层状边水断块稠油油藏细分重构技术研究——以泌阳凹陷新庄油田EX21断块为例

李　娜

(中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450018)

层状边水断块稠油油藏细分重构技术研究

——以泌阳凹陷新庄油田EX21断块为例

李娜

(中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450018)

摘要：泌阳凹陷新庄油田EX21断块断层发育、含油层位多、原油黏度大且边水活跃，2004年分上下两套层系，采用逐层上返蒸汽吞吐的方式投入开发，至2012年底，暴露出井况差、含水高、采油速度低、采出程度低等问题。在对影响开发效果原因分析基础上，系统研究了剩余油分布、合理开发政策界限、注采参数优化等，将原上下两套层系细分重构为三套开发层系，部署开发井32口，2014年4月实施至2014年底累计产油1.5×104 t，油汽比0.33，取得了较好的开发效果。

关键词：泌阳凹陷；新庄油田；稠油开发；边水油藏；层系划分

泌阳凹陷新庄油田EX21断块属于典型的层状边水断块稠油油藏，自2004年投入蒸汽吞吐开发以来，到2012年底已地质关井5口，工程关井13口，关井数占总井数的近一半，井网状况较差。含水高达86%，采油速度降至0.5%，采出程度仅6.6%，开发效果较差。如何改善层状边水断块稠油油藏蒸汽吞吐开发效果，是亟待解决的问题。

1油藏地质特征

EX21断块位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，该区断裂发育，构造破碎。主要受①、②、④号断层控制，形成断块圈闭(图1)。油层埋深200～640 m，含油层段主要分布在核桃园组核二、三段，主要含油层位H2Ⅲ3-4、H3I1-8、H3Ⅱ1-10、H3Ⅲ1-5层，单井钻遇含油小层多达33个，油层厚度3～5 m。含油面积小，叠合程度高，集中分布在断块的高部位(图1，图2)。油水关系复杂，自成独立的油水系统。主要含油层地面原油密度0.9463～0.9715 g/cm3，50 ℃下地面脱气原油黏度911.41～5896.19 mPa·s，地层温度40 ℃原油黏度2 208.09～73 570.95 mPa·s，属于特稠油。

2开发现状

该断块分上下两套层系开发，上层系主要生产H2Ⅲ3-H3Ⅰ8小层，共11个含油小层，共有油井15口，采用70 m×100 m井距。下层系主要生产H3Ⅱ1-H3Ⅲ5小层，共22个含油小层，共有油井23口，采用100 m×141 m井距。

图1　新庄油田X21断块上层系开发井位

2012年底，正常开井数20口。其中，上层系正常开井11口，工程关井4口；下层系正常开井9口，工程关井9口，地质关井5口，井网状况差。累计注汽47.13×104t，累计产油13.95×104t，综合含水86.94%，累计油汽比0.29，采出程度仅6.6%。其中，上层系油层全部动用，采出程度在5%以下；下层系Ⅱ油组几乎没有动用，已动用油层采出程度不足2%，仅Ⅲ油组部分主力层采出程度接近10%。

上层系单井日产油水平0.8 t左右，下层系日产油水平1.9 t左右，开发效果差。

图2　过泌浅89-新5419油藏剖面

3影响开发效果原因分析

3.1层系划分不合理，单井控制储量高，逐层上返开采时间长

下层系共有22小层，单井控制储量高，平均13.8×104t。下层系油层正常吞吐12个周期，周期产油量保持在200 t以上，每周期吞吐时间为130天左右，单层开采时间为4年，采用逐层上返开采，平均单井可生产层数为5～8层，油井平均生产时间为20年左右，生产时间过长，影响开发效果。

3.2油井套损严重，井网对储量的控制程度降低

随着注蒸汽吞吐开发的深入，油井吞吐周期数增加，井下故障频繁发生，油井套损严重。该断块38口生产井，目前已有18口井22井次出现井下故障。出现套损后造成油层开发中出现以下问题：无法修复井被迫上返，使得套损井点油层无井控制，储量无法动用；可修复套损井段，油层套管通过套管粘贴或是化学剂封堵修复，该类井注蒸汽压力及温度受到一定的限制，导致蒸汽波及范围小，生产层吞吐效果变差。

