浅层超稠油油藏水平井开发合理技术对策研究

王鹏 花华静

中石化河南油田分公司采油二厂 河南南阳 473400

超稠油本身的黏稠性决定了其容易凝固的特点，在开采期间有着较大难度。比如九7+8区齐古组油藏的埋藏深度比较浅，本身具有超稠的粘度，这使其开发过程有着较大粘度。这种情况之下如何对此类油藏进行开发就需要使用到开发井技术。

1 关于九7+8区超稠油油藏特征与相关问题概述

九7+8区超稠油油藏本身属于一种层状结构的岩性油藏，该区块在九区之中属于原油粘度最高的区域，并且其埋藏的深度最浅，油藏的中部位置埋深为地下200米，油层平均为10m的厚度，单层厚度相对较薄，而且不存在边底水，油层整体具有良好的连通性，不过储层本身具有较强的非均质性特点。

该油藏一个显著特点在于差异性较大，并且原油具有较高的粘度，原油粘度呈现出北侧高于南侧，西侧高于东侧的特点，按照粘度差异共分成4个区域。4个粘度区域之中水平井初期蒸汽虽然具有较好的吞吐效果，不过产量却呈现出递减快的趋势，采油速度和才出的程度都比较低，伴随蒸汽吞吐轮次逐渐提升，生产周期的天数有所增加，日产油、周期产油以及油气比都呈现为逐年降低的趋势，周期产量的递减率甚至达到百分之四十一，日产油的递减率也接近百分之三十四，油层之中纵向和平面的动用程度相对有限，而且动用状况存有较大的差异，各个区域之中蒸汽吞吐的效果也有很大的差异。基于这一情况，为了保证下一步的水平井开发和加密的方式得以有效转换，就要深入研究各个区域之中所采用的水平井开发技术政策[1]。

2 关于水平井开发合理技术政策研究概述

由于现阶段，企业稠油占比较高，且当前的技术开发处于瓶颈阶段，这就使成本与效益之间的矛盾日益激增。如何合理利用水平井开发技术，进行效益评价及政策解读，来降低成本，成为当前工作研究的主要方向之一。提效降本需要以产能为基础，优化生产流程，以效益为前提，合理进行资源配置。下面我们就关于水平井开发合理技术政策研究进行概述。

2.1 单层厚度研究

采取九7+8区所部署的水平井，以及对于注采过程的优选参数，针对油层厚度从2m到25m之中各个参数节点吞吐生产效果进行模拟和对比。

结合上图研究结果可以认为采油量伴随油层厚度的增加会有所升高，而且油气比也会变得更大，不过伴随油层厚度变薄的过程之中水平井产油量也会以线性的趋势不断下降，在油层的厚度达到5m的时候，产油量可以达到60美元界限的经济极限产油量。所以，确定水平井部署油层厚度的下限为5m的数值。

2.2 储层物性概述

结合渗透率和孔隙率解释模型，解释油层孔隙率处在百分之二十三到百分之三十七点五的范围，平均值Wie百分之三十点四。在平面上，各个油层之中的渗透率和孔隙度和沉积相带之间具有较为密切的关系，也就是河道砂体分布区域所具有的渗透率和孔隙度较之漫滩和心滩更高，而且在纵向方向所具有的差异也比较大。

在储层物性方面主要对油层所具有的渗透率和孔隙度带给水平井效果的影响加以分析，围绕水平井电测解释所得出来的渗透率和孔隙度数据作为基础，针对各个条件之下水平井蒸汽吞吐开发的具体效果加以对比[2]。

2.3 水平段长度概述

针对于稠油水平井蒸汽吞吐水平段长度的研究一直都是生产和设计中的重要问题，如果水平段长度过短，或者累计产油量和单控储量比较低的话，水平井所具有的优势也就难以发挥出来。如果水平段太长的话，相对蒸气诸如加热的有效长度也会变小，而且经济生产效益也会出现降低。结合数值模拟区域之中实际地质条件，针对相应的注采参数进行分别选定，使用数值模拟的方法针对各个水平井段长度条件之下蒸汽吞吐开发所能达到的效果进行模拟。

在水平段长度不断增加的情况之下，净增油量会随之不断发生降低。在达到350米以上的情况，油气比和净增油量的上升速度较慢。全面分析水平井的产量、所能取得经济效益以及水平段所具有的实际动用能力认为水平井水平段应该处在200米到250米的范围。

2.4 注气强度概述

在超稠油蒸汽吞吐的第一个周期之中主要是对油层进行预热和解堵，不过因为互层状的油层会有较大的热损失情况，热利用率也不够理想。根据实验模拟得出，在水平井注气强度不断增加的情况之下，累产油量会有所增加，在油气比和净增油量达到每米15-20吨的情况之下，增量也会有一定的增加，如果油气强度超过每米25吨的话，油气比和净增油量一般不会发生增加，所以我们可以认为注气强度处在每米15到20吨的范围最佳[3]。

3 结语

限于篇幅，本文简要从几个方面分析如何对浅层超稠油油藏采取水平井技术进行合理开发，希望能为阅读本文人员提供一些油层开发方面的参考。