单家寺油田单2西活跃边底水超稠油油藏水平井开发研究与实践

朱云轩

(中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083)

孙洪卫

(中石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东 滨州 256600)

单家寺油田单2西活跃边底水超稠油油藏水平井开发研究与实践

朱云轩

(中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083)

孙洪卫

(中石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东 滨州 256600)

单家寺油田单2西沙三段4砂组为厚层活跃边底水超稠油油藏，由于储层物性差、靠近油水界面、开采技术不配套等原因，直井蒸汽吞吐开发周期生产时间短，含水率上升快，周期产量低，开发效果差。基于数值模拟技术，研究了该区剩余油分布，分析了水平井经济及技术界限，优化了水平井参数，研究表明，井型以水平井最佳，合理井距为90～100m，排距为100m时最合理；当水平段长度在200～250m之间时，采出程度和单储净累计产油达到最大；当水平段距油层段顶7/10时采出程度最高，水平段优选位于油层中部偏下。该研究成果改善了单2西沙三段4砂组开发效果，提高了采收率，对活跃边底水超稠油油藏开发具有一定的借鉴意义。

超稠油油藏；边底水油藏；水平井；采收率；数值模拟

1 区块概况

图1 单2西剩余油饱和度场图

单家寺油田单2西沙三段4砂组油藏埋深1110～1250m。构造呈自西、南向东、北逐渐抬升的构造形态，地层倾角约为3～8°。储层平均孔隙度34%，空气平均渗透率839.6D[1]。地面原油密度0.993～1.015g/cm3，地面原油黏度(50℃脱气)89329mPa·s，为超稠油油藏。砂体构造高部位为油层，边水主要分布在砂体西南部的边缘地区，外油水界面在1175～1195m之间，内油水界面在1135～1165m之间，水体较活跃。单2西沙三段4砂组1985年蒸汽吞吐试采，共投产直井27口，截止到2013年12月，皆因高含水、套管损坏、低产效益差等原因相继停产报废，采出程度只有6.9%，基本处于报废状态。

2 剩余油分布研究

2.1 平面剩余油分布规律

单2西沙三段4砂组储量动用程度低，平面上动用不均衡。根据数值模拟研究结果(图1)，靠近物性较好的试验区油井平均单井累计采油1.7×104t，采出程度高，剩余油饱和度较低。边部井因低产、靠近油水界面采出程度低，剩余油饱和度较高，甚至未动用。

2.2 纵向剩余油分布规律

纵向上剩余油饱和度分布受构造、纵向非均质性、蒸汽超覆、井区储量动用程度的共同影响。数模结果(图2)显示，单2西东部采出程度高，纵向上油层中上部剩余油饱和度低，中下部剩余油饱和度高；单2西中部和西部采出程度低，基本未动用，纵向上油层中上部剩余油饱和度仍然较高，下部为底水。

图2 单2西东西向剩余油饱和度剖面图

3 水平井开发经济技术界限研究

3.1 水平井开发经济界限研究

3.1.1 经济极限产量

考虑单井钻井成本(约633万元)、采油投资(180万元)、地面建设费用(240万元)、热采吨油成本(1350元)等经济参数，计算了水平井蒸汽吞吐生产井的单井经济极限产量，油价70美元/桶时，水平井经济极限累计产量为6900t。

3.1.2 经济极限吞吐油汽比

蒸汽极限吞吐油汽比是当吞吐末盈亏平衡时对应的油汽比。按照蒸汽吞吐经济极限油汽比计算公式[2,3]作图(图3)，可以看出当原油价格为70美元/桶时，蒸汽吞吐经济极限油汽比为0.13t/t。

3.2 水平井开发技术界限研究

3.2.1 井型优化论证

1)水平井注汽能力强 由于水平井与油藏的接触面积比直井大，可有效提高注汽能力[4]，图4为注汽压力比值与油层厚度关系，可以看出水平井注汽压力比值平均是直井的2.7倍。

图3 极限吞吐油汽比与原油价格关系曲线 图4 注汽压力比值与油层厚度关系曲线

2)水平井热损失率低 图5为热损失率与油层厚度关系，可以看出水平井在油层厚度10～20m稠油油藏的热损失为20%～40%，比直井热损失降低20%～30%，能够较好地保证热采效果。

