杜212南块兴隆台油藏未动用储量水平井开发研究

刘如杰

中国石油辽河油田公司曙光采油厂，辽宁盘锦 124109

杜212块兴隆台是曙光油田超稠油主力区块，经过近40年开发，可采储量采出程度达到71%(主力区域杜212中北部兴隆台油层可采储量采出程度82.3%，杜212南块兴隆台油层可采储量采出程度仅3.05%)。在储采比日趋紧张的情况下，迫切需要科技人员创新开发理念，运用多种技术手段经济有效地开发杜212南块兴隆台未动用储量。近年来，针对杜212南块兴隆台油藏地质条件差、采出程度低、油层发育复杂的问题，采用水平井规模开发，2007年开始在区块中部部署第一口水平井，之后逐步向边部滚动扩边部署水平井，并优化注采工艺，配套先进工艺措施保障高效开发，新增动用地质储量710×104t，新增可采储量210×104t，区块开发效果大幅改善。

1 研究背景

1.1 地质特征

杜212南块位于曙一区北部，辽河断陷西斜坡中段，开发层系为第三系沙河街组一、二段兴隆台油层，含油面积1.7 km2，有效厚度20.3 m，地质储量988×104t，为典型的薄互层状超稠油油藏。

区块构造为一个北西向南东倾斜的单斜构造，受断层逆牵引作用，局部区域在斜坡背景上形成鼻状构造[1]，地层倾角3°～5°，油藏埋深,645～901m。砂体较发育、储层物性较好的河道微相含油性好，饱和度最高达70%，平均孔隙度25.2%，平均渗透率1 531×10-3μm2，属于高孔、高渗储层，由北西向南东储层物性逐渐变好[2]，是典型的岩性油藏[3]。

1.2 存在问题

1)储量动用程度低

杜212南块兴隆台从1999年开始蒸汽吞吐开发超稠油，1999年前杜212块开发目的层为大凌河和杜家台油层，对上覆兴隆台油层控制程度高，1999年开始优选原井生产层位井况差、低产能、单层厚度大于5 m共计27口井实施老井上返兴隆台油层试采，截止2006年低，开井8口，年产1.2×104t，累产油5.8×104t，采出程度仅3.05%，试采成功说明区块具有开发部署物质基础，但试采出砂、出水问题较严重，说明兴隆台油层边、底、顶水活跃，油层胶结疏松[4]。

2)油层发育复杂

杜212南块兴隆台油层纵向上自上而下发育兴I、兴II、兴III、兴IV和兴V组共5套有层组，其中兴I、兴II为主力油层，兴I平均油层厚度5～10 m，兴II油层平均厚度10～20 m，油层厚度差异大，直井开采过程中受蒸汽超覆影响纵向动用不均问题突出，统计12口试采井高温四参数资料发现，吸汽好油层仅占36%。此外，油层顶、底部均有水层，直井受射孔厚度和避水距离所限，单井控制储量小，试采油井曙1-019-367井共射开油层5层23 m，最大单层厚度9.9 m，最小油层厚度2.0 m，最上部4#层距离顶部水层仅7.3 m，试采第2轮便发生顶水下窜，导致油井出水。区块油层埋藏浅，地层胶结疏松，出砂问题严重，区块有19口井套管有不同程度损坏，占总井数70%。

3)原油物性差

杜212南块兴隆台50 ℃地面脱气原油黏度12.3×104mPa·s，地下温场未形成，蒸汽不能扩散到较远的油层，仅在井底周围聚集，造成注汽压力高，试采井前3周期平均注汽压力高于16 MPa，注汽压力高，蒸汽干度低，导致吞吐效果差。

2 水平井开发技术研究

针对杜212南块储量动用程度低、油层发育差、原油物性差等特点，2007年开始利用水平井井段长、泻油面积大、动用储量高等优点，实施水平井蒸汽吞吐开发。开发过程中从水平井井网部署、注采工艺、配套措施等方面优化设计，确保水平井开发效果，在保证单控储量基础上，最大程度地动用杜212南兴隆台油藏未动用储量。

