文華 （提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 （東北石油大學(xué)），黑龍江 大慶163318）

新疆克拉瑪依油田XA＋B區(qū)侏羅系齊古組油藏屬于層狀構(gòu)造巖性油藏，埋深－139～－188m，無(wú)邊底水，隔夾層較發(fā)育，整體油層連通性好，非均質(zhì)性強(qiáng)。XA＋B區(qū)齊古組自下而上可劃分為3個(gè)砂層組，用符號(hào)表示為Jq3、Jq2、Jq1。中部的Jq2砂層組可分為和等2個(gè)砂層，其中主力油層可進(jìn)一步細(xì)分為齊等3個(gè)小層。截止到2013年6月，區(qū)塊內(nèi)共有水平井55口，核實(shí)儲(chǔ)量193×104t，累計(jì)注汽111.2×104t，累計(jì)產(chǎn)油15.8×104t，油汽比0.14，采出程度9.39%，開(kāi)井36口，月產(chǎn)油781t，僅為高峰值的8%，平均單井日產(chǎn)油僅0.5t。XA＋B區(qū)水平井開(kāi)發(fā)初期產(chǎn)量較高，但遞減較快，隨著水平井的規(guī)模應(yīng)用、投產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，各類(lèi)問(wèn)題水平井也逐漸增多，嚴(yán)重影響開(kāi)發(fā)效果。為給下一步改善水平井開(kāi)發(fā)效果，水平井部署、吞吐效果分析及調(diào)整措施的提出提供更加準(zhǔn)確的依據(jù)，需要分析單井控制儲(chǔ)量、油層厚度、油層發(fā)育的連續(xù)性、原油黏度、水平井縱向位置、水平段長(zhǎng)度等因素對(duì)水平井開(kāi)發(fā)效果的影響，分析影響水平井開(kāi)發(fā)效果的主控因素。目前國(guó)內(nèi)學(xué)者針對(duì)具體油藏條件，對(duì)其研究方法各異，各有側(cè)重，均凸顯出各自特色，但也存在一定局限性[1～8]。

1 水平井開(kāi)發(fā)效果及存在問(wèn)題

1）水平井蒸汽吞吐效果不理想，雖然初期產(chǎn)量較高，但受諸多因素影響，產(chǎn)量遞減快，采油速度較低，采出程度偏低。XA＋B區(qū)水平井隨生產(chǎn)輪次的增加，周期生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng)，但周期產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、油汽比卻逐漸降低，含水率升高，生產(chǎn)效益降低。周期平均產(chǎn)量遞減率達(dá)41%，日產(chǎn)油遞減率達(dá)34%。

2）動(dòng)用狀況差異大，采油時(shí)率較低。淺層超稠油油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重，在注蒸汽過(guò)程中水平段上的壓降存在差異，導(dǎo)致水平段吸汽不均勻，油藏動(dòng)用程度受到影響，產(chǎn)能優(yōu)勢(shì)受到限制。

截止到2013年6月，區(qū)塊因油稠、低產(chǎn)、低能、高含水等嚴(yán)重影響生產(chǎn)的問(wèn)題水平井多達(dá)30口，占水平井總數(shù)的54.5%，水平井的平均時(shí)率一直保持在60%左右，開(kāi)井的36口井的平均時(shí)率只有80%左右。

2 影響因素分析

2.1 單井控制儲(chǔ)量影響

水平井單井控制儲(chǔ)量越大，吞吐累計(jì)產(chǎn)油量、油汽比越高，吞吐初期油井動(dòng)用范圍小，單井控制儲(chǔ)量對(duì)初周期產(chǎn)量影響不大，隨著吞吐周期增加，單井控制儲(chǔ)量的大小影響水平井的供油能力，單井控制儲(chǔ)量與產(chǎn)油量關(guān)系越來(lái)越明顯。單井控制儲(chǔ)量越大，蒸汽加熱油層接觸面積大，蒸汽有效利用率高，油汽比高。

2.2 油層厚度影響

水平井油層厚度越大，吞吐累計(jì)產(chǎn)油量、油汽比越高。超稠油第1周期蒸汽吞吐主要開(kāi)發(fā)機(jī)理為加熱、降黏解堵，油層厚度在5m以下，蒸汽很快超覆到頂，然后平面波及，初期效果較好，但物質(zhì)基礎(chǔ)不足，累計(jì)產(chǎn)量不高，油層越厚，蒸汽吞吐生產(chǎn)時(shí)間越長(zhǎng)，蒸汽波及范圍越大，蒸汽吞吐效果越好。

2.3 油層發(fā)育的連續(xù)性

水平井軌跡所鉆遇的油層是否連續(xù)、中間是否存在夾層是影響側(cè)鉆水平井效果的重要因素，油層連續(xù)性好的水平井效果好，反之效果很差[9]。從表1看出，XB01H井實(shí)鉆軌跡顯示，水平段油層鉆遇率高，油層發(fā)育連續(xù)；相比之下，XB46H井水平段鉆遇泥巖夾層，油層發(fā)育差。2口井生產(chǎn)效果差異較大，從累計(jì)產(chǎn)油量、油汽比等主要指標(biāo)對(duì)比，XB46H井累計(jì)產(chǎn)油量低、油汽比低。

