劉如杰

(中油遼河油田公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109)

杜212塊位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，開發(fā)目的層為興隆臺(tái)油層，含油面積為4.9 km2，探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量1 899×104t，為具有底水的層狀超稠油油藏。構(gòu)造為1個(gè)北西向南東傾斜的單斜構(gòu)造，地層傾角為3°～5°，埋藏深度為600～910 m，油層平均有效厚度為23.3 m，平均凈總比為0.41。儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度為38.9%，平均滲透率為3 760 mD， 50 ℃平均原油黏度為75 500～217 500 mPa·s。

經(jīng)過10年開發(fā)，該區(qū)目前共有水平井23口，年產(chǎn)油5×104t，累產(chǎn)油28.46×104t。開發(fā)中水平井動(dòng)用不均、汽竄、套損等問題突出，導(dǎo)致水平井產(chǎn)能差異加大。結(jié)合現(xiàn)場水平井生產(chǎn)特征，分析油井產(chǎn)能變化規(guī)律，并對影響產(chǎn)能的地質(zhì)參數(shù)、注汽參數(shù)、工程參數(shù)進(jìn)行分析，研究發(fā)現(xiàn)油層非均質(zhì)性、目的層厚度及原油物性等油層參數(shù)對周期間產(chǎn)能影響較大，注汽強(qiáng)度、注汽速度及注汽干度等注汽參數(shù)對周期內(nèi)產(chǎn)能影響較大，完井方式、套管質(zhì)量及采液強(qiáng)度等工程參數(shù)對水平井維持產(chǎn)能至關(guān)重要。并通過優(yōu)化水平井部署、細(xì)化水平井注汽參數(shù)設(shè)計(jì)、強(qiáng)化工程參數(shù)設(shè)計(jì)與監(jiān)督，保證水平井開發(fā)效果。

1 產(chǎn)能變化規(guī)律

1.1 周期內(nèi)油井生產(chǎn)特征

杜212興隆臺(tái)水平井周期內(nèi)產(chǎn)能變化分為產(chǎn)量上升期、產(chǎn)量高峰階段、產(chǎn)量遞減階段。

上升期為放噴期及下泵初期(俗稱排水期)，采出液為近井地帶蒸汽冷凝水，井口含水由100%降低到70%，最高日產(chǎn)油為10 t/d。低、中、高周期持續(xù)時(shí)間分別為4 d、13 d、20 d，平均日產(chǎn)分別為5.5 t/d、4.8 t/d、4.2 t/d，階段累產(chǎn)分別為44 t、62 t、130 t。

高峰期為周期內(nèi)生產(chǎn)中期，為油井產(chǎn)能黃金期，含油由70%降至30%，日產(chǎn)油較高。低、中、高周期穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間分別為13 d、32 d、60 d，最高產(chǎn)能分別為28 t/d、24 t/d、16 t/d，平均日產(chǎn)分別為18.6 t/d、18.3 t/d、12.2 t/d，階段累產(chǎn)分別為410 t、750 t、870 t。

遞減期為周期內(nèi)生產(chǎn)后期，地層溫度降低，采出液降低，含水由30%升高到60%，日產(chǎn)穩(wěn)定在5 t/d左右。低、中、高周期持續(xù)時(shí)間分別為30 d、61 d、90 d，最高日產(chǎn)分別為12 t/d、9 t/d、8 t/d，階段累產(chǎn)分別為77 t、345 t、337 t。(表1)

表1 水平井周期內(nèi)參數(shù)變化數(shù)據(jù)Table 1 Data for variation in cycle parameters in horizontal wells

1.2 周期間油井生產(chǎn)特征

杜212興隆臺(tái)水平井周期間產(chǎn)能變化分為低周期(1～3周)、中周期(4～10周)、高周期(11周期后)3段。低周期段各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)直線上升；中周期段除回采水率外，其他開發(fā)指標(biāo)先升后降；高周期階段各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)呈緩慢下降。各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)具體數(shù)據(jù)見表2。

表2 水平井周期間指標(biāo)變化Table 2 Index change table for horizontal well period

1.3 產(chǎn)能變化規(guī)律

圖1 水平井周期內(nèi)日產(chǎn)油變化曲線Fig.1 Variation curves of daily oil production of horizontal well