2.1 井位部署

2.1.1目的层厚度

水平井产量受油层厚度影响[5]，杜212南兴隆台油层23口水平井主要部署在厚度大的兴II组油层，目的层厚度在4.2～25 m之间，平均目的层厚度12.7 m，通过统计目的层厚度与日产能力及累产油关系见图1、图2。

图1 水平井日产能力与目的层厚度关系

图2 水平井日累产油与目的层厚度关系

由图1、图2可见，目的层厚度越大，水平井生产效果越好，厚度低于6 m效果较差。目的层厚度薄，会导致地层和流体弹性能量不足，注入困难，产液量及产油量低[6]。

杜212-兴H224、杜212-兴219分别位于区块中部和边部，其中杜212-兴H224井目的层厚度为20.4 m，杜212-兴H219井仅为4.3 m，统计两口井的1-10周期产油情况见表1，其中杜212-兴H224井累产2.35×104t，平均周期产油2 350 t，而杜212-兴H219井累产1.01×104t，平均周期产油1 010 t，说明目的层厚度越厚油井产能越高。

表1 杜212-兴H224与杜212-兴H219生产效果统计表

2.1.2水平井段长度

水平井产量与水平段长度成线性增长[7]，但在水平段起点干度一定条件下，水平段越长，蒸汽沿水平段向末端移动热损失越大，末端吸热效果变差，不利于油层均衡动用。杜212南块兴隆台水平段长度212～488 m之间，平均水平段长度335 m。统计发现水平井段长度与累产油并无相关性，但大于400 m两口水平井在第3周期均发生套坏倒井，所以综合考虑注汽效果及油井寿命，区块水平段长度在200～400 m范围内最优。

2.1.3水平井在油层中位置

水平井在油层中位置应以油层动用程度最高、热能利用率最优、排除出水隐患为目的。考虑蒸汽超覆及稠油重力泻油作用[8-9]，水平井位置应处于油层下部，但同时要防止底水锥进，所以水平井需要与底水保持一定距离。杜212南块兴隆台由于有底水发育，油层厚度薄，水平井均部署在油层中下部，与底水距离大于10 m，未发生底水锥进导致出水问题。

2.2 注采工艺

2.2.1注汽参数

注汽参数主要为注汽强度、注汽速度、焖井时间等参数。

注汽强度：综合考虑杜212南块兴隆台油藏地层发育、油层动用、注汽压力等参数，注汽强度低，周期累产油低；注汽强度高，加热范围增加，但太高会将稠油推向远离井筒位置，影响开发效果[10]。统计23口水平井注汽强度与周期效果关系发现，低周期(1～5周期)注汽强度低于8 t/m，中周期(6～11周期)注汽强度在9～13 t/m，高周期(大于11周期)注汽强度在14～18 t/m间水平井生产效果较好。杜212-兴H221井位于区块南部，目的层纵向厚度4.3 m，50 ℃地面脱气原油黏度为13.8×104mPa·s，杜212-兴H221不同注汽强度效果统计见表2。

表2 杜212-兴H221不同注汽强度效果统计

由表2可以看出，前2周期注汽强度为12 t/m，注汽压力最高位16.7 MPa，周期产油量不足200 t；从3周期开始，强度降低到8 t/m，注汽压力降低到15.4 MPa，周期产油上升到283 t，第6周期强度降低到6 t/m，注汽压力为14.2 MPa，周期产油达到899 t，油汽比为0.45，生产效果得以逐步改善。

注汽速度：受锅炉注汽能力限制，注汽速度范围较为固定(小锅炉注汽速度介于5.5～8 t/h，大锅炉注汽速度介于13～18 t/h)。油井吸汽剖面测试结果显示，当注汽排量为5.0～7.5 t/h，井筒每百米干度损失2.5%；当注汽排量增加到9.0～14.0 t/h时，井筒百米干度损失1.9%；当注汽排量提高到15.0～18.0t/h时，每100 m干度损失1.3%。随着注汽速度增高，热损失越小，井底蒸汽干度值越高。综合考虑杜212南块兴隆台油井地层吸热能力，在能注入情况下，尽量采用高注汽速度，减少热量损失。