表1 XA＋B區(qū)水平井累計(jì)生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

2.4 原油黏度影響

原油黏度低于2000mPa·s時(shí)，黏度對(duì)累計(jì)產(chǎn)油量的影響規(guī)律不明顯；黏度大于2000mPa·s，黏度越大，達(dá)到流動(dòng)溫度需要的熱量越高，相同注汽量條件下，累計(jì)產(chǎn)油量低，油汽比低。

由于沉積環(huán)境影響，XA區(qū)儲(chǔ)層物性較好，孔隙度、滲透率相比XB區(qū)要高，但原油黏度為XB區(qū)的2倍，受此影響，XA區(qū)水平井平均單井累計(jì)產(chǎn)油量、油汽比等主要指標(biāo)比XB區(qū)要低，開(kāi)發(fā)效果較差。

2.5 水平井方位影響

水平井軌跡與小層沉積微相有著密切的關(guān)系，水平井軌跡位于主河道和次河道相帶時(shí)開(kāi)發(fā)效果相對(duì)較好，位于河漫灘微相的水平井效果較差。XB區(qū)水平井軌跡與河道物源方向大致平行，XA區(qū)水平井軌跡則與之呈較大角度，這也是造成XB區(qū)較XA區(qū)水平井開(kāi)發(fā)效果好的原因之一。XB區(qū)小層和小層的水平井較小層開(kāi)發(fā)效果好，也與其水平井軌跡與物源方向的匹配關(guān)系有關(guān)。

2.6 水平井縱向分布影響

對(duì)于超稠油蒸汽吞吐來(lái)說(shuō)，蒸汽的超覆作用是開(kāi)采原油的重要因素，顯然將水平井布置在油層底部比較容易提高原油采收率，但是考慮到向底部巖層的熱損失和鉆井風(fēng)險(xiǎn)，將水平井設(shè)計(jì)在距油層底部1～2m左右的位置較好。

2.7 不同層位影響

縱向不同層位物性差異較大，各小層孔隙度和滲透率與沉積相帶密切相關(guān)，即河道砂體分布區(qū)域孔隙度、滲透率高于心灘和漫灘，縱向上也有較大差異，原油黏度以小層最高。由于縱向?qū)娱g差異大，小層開(kāi)發(fā)效果最好，小層較差（表2）。

表2 XA＋B區(qū)小層參數(shù)對(duì)比表層位油層

2.8 水平段長(zhǎng)度影響

統(tǒng)計(jì)分析認(rèn)為，水平段長(zhǎng)度不是影響開(kāi)發(fā)效果的主要因素。XA＋B區(qū)水平段長(zhǎng)度對(duì)水平井生產(chǎn)效果的影響規(guī)律不明顯，主要因?yàn)閮?chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，導(dǎo)致水平段有效動(dòng)用程度低，而且水平段長(zhǎng)度差異較小，對(duì)主要開(kāi)發(fā)指標(biāo)影響較小。

2.9 隔夾層的影響

通過(guò)數(shù)值模擬方法，研究了隔夾層發(fā)育程度對(duì)水平井蒸汽吞吐效果影響，從模擬結(jié)果看，水平井軌跡所鉆遇的油層是否連續(xù)、隔夾層發(fā)育程度是影響水平井整體吞吐效果的重要因素，油層連續(xù)性越差，隔夾層越連續(xù)，蒸汽對(duì)油層加熱范圍越小，水平井動(dòng)用效果越差 （圖1）。

數(shù)值模擬結(jié)果顯示，沒(méi)有隔夾層情況下，蒸汽直接向上超覆，可以動(dòng)用上部油層；隔夾層發(fā)育不連續(xù)，部分遮擋水平段，蒸汽可以繞過(guò)隔夾層向上超覆，動(dòng)用部分水平段上部油層；當(dāng)隔夾層發(fā)育連續(xù)，整體遮擋水平段，水平段上部油層難以動(dòng)用。

圖1 隔夾層對(duì)油層動(dòng)用的影響模擬圖

2.10 工程因素

XA＋B區(qū)齊古組油藏汽竄、出砂、地裂和套壞矛盾凸顯，嚴(yán)重影響了水平井蒸汽吞吐效果。為了改善其效果，2006年以來(lái)，陸續(xù)開(kāi)展了降黏、注氮?dú)獾仍霎a(chǎn)措施[10]，累計(jì)增油2920.7t，總體看取得一定效果 （表3）。