3.2.2 井距优化

根据单2西沙三段4砂组有效厚度分布特征，利用水平井组合模型分别计算了10、15m油层厚度下不同井距的开发指标[5]，从模拟结果(图6)可以看出，油层厚度越大，合理井距逐渐减小。当油层厚度为10m时，合理井距为100m；当油层厚度为15m时，合理井距为90m。

图5 热损失率与油层厚度关系曲线 图6 不同井距与单储净累计产油关系曲线

3.2.3 排距优化

利用水平井组合模型分别计算了80、90、100、110、120、150m排距下生产6周期后的开发指标，数值模拟结果见表1。当排距为100m时，采出程度和单储净累计产油最高，因此开发中优选合理排距为100m。

表1 不同排距下蒸汽吞吐6周期的生产指标

3.2.4 水平井井身参数优化

1)水平段长度 利用数模模型分别计算了生产井与注汽井水平段长度为100、150、200、250、300m时吞吐的生产效果，计算结果如表2所示。随着水平段的增加，累计产油量不断增加，当水平段长度在200～250m之间时，采出程度和单储净累计产油达到最大。

表2 不同水平段长度吞吐6周期开发指标对比

2)水平段纵向位置优化 利用数值模拟模型预测了生产水平井在油层不同位置的吞吐生产效果，从数值模拟结果(表3)可以看出，累计产油量均能达到经济极限产量，具有经济效益；总体上看，水平段距油层段顶(距顶位置)7/10时采出程度最高，净产油量最大，水平段优选位于油层中部偏下。

表3 生产井不同纵向位置吞吐开发指标对比

4 超稠油水平井开发技术配套完善

在前期研究的基础上，优化水平井参数，为辅助水平井蒸汽吞吐，采用高效油溶性复合降黏剂，充分利用其协同降黏作用、混合传质及增能助排性能，大幅度降低注汽压力、扩大吞吐波及范围。通过该技术的研究，单2西沙三段4砂组部署新钻水平井14口，新增产能2.8×104t，新增可采储量24.0×104t，采收率提高13.1%，在现场应用取得了较好的效果。

5 结论

1)单2西沙三段4砂组储量动用程度低，平面上动用不均衡。纵向上剩余油饱和度分布受构造、纵向非均质性、蒸汽超覆、井区储量动用程度的共同影响。

2)水平井开发技术研究中,井型以水平井最佳；油层厚度为10m时，合理井距为100m；油层厚度为15m时，合理井距为90m；排距为100m时最合理。

3)水平井井身参数优化研究中，当水平段长度在200～250m之间时，采出程度和单储净累计产油达到最大；水平段距油层段顶7/10时采出程度最高，净产油量最大，水平段优选位于油层中部偏下。

4)单2西沙三段4砂组部署新钻水平井14口，新增产能2.8×104t，新增可采储量24.0×104t，采收率提高13.1%，该研究对活跃边底水超稠油油藏开发具有一定的借鉴意义。

[1]谢风猛, 沈国华，朱孟高，等.单二块稠油油藏剩余油分布规律研究及应用[J].矿物岩石，2002，22(9)：82～85.

[2] 陈民锋，郎兆新，莫小国.超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理界限研究[J].特种油气藏，2002，9(2)：37 ～41.

[3] 刘尚奇，包连纯，辽河油田超稠油油藏开采方式研究[J].石油勘探与开发，1999，26(4)：80～81.

[4] 李宾飞，张继国，超稠油HDCS高效开采技术研究[J].钻采工艺，2009，32(6)：52～55.

[5] 孙洪卫，单家寺稠油油藏水平井开发提高储量动用率研究与应用[J].内蒙古石油化工，2011，21(18)：131 ～133.

[编辑] 帅群

2016-10-05

朱云轩(1995-)，男，助理工程师，硕士生，现主要从事油气田开发方面的研究工作，2017831857@qq.com。

TE345

A

1673-1409(2017)3-0061-04

[引著格式]朱云轩，孙洪卫.单家寺油田单2西活跃边底水超稠油油藏水平井开发研究与实践[J].长江大学学报(自科版), 2017,14(3):61～64.