焖井时间：注汽后焖井是蒸汽与油藏中孔隙介质充分热交换过程，使蒸汽所携带热量有效传递给油藏。焖井时间的长短直接影响水平井开发按效果，焖井时间过短，注入蒸汽扩散能力差，仅集中在井底附近，放喷时井底压降增大，易使凝析水闪蒸汽化，降低油层热利用率；焖井时间过长，向顶、盖层交换时间长，热损失增大，减少生产时间。杜212南块兴隆台油井合理焖井时间主要依据焖井压降变化确定，即热传导趋于稳定，油藏压力稳定，温度变化平稳时间[11]，低周期适当缩短焖井天数(一般为2～5 d)。

2.2.2生产参数

采液强度主要是控制放喷、下泵生产阶段强度，要综合地层出砂史、井况完好情况、油层动用厚度设计合理采液强度，且要保证采液强度稳定。如果采液强度不稳定，引起生产压差巨变，导致地层激动出砂，进而引发套损甚至倒井[12]。对杜212南块兴隆台出砂水平井采液量控制在30 t/d以内，不出砂井最高采液量50 t/d。

2.3 配套措施

2.3.1均匀注汽

杜212南块兴隆台水平井为中-强非均质性，非均质性强造成水平段吸汽不均造成动用不均，影响生产效果。统计区块23口水平井效果见表3。动用程度越差井油井产能越低，区块北部5口井动用差比例为36.17%，周期产能为1 520 t；中部13口动用差所占比例为11.17%，周期产能为1 927 t；南部5口动用差比例为54.79%，周期产能仅为986 t。

针对水平段动用不均矛盾，通过应用多种井下管柱，实现油井细分段注汽，调节小段配汽量，提高水平段动用程度和注入蒸汽的有效利用率，最大限度的实现全井段均衡动用，采用工艺技术主要工艺为水平井分段注汽。

根据水平井井温剖面找出动用程度差异大水平段，通过调整阻隔器及注汽阀位置，有目的地将总注汽量按动用程度设计配注量，根据需要选择注蒸汽的顺序，注够设计汽量后，投球打开配注阀，使另一水平段继续注汽，直到注够汽量为止，从而实现设计要求。

表3 区块北、中、南部动用程度与周期产油关系表

2.3.2氮气辅助增能

杜212南块水平井最高周期15周期，平均8.7周期，水平井进入高周期后，地层亏空加大，注汽压力降低，排水期延长，周期生产效果变差，借助蒸汽+氮气辅助吞吐技术可以改善水平井低压低产问题。在注蒸汽过程中连续向油套环空注入定量的氮气+磺酸盐泡沫流，利用贾敏效应，达到调整吸汽剖面，提高油层纵向动用程度的作用，同时利用氮气好的膨胀性能，在开井生产时，增加返排能力，提高采注比。

3 应用效果

在深入地质研究基础上，优化井位部署。2018年在杜212南块兴隆台油层兴II组部署水平井6口，水平段长度228～367 m，目的层厚度平均12.9 m，纵向上位于油层中下部，距离底水平均11.3 m，预计年产油1.45×104t。

以最佳注采质量为原则，优化注采工艺。对区块边部油层厚度薄、原油黏度高、注汽压力高、低周期的5口井，将注汽强度由11.3 t/m降低到7.3 t/m，注汽速度由7.5 t/h提高到11 t/h，焖井时间由6.2 d缩短为4.7 d，单井产液量控制在25 t/d，实施后周期对比平均单井增油量173 t，油汽比提高0.02。

根据水平段动用程度及地层压力状况，优选分段注汽、氮气辅助增能措施。其中实施分段注汽22井次，水平段吸汽逐渐变得均匀；实施氮气辅助增能2井次，注汽压力提高3.5 MPa，周期产油增加478 t。

4 结论

1)水平井蒸汽吞吐开发是提高杜212南块兴隆台未动用储量的有效手段。

2)通过优化水平井井位部署、优化注采工艺设计、优选配套工艺措施可以提高水平井开发效果。

3)杜212南块兴隆台水平井最优部署原则，水平段200～400 m，目的层厚度大于10 m，处于油层下部。注汽参数根据油井所处周期动态调节。水平段动用不均可以利用分段注汽措施改善，低压低产可利用氮气辅助吞吐措施改善。