度500m时经济极限可采储量为5219t)，因此应在迭合有效厚度大于8.0m的范围内布井。

4.5 井距优化

如果井距过大，则井与井之间的储量得不到有效动用，如果井距过小，则井间干扰严重，由单井控制储量并考虑能获得较高的采收率，存在最优井距［9］。由长水平井分段压裂生产末期压力场，模型中裂缝区最大动用半径为100m，为保证油井间储量能得到有效动用，优化最优井距为200m。因此井网部署时，井距应为200m以上。

5 现场应用效果

在油藏条件相似的垦627块沙三下投产的水平井K627－P1井，采用压裂冷采开发取得较好开发效果，其水平段长200m，初期峰值产能达到11.5t/d，平均日产油4.8t，日产水量2.3t，含水率28.9%。目前已累积产油1128.7t，累积产水1269.5t。

6 结论

(1)对于埋藏深、原油黏度大、渗透率低的稠油油藏采用长水平井分段压裂可明显提高单井产能，实现经济有效开发。

(2)长水平井分段压裂，最优裂缝间距为150 m、裂缝半长为70m、水平段长度为500m。

(3)采用长水平井分段压裂生产，布井极限厚度为8.0m，井距为200m。

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