周期內(nèi)產(chǎn)能變化規(guī)律(圖1)：①低、中、高周期油井周期內(nèi)產(chǎn)能變化均經(jīng)歷產(chǎn)能上升期(A段)、高峰期(B段)、遞減期(C段)，曲線形態(tài)呈不規(guī)則“拋物線”狀；②低、中、高周期A段斜率依次變小，主要是排水期逐漸延長，分別為4 d、13 d、20 d；③低、中、高周期B段位移逐次后移，生產(chǎn)時(shí)間逐漸增加(13 d升至32 d升至60 d)，最高產(chǎn)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，生產(chǎn)時(shí)間逐漸增加(30 d升至61 d升至90 d)，日產(chǎn)能力相似(5 t/d左右)。

周期間產(chǎn)能變化規(guī)律(圖2)：①周期間產(chǎn)能變化曲線形態(tài)似“拋物線”狀；②從產(chǎn)能對比看，中周期平均產(chǎn)能最高，為1 599 t；高周期平均產(chǎn)能居中，為1 230 t(截至15周期)；低周期平均產(chǎn)能最低，為559 t。

圖2 水平井周期間產(chǎn)油變化曲線Fig.2 Variation curve of oil production of horizontal well

綜上，杜212水平井產(chǎn)能總體變化形態(tài)呈“拋物線”型，排水期短、高峰期持續(xù)時(shí)間長、遞減期日產(chǎn)高的油井產(chǎn)能高。

2 產(chǎn)能影響因素分析

超稠油水平井產(chǎn)能規(guī)律分析采取灰色關(guān)聯(lián)分析的方法，對各種影響開發(fā)效果的參數(shù)重要性進(jìn)行排序，確定地質(zhì)參數(shù)、注汽參數(shù)、工程參數(shù)等的主要影響參數(shù)[3]。

2.1 地質(zhì)參數(shù)

2.1.1 非均質(zhì)性

主要用油藏滲透率、儲(chǔ)層厚度及孔隙度分布進(jìn)行油藏非均質(zhì)程度評(píng)價(jià)[4]。杜212興隆臺(tái)水平井為中—強(qiáng)非均質(zhì)性，非均質(zhì)性強(qiáng)，水平段吸汽不均，造成動(dòng)用不均，影響油井產(chǎn)能。統(tǒng)計(jì)區(qū)塊20口水平井效果發(fā)現(xiàn)，動(dòng)用程度越差，油井產(chǎn)能越低，區(qū)塊北部4口井動(dòng)用差比例為36.17%，周期產(chǎn)能為1 520 t；中部12口井動(dòng)用差比例為11.17%，周期產(chǎn)能為1 927 t；南部4口井動(dòng)用差比例為54.79%，周期產(chǎn)能僅為986 t(表3)。

表3 區(qū)塊北、中、南部動(dòng)用程度與周期產(chǎn)油關(guān)系Table 3 Relationship between utilization degree and periodic oil production in the north, middle and south parts of the block

2.1.2 目的層厚度

利用勢函數(shù)的鏡像疊加原理，水平井產(chǎn)量受油層厚度、滲透率差異和邊油水界面的影響[5]。統(tǒng)計(jì)區(qū)塊水平井目的層厚度在4.2～25.0 m之間，通過分析水平井目的層厚度與日產(chǎn)能力、周期累產(chǎn)的關(guān)系圖版發(fā)現(xiàn)，日產(chǎn)能力隨目的層厚度增加而上升，最優(yōu)目的層厚度在15 m左右時(shí)油井日產(chǎn)能力達(dá)到11 t/d，目的層厚度低于6 m時(shí)油井日產(chǎn)能力僅為6 t/d；水平井累計(jì)產(chǎn)能與目的層厚度呈正比，9周期末目的層厚度≤5 m、5～10 m、10～15 m、≥15 m水平井累計(jì)產(chǎn)能分別為6 000 t、10 000 t、11 500 t、22 000 t(圖3)。

圖3 水平井日產(chǎn)能力、累產(chǎn)油與目的層厚度關(guān)系Fig.3 Relationship of horizontal well daily production capacity, cumulative oil production and target bed thickness

以杜212-興H214、218井為例(表4)，興H214井目的層厚度為13.1 m，興H218井目的層厚度僅為4.6 m，統(tǒng)計(jì)這兩口井的1～7周期產(chǎn)油情況，興H214井累產(chǎn)1.05×104t，平均周期產(chǎn)油1 504 t；而興H218井累產(chǎn)0.45×104t，平均周期產(chǎn)油650 t，說明目的層厚度越厚，油井產(chǎn)能越高。

