草20薄层超稠油油藏水平井开发井网研究与实践

赵凯

摘要：乐安油田草20区块馆陶组砂砾岩油藏属具有边水的岩性构造稠油油藏，具有油层薄、原油粘度高等特点，油藏开发物性条件处于稠油热采下限标准，具备较大开采难度。本文结合区块开发实际和现状，对水平井开发技术应用进行了探究。

关键词：草20区块；薄层超稠油；水平井技术

草20区块馆陶组油藏埋深多在900m左右，呈现薄层分布，纵向上主要分为Ng1、Ng2、Ng3等3个沉积砂体，油层厚度多在15-25m范围内，储层非均质性较强，孔隙度多在10-40%范围内。整体上属于常压、边水、埋深较浅的薄层砂砾岩构造稠油油藏，常规直井开发技术开发效果较差，利用水平井热采技术、优化开发设计，可取得较好的开发成效。

1草20薄层超稠油油藏地质开采特征

在草20区块油藏开发中，Ngl区块比较具有代表性，西部含油面积接近2kmz，地质储量在1.6×10⁶t以上，埋深大于900m，呈现平缓的南东-北西倾没单斜，平均孔隙度约为35%，砂岩下砂砾填充厚度在2-4m范围内，在50℃时地面脱气原油粘度为1-2×10⁴mPa.s，原油密度约为0.97-0.99g/cm³。在开采特征上，一是地层水由两侧向中间推进，动用区块已经水淹，北部边水与草32区块边水相接，断层封闭性不佳，使边水较快推进到草20区块的南部构造高部位，开发实践表明，位于构造中部的油井水淹较晚，含水推进线表面两侧比中间部位水淹更早、更严重。二是高和特高含水期产油较多，边水的活跃性造成高含水和特高含水期产油较多，水平井产油量50%以上是在含水超过80%后采出的，而油藏未动用区和动用区属于同一油藏和层系，开发特征相似，为热采水平井井网部署提供了依据。

在草20薄层超稠油开发中，水平井开发具有较强的可行性。一是已开发区块成功表明水平井热采可以获取产能。该区块油藏物性条件与稠油热采开发标准对照如表1所示。已动用区块已经投产运行较长时间，累计油汽比为0.5、产能超过4×105t，说明稠油热采较为可行。二是地质状况符合水平井井网部署要求。该区块构造整体较为稳定，已动用区块井网控制连通性强，垂直渗透率高于水平渗透率1/10时，水平井即可获取比直井更好地开发效果，特别是部分区块岩性特征较为疏松，纵向上渗透率较高，水平井热采优势更为明显。三是已动用区块水平井开发效果更好。在草20区块己动用的油田区块中，水平井投产时间相比直井更晚，但平均单井产能可达直井的1.5倍以上，水平井产液含水率平均在87%左右，而直井多在92%左右，所以相同条件同时期部署水平井更易提升区块油气采收率。

2草20薄层超稠油油藏水平井开发井网的部署

一是井筒在油气储层中的位置。要综合考虑热采蒸汽超覆作用、井筒水平段下部油氣储层加热效果和稠油自身重力作用等因素，考虑水平井在井筒中的位置。结合区块试油开发和实践参数，利用数模进行分析，发现水平井在油气储层中下部采出程度、储层加热率和产油量峰值均处于最高值，热利用率较高，区块未动用油气储层厚度多在6-8m范围内，结合钻采工艺实施需求，可将水平井部署在油气储层中部。

二是水平井的水平段长度。水平段是井筒增加与储层接触面积的重要部位，但过长易加大钻采开发难度。在稠油热采中，水平井蒸汽吞吐开发效果与蒸汽干度存在较强关联性，水平段首段干度固定时，水平段越长则蒸汽热损失越大，末端加热效果就不理想，影响油井产能。所以，水平段要结合地质条件和钻采工艺合理确定，数模分析表明，油井产油量、峰值油量和回采水率等在水平段超过300m后增幅变缓，所以，水平段长度以200-300m为宜。

三是水平井的井网井距。在区块水平井布井方式选择上，要确保水平段与油藏边水推进方向垂直或存在一定夹角，并且要尽量远离区块西部断层、北部边水和东部已开发层系高含水带。在草20区块平3井和平1井开发中，井距186m时注采吞吐两周期后发生汽窜，造成产液含水大幅上升、井口温度上升。所以，水平井井距一般要在200m左右，对于油气储层厚度较薄的区块，井距要适当加大，以250-300m为宜。

四是吞吐注采参数。结合己开发区块水平井开发数据，确定了以下注采参数：在注汽干度上，为确保水平段末端加热效果，要确保井深200m井段干度要在30%以上、300m井段要在40%以上，井口干度要在70%以上。在注汽速度上，速度越大会加大回采水率、降低蒸汽热损失，但在20t/h左右时会达到峰值，结合区块已投产水平井开发数据，确保区块水平井注气速度为20t/h，以17-23 t/h为宜。在周期注汽量上，注汽周期增多、采油量增加后，油汽比降低，但在注汽量4000-5000t区间时，采油量增幅趋缓，所以周期注汽量以4000-5000t为宜。在注汽压力上，要确保压力可促使蒸汽沿井筒和储层孔隙前进，但要避免过大注汽压力造成地层被压裂，造成井筒损坏或井下事故，结合区块地层承压状况，确定该区块注汽压力以16MPa左右为宜。在焖井时间上，该参数对储层加热范围和热能利用率存在一定影响，合理的焖井时间与储层导热性和注蒸汽总量存在关联，根据区块开发焖井时间数模分析，焖井时间以5-7d为宜。在最大排液量参数上，要在油气储层供液性能承受范围内确定最大排液量为合理泵排量，确保油气储层可以在有效加热时间内加快采收速度，提升蒸汽热能利用效率，有效抑制地层水推进，根据数模分析，区块单井最大排液量要控制在100t/d范围内。

3结论

综上所述，草20区块属于典型的薄层稠油油藏，具备岩性边水油藏的特征，在掌握其开发特征基础上，通过结合其开发特征合理进行热采水平井井网部署和开发参数，提升区块油藏开发成效。