杜212块兴隆台水平井产能影响因素及治理对策

刘如杰

(中油辽河油田公司曙光采油厂，辽宁盘锦 124109)

杜212块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为兴隆台油层，含油面积为4.9 km2，探明石油地质储量1 899×104t，为具有底水的层状超稠油油藏。构造为1个北西向南东倾斜的单斜构造，地层倾角为3°～5°，埋藏深度为600～910 m，油层平均有效厚度为23.3 m，平均净总比为0.41。储层物性较好，平均孔隙度为38.9%，平均渗透率为3 760 mD， 50 ℃平均原油黏度为75 500～217 500 mPa·s。

经过10年开发，该区目前共有水平井23口，年产油5×104t，累产油28.46×104t。开发中水平井动用不均、汽窜、套损等问题突出，导致水平井产能差异加大。结合现场水平井生产特征，分析油井产能变化规律，并对影响产能的地质参数、注汽参数、工程参数进行分析，研究发现油层非均质性、目的层厚度及原油物性等油层参数对周期间产能影响较大，注汽强度、注汽速度及注汽干度等注汽参数对周期内产能影响较大，完井方式、套管质量及采液强度等工程参数对水平井维持产能至关重要。并通过优化水平井部署、细化水平井注汽参数设计、强化工程参数设计与监督，保证水平井开发效果。

1 产能变化规律

1.1 周期内油井生产特征

杜212兴隆台水平井周期内产能变化分为产量上升期、产量高峰阶段、产量递减阶段。

上升期为放喷期及下泵初期(俗称排水期)，采出液为近井地带蒸汽冷凝水，井口含水由100%降低到70%，最高日产油为10 t/d。低、中、高周期持续时间分别为4 d、13 d、20 d，平均日产分别为5.5 t/d、4.8 t/d、4.2 t/d，阶段累产分别为44 t、62 t、130 t。

高峰期为周期内生产中期，为油井产能黄金期，含油由70%降至30%，日产油较高。低、中、高周期稳产时间分别为13 d、32 d、60 d，最高产能分别为28 t/d、24 t/d、16 t/d，平均日产分别为18.6 t/d、18.3 t/d、12.2 t/d，阶段累产分别为410 t、750 t、870 t。

递减期为周期内生产后期，地层温度降低，采出液降低，含水由30%升高到60%，日产稳定在5 t/d左右。低、中、高周期持续时间分别为30 d、61 d、90 d，最高日产分别为12 t/d、9 t/d、8 t/d，阶段累产分别为77 t、345 t、337 t。(表1)

表1 水平井周期内参数变化数据Table 1 Data for variation in cycle parameters in horizontal wells

1.2 周期间油井生产特征

杜212兴隆台水平井周期间产能变化分为低周期(1～3周)、中周期(4～10周)、高周期(11周期后)3段。低周期段各项开发指标直线上升；中周期段除回采水率外，其他开发指标先升后降；高周期阶段各项开发指标呈缓慢下降。各项开发指标具体数据见表2。

表2 水平井周期间指标变化Table 2 Index change table for horizontal well period

1.3 产能变化规律

图1 水平井周期内日产油变化曲线Fig.1 Variation curves of daily oil production of horizontal well

周期内产能变化规律(图1)：①低、中、高周期油井周期内产能变化均经历产能上升期(A段)、高峰期(B段)、递减期(C段)，曲线形态呈不规则“抛物线”状；②低、中、高周期A段斜率依次变小，主要是排水期逐渐延长，分别为4 d、13 d、20 d；③低、中、高周期B段位移逐次后移，生产时间逐渐增加(13 d升至32 d升至60 d)，最高产能依次降低(28 t/d降至24 t/d降至16 t/d)；④低、中、高周期C段位移逐次后移，生产时间逐渐增加(30 d升至61 d升至90 d)，日产能力相似(5 t/d左右)。

周期间产能变化规律(图2)：①周期间产能变化曲线形态似“抛物线”状；②从产能对比看，中周期平均产能最高，为1 599 t；高周期平均产能居中，为1 230 t(截至15周期)；低周期平均产能最低，为559 t。