表4 杜212-興H214與杜212-興H218生產(chǎn)效果統(tǒng)計(jì)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]?，F(xiàn)場實(shí)踐證明，原油黏度高，蒸汽擴(kuò)散能力差，僅能在井底周圍聚集，造成憋壓，導(dǎo)致注汽壓力高、蒸汽干度低，影響吞吐效果。杜212興隆臺(tái)水平井北、中、南部地面50 ℃脫氣原油黏度存在差異，其中中部油井黏度最低，為98 782 mPa·s；平均單井產(chǎn)油最高，為1 927 t。北部油井次之，黏度為123 657 mPa·s，平均單井產(chǎn)油為1 520 t。南部油井黏度最高，為163 897 mPa·s；平均單井產(chǎn)油最低，僅為986 t(圖4)。

2.2 注汽參數(shù)

2.2.1 注汽強(qiáng)度

注汽強(qiáng)度是影響超稠油水平井開發(fā)效果的一個(gè)重要因素，強(qiáng)度設(shè)計(jì)要綜合考慮地層發(fā)育、油層動(dòng)用、注汽壓力等參數(shù)，注汽強(qiáng)度值有最佳范圍。強(qiáng)度低，周期累產(chǎn)油低；強(qiáng)度高，加熱范圍增加，但太高會(huì)將稠油推向遠(yuǎn)離井筒的位置，影響開發(fā)效果[7]。杜212-興H221井位于區(qū)塊南部，目的層縱向厚度為4.3 m，原油黏度 17.6×104mPa·s，前2周期注汽強(qiáng)度為12 t/m，注汽壓力最高為16.7 MPa，周期產(chǎn)油量不足200 t。從3周期開始，逐步降低注汽強(qiáng)度，由前2周期平均12 t/m降低到8 t/m，注汽壓力由2周期的16.7 MPa降低到15.4 MPa，周期產(chǎn)油由152 t上升到283 t，第6周期注汽強(qiáng)度降低到6 t/m，注汽壓力為14.2 MPa，周期產(chǎn)油達(dá)到899 t，油汽比為0.45，生產(chǎn)效果逐步改善。(表5)

圖4 杜212興隆臺(tái)水平井不同區(qū)域原油黏度變化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

現(xiàn)場受鍋爐注汽能力限制，注汽速度范圍較為固定(小鍋爐注汽速度介于5.5～8.0 t/h，大鍋爐注汽速度介于1.03～18.0 t/h)。油井吸汽剖面測試結(jié)果顯示，當(dāng)注汽排量為5.0～7.5 t/h時(shí)，鍋爐出口干度為73.9%，井底干度為40.5%，井筒每百米干度損失2.5%；當(dāng)注汽排量增加到9.0～14.0 t/h時(shí)，鍋爐出口干度為73.0%，井底干度為42.4%，井筒百米干度損失1.9%；當(dāng)注汽排量提高到15.0～18.0 t/h時(shí)，鍋爐出口干度為73.1%，井底干度為55.4%，每百米干度損失1.3%。綜上，隨著注汽速度增高，熱損失越小，井底蒸汽干度值越高。(表6)

表5 杜212-興H221不同注汽強(qiáng)度效果統(tǒng)計(jì)Table 5 Effect statistics of different steam injection strength in Du 212- Xing H221

杜212-興H216井10周期采用小爐子注汽，注汽速度為6.67 t/h，注汽壓力僅為9.6 MPa，生產(chǎn)天數(shù)為132 d，周期產(chǎn)油為1 036 t，油汽比為0.45；第11周期采用大爐子注汽，注汽速度為15.04 t/h，注汽壓力達(dá)到12.6 MPa，生產(chǎn)天數(shù)為253 d，周期產(chǎn)油為2 016 t，油汽比為0.73，產(chǎn)能得到明顯提升。(表7)

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

表7 杜212-興H216不同注汽速度效果統(tǒng)計(jì)表Table 7 Statistics of different steam injection speed of Du 212-Xing H216

2.2.3 燜井時(shí)間

注汽后燜井是蒸汽與油藏中孔隙介質(zhì)充分熱交換的過程，使蒸汽所攜帶的熱量有效傳遞給油藏。燜井時(shí)間的長短直接影響水平井的開發(fā)效果，燜井時(shí)間過短，注入蒸汽擴(kuò)散能力差，僅集中在井底附近，放噴時(shí)井底壓降增大，易使凝析水閃蒸汽化，降低油層熱利用率；燜井時(shí)間過長，向頂、蓋層交換時(shí)間長，熱損失增大，減少生產(chǎn)時(shí)間?，F(xiàn)場確定合理燜井時(shí)間主要依據(jù)燜井壓降變化確定，即熱傳導(dǎo)趨于穩(wěn)定，油藏壓力穩(wěn)定，溫度變化平穩(wěn)時(shí)間[8]。