3.3边水、断层等地质因素使开发效果持续变差

EX21断块自投入开发以来见边水26井次，大部分位于靠近边水一侧的油井[1-4]。其中，距边水30 m内的井产油量小于30 t/m，距边水30～50 m内的井产油量小于100 t/m，距边水50～70 m内的井常规蒸汽吞吐产油量100 t/m左右。后期实施注氮气措施，距离边水大于45 m左右的油井，采油量可达到200 t/m以上；而不注氮气的情况下，距离边水大于70 m的油井采油量才可达到200 t/m。

EX21断块有8口吞吐井距东部大断层5～40 m，油层埋深200～640 m，地层压力4.6～14.7 MPa，注汽压力应该控制在3.9～12.0 MPa。开发过程中，部分井注入压力超过地层压力，注蒸汽后高温蒸汽易沿断层窜流，造成热能损失，且存在较大安全风险。

4油藏细分重构技术研究

针对EX21断块在开发中存在的问题，分析认为可通过细分重构的方法改善该断块开发效果。为确保重构合理一般遵循以下原则：同一层系内需具备一定厚度；原油性质相似；剩余油分布具有高度叠加性和边水断层有一定的距离。

对于稠油油藏开发中由于管理因素、工程因素等造成部分井生产效果不正常、与理论产量相距甚远的问题，可以通过有效措施改善生产效果，但还有一部分井不能修复，为此，需分析其合理的剩余油分布，为调整开发方案提供依据。

稠油受黏度影响，油水流度比低，通常蒸汽未波及区域油层依然处于原始含油饱和度状态，根据稠油这种开发特点，运用地质动态综合分析法,即油藏静态地质参数与动态资料相结合定量预测蒸汽吞吐的泄油半径，进而对一个区块进行剩余油分布的快速预测。

4.1剩余油分布研究

正常开发井理论产油量Q产油量=3.14×r理2×h×单储系数×ER，其中r理=35～50 m，ER可以用以下方法求得：①公式法；②类似稠油油藏最好生产效果区块类比；③本区块生产效果最好的井；④数值模拟法等。本文利用公式法计算ER。

油气专委储办通过应用39个蒸汽吞吐开发油层的实际资料，给出的计算采收率如下式：

ER=0.2114225+0.179526Jh-0.030358D+

0.0028218h+0.00136599lgK-0.030672lgμo

参数适用范围：净总厚度比(Jh)20%～74.3%，油藏中深(D)0.175～1.675 km， 有效厚度(h)3.3～4.25 m，空气渗透率(K)(394～5 026)×10-3μm2，原油黏度(μo)486～50 000 mPa·s。

再根据公式r实2=r理2×R实/R理(r波及半径，R采出程度)可以计算出r实。实际生产中大部分井受汽窜、边水、井况等因素的影响，其实际波及半径小于理论波及半径，据此将稠油单井点影响剩余油分布[5-8]因素分为三种类型：汽窜型、边水型、井况型。

由于汽窜，注入蒸汽沿汽窜通道运行，蒸汽难以均匀波及分布，造成波及半径小，储量动用差；由于边水影响，蒸汽沿优势通道直接与边水沟通，从而造成边水指进，导致部分边部储量未动用；井况原因导致实际蒸汽波及半径小。利用此方法完成该区块33个小层的剩余油分布示意图，确定潜力区域(图3、图4)。

图3　下层系Ⅲ31小层采出程度

图4　下层系Ⅲ12小层采出程度

4.2蒸汽吞吐开发政策界限

根据新庄油田不同油价下的单井经济极限可采储量图版(图5)，新庄油田在操作成本1 786 元/t时，按70美元/桶的油价测算，单井经济极限可采储量6 000 t；按80美元/桶的油价测算，单井经济极限可采储量4 000 t。按20%采收率测算，EX21断块单井控制储量大于3×104t、单井累计产油量大于6 000 t才具备经济效益。开发现状论证EX21断块正常开发井采油量400 t/m,因此，单井钻遇主力油层叠合有效厚度大于15.0 m，单层纯总比大于0.5。