3 單井開(kāi)發(fā)效果主控因素分析

以靜態(tài)資料為基礎(chǔ)、以動(dòng)態(tài)分析為核心，以數(shù)值模擬和油藏工程方法為手段，客觀(guān)認(rèn)識(shí)水平井開(kāi)發(fā)效果，剖析水平井開(kāi)發(fā)效果影響因素，多個(gè)不利因素錯(cuò)綜復(fù)雜、低效井分布具有明顯的區(qū)域特征，按照區(qū)域歸類(lèi)，逐井剖析、對(duì)比，落實(shí)單井存在的主要問(wèn)題。通過(guò)綜合分析，將累計(jì)油汽比較低的26口井劃為不正常井，比例占80%，其余8口水平井生產(chǎn)正常，主要分布在黏度較低區(qū)域 （圖2）。

表3 歷年調(diào)整措施效果統(tǒng)計(jì)表

3.1 XB西高黏度區(qū)——原油黏度是制約水平井開(kāi)發(fā)效果的主控因素

從表4看出，XB西高黏度區(qū)，共有10口水平井，平均油層厚度4.5m，平均孔隙度29%，滲透率1235.8mD，平均含油飽和度68%，50℃原油黏度平均為50682mPa·s。區(qū)域內(nèi)，受高黏度因素制約水平井比例達(dá)56.2%，油層發(fā)育差制約水平井比例為31.25%，直井汽竄因素制約水平井比例為12.5%。通過(guò)對(duì)比，區(qū)域性高黏度因素導(dǎo)致蒸汽對(duì)油層加熱效率低，水平井普遍產(chǎn)能低，實(shí)際單井累計(jì)產(chǎn)油僅達(dá)到累計(jì)產(chǎn)油能力的25.4%。

圖2 XA＋B區(qū)水平井影響因素統(tǒng)計(jì)圖

表4 XB西高黏度區(qū)水平井生產(chǎn)情況對(duì)比表

對(duì)于高黏度區(qū)域，如何提高蒸汽加熱效率，進(jìn)而提高油層動(dòng)用程度，是改善該類(lèi)水平井開(kāi)發(fā)效果的關(guān)鍵所在。

3.2 XB南低黏度區(qū)——直井汽竄影響是導(dǎo)致部分水平井含水率高的主控因素

XB南低黏度區(qū)，共有15口水平井，50℃原油黏度平均為1656.4mPa·s，黏度低，水平井生產(chǎn)時(shí)間為XB西高黏度區(qū)的1.8倍，平均單井累計(jì)產(chǎn)油量為XB西高黏度區(qū)的4.1倍。整體上生產(chǎn)正常，直井汽竄導(dǎo)致部分水平井含水率高，受直井汽竄因素制約水平井比例達(dá)45.45%，工程因素制約水平井比例為27.27%，油層發(fā)育差制約水平井比例為27.27%。

3.3 XB北區(qū)——油層發(fā)育連續(xù)性差和工程原因是影響開(kāi)發(fā)效果的主控因素

XB北區(qū)，共有17口水平井，50℃原油黏度平均為7318mPa·s，部分水平井目的層油層連續(xù)性差，產(chǎn)能低；另一部分受汽竄、出砂影響，生產(chǎn)時(shí)率低，產(chǎn)量低。受工程原因和油層發(fā)育差因素制約水平井比例均為50%。

3.4 XA區(qū)——工程因素是制約水平井開(kāi)發(fā)效果的主控因素

XA區(qū)共有7口水平井，平均油層厚度7.2m，平均孔隙度32%，滲透率1581.5mD，平均含油飽和度75%，50℃原油黏度平均為38790mPa·s。受工程因素影響，實(shí)際累計(jì)產(chǎn)油量?jī)H為預(yù)測(cè)產(chǎn)量的15.4%。整體上，工程因素影響4口水平井的開(kāi)發(fā)效果。

3.5 部分井受地面工程原因影響關(guān)井，導(dǎo)致目前開(kāi)井率低

受地裂無(wú)法注汽和水渠隱患影響，14口水平井無(wú)法正常生產(chǎn)，影響累計(jì)產(chǎn)油量4.66×104t，平均單井產(chǎn)量損失59.3%。

4 結(jié)論

1）XA＋B區(qū)水平井初期產(chǎn)油量高，遞減速度快，周期累計(jì)產(chǎn)油量、日產(chǎn)油量、油汽比逐漸降低。

2）研究了單井控制儲(chǔ)量、油層厚度、油層發(fā)育的連續(xù)性、原油黏度、水平井縱向位置、水平段長(zhǎng)度等因素對(duì)水平井開(kāi)發(fā)效果的影響規(guī)律，水平井開(kāi)發(fā)效果主要受單井控制儲(chǔ)量、原油黏度和油層發(fā)育、隔夾層影響，單井控制儲(chǔ)量越高、原油黏度越低、油層越發(fā)育和隔夾層范圍越小，開(kāi)發(fā)效果越好。

3）區(qū)塊不正常井?dāng)?shù)占80%以上，原油黏度高、油層鉆遇率低、直井汽竄及出砂、地裂等工程因素是制約水平井單井蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)效果的主控因素，因此，建議通過(guò)制定相應(yīng)的調(diào)整措施，以實(shí)現(xiàn)改善開(kāi)發(fā)效果、提高最終采收率的目標(biāo)。

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