圖5 杜212-興H222井燜井壓力與燜井時(shí)間關(guān)系曲線Fig.5 Relation curve of soaking pressure and soaking time of Du 212- Xing H222 wells

由杜212-興H222井3周期燜井壓降關(guān)系曲線(圖5)可知，該井燜井壓降分為2段，在108 h內(nèi)壓降速度快，說明蒸汽迅速向地層傳導(dǎo)，加熱半徑增大；在108 h以后壓降速度逐漸變緩并趨于平穩(wěn)。所以杜212-興H222最合理的燜井時(shí)間為4.5 d。

2.3 工程參數(shù)

2.3.1 完井方式

超稠油水平井一般采用普通篩管及礫石充填篩管兩種完井方式，無論采用哪種方式和工藝完井都會(huì)增加表皮系數(shù)，降低水平井產(chǎn)能，但礫石充填完井對產(chǎn)能影響最小[9]。杜212興隆臺(tái)水平井受成本影響均采用篩管完井，現(xiàn)場實(shí)施中根據(jù)鉆井工藝不同，完井時(shí)有二開完井和三開完井(二開完井9口，三開完井14口)。從產(chǎn)能對比來看，三開完井水平井產(chǎn)能高于二開完井，主要是三開井套損率低(三開完井套損率為21.8%，二開完井套損率為47.3%)。杜212-興H230采用二開篩管完井，第3周期發(fā)現(xiàn)1 015 m套管變形，限制分段注汽、選配注等工藝措施實(shí)施，出汽口位置僅能放在套損位置以上，不利于油層均衡動(dòng)用，截止到6周期累產(chǎn)油僅3 321 t。杜212-興H225采用三開完井，周期生產(chǎn)13輪未發(fā)生套損，累產(chǎn)油4.3×104t。

2.3.2 套管鋼級(jí)

超稠油水平井地層膠結(jié)疏松，油井極易出砂，出砂后造成砂巖骨架塌陷，使套管周圍形成虧空，從而使該處的套管周圍因受力不均造成抗擠毀能力下降，套管的軸向壓力使虧空處套管發(fā)生彎曲變形，N80、TP100H抗擠毀強(qiáng)度分別為105.59 MPa、106.4 MPa，低于TP125TT、BG130TT的抗擠毀強(qiáng)度113.7 MPa。加之蒸汽吞吐頻繁，注蒸汽作業(yè)對套管的應(yīng)力產(chǎn)生極大影響，一般油層段平均蒸汽溫度在350 ℃左右，此時(shí)套管鋼材的屈服強(qiáng)度、抗內(nèi)壓強(qiáng)度、接頭強(qiáng)度都明顯降低，膨脹率增加，N80、TP100H三項(xiàng)參數(shù)均低于TP125TT、BG130TT(表8)。區(qū)塊水平井開發(fā)初期大斜度段采用強(qiáng)度較低的N80、TP100H套管完井，當(dāng)應(yīng)力發(fā)生變化、地層發(fā)生塑性形變時(shí)，易導(dǎo)致套損。2010年以來針對應(yīng)力集中套壞，采用提高套管強(qiáng)度設(shè)計(jì)增加壁厚，套管采用TP125TT或BG130TT管材。

表8 不同類型鋼級(jí)套管參數(shù)對比Table 8 Comparison of steel casing parameters of different types

2.3.3 采液強(qiáng)度

采液強(qiáng)度主要是控制放噴、下泵生產(chǎn)階段強(qiáng)度，要綜合地層出砂史、井況完好情況、油層動(dòng)用厚度設(shè)計(jì)合理采液強(qiáng)度，且要保證采液強(qiáng)度穩(wěn)定。如果采液強(qiáng)度不穩(wěn)定，則會(huì)引起生產(chǎn)壓差巨變，導(dǎo)致地層激動(dòng)出砂，進(jìn)而引發(fā)套損甚至倒井[10]。對杜212興隆臺(tái)出砂水平井采液量控制在30 t/d以內(nèi)，不出砂井最高采液量為50 t/d。

杜212-興H220為區(qū)塊南部出砂水平井，第3周期下泵初期產(chǎn)液量為28 t/d，第11天液量降低到22 t/d，現(xiàn)場上提沖次0.5次，液量上升到37 t/d，第13天取樣化驗(yàn)含砂0.01%；第14天下調(diào)沖次0.3次，液量為28 t/d，第22天油井砂卡，第24天檢泵沖砂出大砂礫，油井套壞倒井。該井主要是由于采液強(qiáng)度控制不平穩(wěn)，引發(fā)地層出砂，出砂后造成砂巖骨架塌陷，使套管周圍形成虧空，篩管無骨架支撐導(dǎo)致變形受損。