图2 水平井周期间产油变化曲线Fig.2 Variation curve of oil production of horizontal well

综上，杜212水平井产能总体变化形态呈“抛物线”型，排水期短、高峰期持续时间长、递减期日产高的油井产能高。

2 产能影响因素分析

超稠油水平井产能规律分析采取灰色关联分析的方法，对各种影响开发效果的参数重要性进行排序，确定地质参数、注汽参数、工程参数等的主要影响参数[3]。

2.1 地质参数

2.1.1 非均质性

主要用油藏渗透率、储层厚度及孔隙度分布进行油藏非均质程度评价[4]。杜212兴隆台水平井为中—强非均质性，非均质性强，水平段吸汽不均，造成动用不均，影响油井产能。统计区块20口水平井效果发现，动用程度越差，油井产能越低，区块北部4口井动用差比例为36.17%，周期产能为1 520 t；中部12口井动用差比例为11.17%，周期产能为1 927 t；南部4口井动用差比例为54.79%，周期产能仅为986 t(表3)。

表3 区块北、中、南部动用程度与周期产油关系Table 3 Relationship between utilization degree and periodic oil production in the north, middle and south parts of the block

2.1.2 目的层厚度

利用势函数的镜像叠加原理，水平井产量受油层厚度、渗透率差异和边油水界面的影响[5]。统计区块水平井目的层厚度在4.2～25.0 m之间，通过分析水平井目的层厚度与日产能力、周期累产的关系图版发现，日产能力随目的层厚度增加而上升，最优目的层厚度在15 m左右时油井日产能力达到11 t/d，目的层厚度低于6 m时油井日产能力仅为6 t/d；水平井累计产能与目的层厚度呈正比，9周期末目的层厚度≤5 m、5～10 m、10～15 m、≥15 m水平井累计产能分别为6 000 t、10 000 t、11 500 t、22 000 t(图3)。

图3 水平井日产能力、累产油与目的层厚度关系Fig.3 Relationship of horizontal well daily production capacity, cumulative oil production and target bed thickness

以杜212-兴H214、218井为例(表4)，兴H214井目的层厚度为13.1 m，兴H218井目的层厚度仅为4.6 m，统计这两口井的1～7周期产油情况，兴H214井累产1.05×104t，平均周期产油1 504 t；而兴H218井累产0.45×104t，平均周期产油650 t，说明目的层厚度越厚，油井产能越高。

表4 杜212-兴H214与杜212-兴H218生产效果统计Table 4 Du 212-Xing H214 and Du 212-Xing H218 production statistics table

2.1.3 原油黏度

原油黏度越高，水平井蒸汽吞吐效果越差[6]。现场实践证明，原油黏度高，蒸汽扩散能力差，仅能在井底周围聚集，造成憋压，导致注汽压力高、蒸汽干度低，影响吞吐效果。杜212兴隆台水平井北、中、南部地面50 ℃脱气原油黏度存在差异，其中中部油井黏度最低，为98 782 mPa·s；平均单井产油最高，为1 927 t。北部油井次之，黏度为123 657 mPa·s，平均单井产油为1 520 t。南部油井黏度最高，为163 897 mPa·s；平均单井产油最低，仅为986 t(图4)。

2.2 注汽参数

2.2.1 注汽强度

注汽强度是影响超稠油水平井开发效果的一个重要因素，强度设计要综合考虑地层发育、油层动用、注汽压力等参数，注汽强度值有最佳范围。强度低，周期累产油低；强度高，加热范围增加，但太高会将稠油推向远离井筒的位置，影响开发效果[7]。杜212-兴H221井位于区块南部，目的层纵向厚度为4.3 m，原油黏度 17.6×104mPa·s，前2周期注汽强度为12 t/m，注汽压力最高为16.7 MPa，周期产油量不足200 t。从3周期开始，逐步降低注汽强度，由前2周期平均12 t/m降低到8 t/m，注汽压力由2周期的16.7 MPa降低到15.4 MPa，周期产油由152 t上升到283 t，第6周期注汽强度降低到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，生产效果逐步改善。(表5)