图5　新庄油田不同油价下不同成本单井极限可采储量

4.3生产井距断层、边水合理距离

结合稠油热采条件及技术要求，借鉴数值模拟结果，确定生产井与断层的合理距离[5-6]。数值模拟结果显示，以地层压力增加0.6 MPa为基础，压力基本波及不到距离吞吐井40 m处，即距离断层为40 m的生产井，一般不会发生蒸汽吞吐时注蒸汽的漏失。据实际生产资料统计结果，该断块距断层距离25～40 m的生产井(埋深大于370 m)，在蒸汽吞吐生产过程中，注汽稳定，未发生异常反应，与模拟结果相吻合。

根据研究结果并结合油田开发实践，当开发井距油水边界距离小于70 m时，边水侵入较为严重，蒸汽吞吐开发效果较差；距油水边界距离大于70 m时，随着吞吐井与油水边界距离的增大，见水时间变化不大，边水侵入作用变缓，单井日产油可达2 t以上，综合含水一般低于70%。因此，部署开发井应距油水边界70 m 以上[7]。

综上所述，断块层状边水稠油油藏开发井部署要确保距断层40 m以上，距油水边界70 m以上能取得比较好的开发效果。

4.4油藏细分重构及注采参数优化[8-10]

根据细分重构及部署原则：同一层系内单井钻遇主力油层叠合有效厚度大于15.0 m；原油性质相似；剩余油分布具有高度叠加性；保证距边水70 m以上距离，距断层40 m以上距离。结合断块油藏地质特点，针对目前开发中存在的问题，以提高井网控制程度、提高采油速度、最大程度提高采收率为目的，将该断块划分为三套开发层系：其中单元一开采层位为H2Ⅲ3、Ⅲ4、H3Ⅰ11、Ⅰ12、Ⅰ2、Ⅰ3、Ⅰ4、Ⅰ5、Ⅰ6、Ⅰ7、Ⅰ8，分5套油层组合，油层厚度56.2 m，组合储量73.5×104t。单元二开采层位为H3Ⅱ11、Ⅱ12、Ⅱ2、3、5、61、62、63、64、71、72等11个小层，分4套油层组合，油层厚度44.5 m，组合储量50.9×104t；单元三开采层位为H3Ⅱ8、9、10、Ⅲ11、12、2、31、32、Ⅲ4、5、6等11个小层，分4套油层组合，油层厚度38 m，组合储量87.6×104t。三套组合共动用地质储量212×104t，储量动用率100%。

根据数值模拟结果，结合区块老井实际生产情况，合理的注采参数为：小于5 m油层注汽量120～140 t/m，大于5 m油层注汽量100～120 t/m；小于5 m周期稳定采液量6 t，油量3 t；大于5 m油层周期稳定采液量8 t，油量4 t；周期采注比1.1～1.3。

5应用效果

根据细分重构[4]研究结果，将EX21断块33个小层由原来的两套层系细分重构为三套层系。每套层系都确保有一定的厚度(大于15 m)，原油性质相似，剩余油分布相当，且保证与断层距离大于40 m，距边水大于70 m，合计部署开发井32口。调整后区块产油量从之前的50 t/d,上升到120 t/d,油汽比由之前的0.29上升到0.33，生产效果得以明显改善。预计区块采收率会由之前的12%上升到19.1%，实现EX21断块的高效开发，为今后类似油藏的调整提供依据。

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编辑：吴官生

文章编号：1673-8217(2016)02-0060-04

收稿日期：2015-09-20

作者简介：李娜，工程师，1983年生，2007年毕业于西南石油大学，现从事油田的滚动勘探开发研究。

中图分类号：TE345

文献标识码：A