图4 杜212兴隆台水平井不同区域原油黏度变化Fig.4 The viscosity changes of crude oil in different zones of Xinglongtai horizontal well in Du-212 block

2.2.2 注汽速度

现场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5.5～8.0 t/h，大锅炉注汽速度介于1.03～18.0 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时，锅炉出口干度为73.9%，井底干度为40.5%，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，锅炉出口干度为73.0%，井底干度为42.4%，井筒百米干度损失1.9%；当注汽排量提高到15.0～18.0 t/h时，锅炉出口干度为73.1%，井底干度为55.4%，每百米干度损失1.3%。综上，随着注汽速度增高，热损失越小，井底蒸汽干度值越高。(表6)

表5 杜212-兴H221不同注汽强度效果统计Table 5 Effect statistics of different steam injection strength in Du 212- Xing H221

杜212-兴H216井10周期采用小炉子注汽，注汽速度为6.67 t/h，注汽压力仅为9.6 MPa，生产天数为132 d，周期产油为1 036 t，油汽比为0.45；第11周期采用大炉子注汽，注汽速度为15.04 t/h，注汽压力达到12.6 MPa，生产天数为253 d，周期产油为2 016 t，油汽比为0.73，产能得到明显提升。(表7)

表6 不同注汽速度井筒干度损失Table 6 Dryness loss with different steam injection speed

表7 杜212-兴H216不同注汽速度效果统计表Table 7 Statistics of different steam injection speed of Du 212-Xing H216

2.2.3 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的过程，使蒸汽所携带的热量有效传递给油藏。焖井时间的长短直接影响水平井的开发效果，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。现场确定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[8]。

图5 杜212-兴H222井焖井压力与焖井时间关系曲线Fig.5 Relation curve of soaking pressure and soaking time of Du 212- Xing H222 wells

由杜212-兴H222井3周期焖井压降关系曲线(图5)可知，该井焖井压降分为2段，在108 h内压降速度快，说明蒸汽迅速向地层传导，加热半径增大；在108 h以后压降速度逐渐变缓并趋于平稳。所以杜212-兴H222最合理的焖井时间为4.5 d。

2.3 工程参数

2.3.1 完井方式

超稠油水平井一般采用普通筛管及砾石充填筛管两种完井方式，无论采用哪种方式和工艺完井都会增加表皮系数，降低水平井产能，但砾石充填完井对产能影响最小[9]。杜212兴隆台水平井受成本影响均采用筛管完井，现场实施中根据钻井工艺不同，完井时有二开完井和三开完井(二开完井9口，三开完井14口)。从产能对比来看，三开完井水平井产能高于二开完井，主要是三开井套损率低(三开完井套损率为21.8%，二开完井套损率为47.3%)。杜212-兴H230采用二开筛管完井，第3周期发现1 015 m套管变形，限制分段注汽、选配注等工艺措施实施，出汽口位置仅能放在套损位置以上，不利于油层均衡动用，截止到6周期累产油仅3 321 t。杜212-兴H225采用三开完井，周期生产13轮未发生套损，累产油4.3×104t。

2.3.2 套管钢级

超稠油水平井地层胶结疏松，油井极易出砂，出砂后造成砂岩骨架塌陷，使套管周围形成亏空，从而使该处的套管周围因受力不均造成抗挤毁能力下降，套管的轴向压力使亏空处套管发生弯曲变形，N80、TP100H抗挤毁强度分别为105.59 MPa、106.4 MPa，低于TP125TT、BG130TT的抗挤毁强度113.7 MPa。加之蒸汽吞吐频繁，注蒸汽作业对套管的应力产生极大影响，一般油层段平均蒸汽温度在350 ℃左右，此时套管钢材的屈服强度、抗内压强度、接头强度都明显降低，膨胀率增加，N80、TP100H三项参数均低于TP125TT、BG130TT(表8)。区块水平井开发初期大斜度段采用强度较低的N80、TP100H套管完井，当应力发生变化、地层发生塑性形变时，易导致套损。2010年以来针对应力集中套坏，采用提高套管强度设计增加壁厚，套管采用TP125TT或BG130TT管材。

表8 不同类型钢级套管参数对比Table 8 Comparison of steel casing parameters of different types

2.3.3 采液强度

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，则会引起生产压差巨变，导致地层激动出砂，进而引发套损甚至倒井[10]。对杜212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为50 t/d。

杜212-兴H220为区块南部出砂水平井，第3周期下泵初期产液量为28 t/d，第11天液量降低到22 t/d，现场上提冲次0.5次，液量上升到37 t/d，第13天取样化验含砂0.01%；第14天下调冲次0.3次，液量为28 t/d，第22天油井砂卡，第24天检泵冲砂出大砂砾，油井套坏倒井。该井主要是由于采液强度控制不平稳，引发地层出砂，出砂后造成砂岩骨架塌陷，使套管周围形成亏空，筛管无骨架支撑导致变形受损。

3 水平井治理对策

3.1 优化水平井部署设计

杜212兴隆台水平井部署区域最优目的层厚度在15 m左右，地面脱气原油黏度低于100 000 mPa·s。2012年以来新部署10口水平井，目的层厚度平均为12.3 m，高于早期投产的6.2 m；原油黏度为96 487 mPa·s，低于投产早期的158 250 mPa·s。同时，为降低蒸汽超覆影响、确保目的层纵向均衡动用，2012年以来投产水平井均设计为目的层下部，距离底部水层18.5 m。实施后新井平均周期产油为1 835 t，明显高于早期投产水平井周期产油1 012 t。(表9)

表9 水平井优化设计统计Table 9 Statistical table for optimal design of horizontal wells

3.2 优化水平井注汽参数

为最大限度保证井底蒸汽干度，采取动态调整注汽强度、注汽速度的方式，将区块边部低采注比6口油井的注汽强度由13.2 t/m下降到10.0 t/m，注汽速度由14.5 t/h下调至11.5 t/h，减少注入量与扩散量之间的流量差，缓慢增加地层动用，避免地层持续憋压，实施后采注比由0.6上升到0.9。为实现蒸汽与地层充分热交换，在焖井时间控制方面，在参照焖井压降变化曲线的基础上，低周期水平井焖井时间为6 d，减少由于压力急降引发闪蒸的概率；中周期焖井3～5 d，此阶段地层温度压力相对均衡，蒸汽扩散速度快；高周期由于地层存水增加，蒸汽前缘扩散慢，焖井时间延长至6～8 d，增加泄油半径。

3.3 优化水平井工程参数

针对套管损坏导致油井产能损失矛盾，采取优化完井方式、增加套管钢级、实施大修侧钻修复油井的方式提高水平井产能。在完井方式上，对兴H206井实施砾石充填完井，实施后生产3周期，平均周期生产天数为305 d，平均周期产油为2 948 t，平均油汽比为0.93，生产指标明显高于邻井。在钻井工艺方式上，2012年之后完井11口水平井全部采用三开完井。在套管钢级使用上，11口水平井全部应用TP125TT或BG130TT管材，截至2017年底11口水平井中套管损坏2口，套损率仅18.2%。在大修侧钻复产上，2012年以来对筛管段套坏或套管段变形较小井实施大修6井次，增油4.3×104t；对大修未成二次套坏井实施侧钻1井次，增油1.32×104t。

针对采液强度控制不稳定导致出砂影响产能的问题，综合考虑油井的生产特点、供液能力、井况完好度、出砂史等制定单井采液量参照表，杜212-兴H221井有出砂史且套管有变形，此井最高放喷液量为28 t/d，最高开抽液量为35 t/d。(表10)

表10 水平井采液强度控制依据Table 10 Control basis of water recovery in horizontal wells

4 结论

(1)杜212兴隆台水平井周期内及周期间产能变化呈不规则“抛物线”，可通过缩短排水期、提高高峰期生产时间、提高递减期日产油可提高周期内产能，通过延长中周期吞吐轮次提高油井总产能。

(2)水平井产能的主要影响因素是油层参数、注汽参数、工程参数，其中目的层厚度、注汽干度、完井方式对油井产能的影响至关重要。

(3)水平井部署最优目的层厚度为15 m左右，低周期注汽速度控制在9 t/h以内，完井最好采用砾石充填筛管完井。