3 水平井治理對策

3.1 優(yōu)化水平井部署設(shè)計(jì)

杜212興隆臺(tái)水平井部署區(qū)域最優(yōu)目的層厚度在15 m左右，地面脫氣原油黏度低于100 000 mPa·s。2012年以來新部署10口水平井，目的層厚度平均為12.3 m，高于早期投產(chǎn)的6.2 m；原油黏度為96 487 mPa·s，低于投產(chǎn)早期的158 250 mPa·s。同時(shí)，為降低蒸汽超覆影響、確保目的層縱向均衡動(dòng)用，2012年以來投產(chǎn)水平井均設(shè)計(jì)為目的層下部，距離底部水層18.5 m。實(shí)施后新井平均周期產(chǎn)油為1 835 t，明顯高于早期投產(chǎn)水平井周期產(chǎn)油1 012 t。(表9)

表9 水平井優(yōu)化設(shè)計(jì)統(tǒng)計(jì)Table 9 Statistical table for optimal design of horizontal wells

3.2 優(yōu)化水平井注汽參數(shù)

為最大限度保證井底蒸汽干度，采取動(dòng)態(tài)調(diào)整注汽強(qiáng)度、注汽速度的方式，將區(qū)塊邊部低采注比6口油井的注汽強(qiáng)度由13.2 t/m下降到10.0 t/m，注汽速度由14.5 t/h下調(diào)至11.5 t/h，減少注入量與擴(kuò)散量之間的流量差，緩慢增加地層動(dòng)用，避免地層持續(xù)憋壓，實(shí)施后采注比由0.6上升到0.9。為實(shí)現(xiàn)蒸汽與地層充分熱交換，在燜井時(shí)間控制方面，在參照燜井壓降變化曲線的基礎(chǔ)上，低周期水平井燜井時(shí)間為6 d，減少由于壓力急降引發(fā)閃蒸的概率；中周期燜井3～5 d，此階段地層溫度壓力相對均衡，蒸汽擴(kuò)散速度快；高周期由于地層存水增加，蒸汽前緣擴(kuò)散慢，燜井時(shí)間延長至6～8 d，增加泄油半徑。

3.3 優(yōu)化水平井工程參數(shù)

針對套管損壞導(dǎo)致油井產(chǎn)能損失矛盾，采取優(yōu)化完井方式、增加套管鋼級(jí)、實(shí)施大修側(cè)鉆修復(fù)油井的方式提高水平井產(chǎn)能。在完井方式上，對興H206井實(shí)施礫石充填完井，實(shí)施后生產(chǎn)3周期，平均周期生產(chǎn)天數(shù)為305 d，平均周期產(chǎn)油為2 948 t，平均油汽比為0.93，生產(chǎn)指標(biāo)明顯高于鄰井。在鉆井工藝方式上，2012年之后完井11口水平井全部采用三開完井。在套管鋼級(jí)使用上，11口水平井全部應(yīng)用TP125TT或BG130TT管材，截至2017年底11口水平井中套管損壞2口，套損率僅18.2%。在大修側(cè)鉆復(fù)產(chǎn)上，2012年以來對篩管段套壞或套管段變形較小井實(shí)施大修6井次，增油4.3×104t；對大修未成二次套壞井實(shí)施側(cè)鉆1井次，增油1.32×104t。

針對采液強(qiáng)度控制不穩(wěn)定導(dǎo)致出砂影響產(chǎn)能的問題，綜合考慮油井的生產(chǎn)特點(diǎn)、供液能力、井況完好度、出砂史等制定單井采液量參照表，杜212-興H221井有出砂史且套管有變形，此井最高放噴液量為28 t/d，最高開抽液量為35 t/d。(表10)

表10 水平井采液強(qiáng)度控制依據(jù)Table 10 Control basis of water recovery in horizontal wells

4 結(jié)論

(1)杜212興隆臺(tái)水平井周期內(nèi)及周期間產(chǎn)能變化呈不規(guī)則“拋物線”，可通過縮短排水期、提高高峰期生產(chǎn)時(shí)間、提高遞減期日產(chǎn)油可提高周期內(nèi)產(chǎn)能，通過延長中周期吞吐輪次提高油井總產(chǎn)能。

(2)水平井產(chǎn)能的主要影響因素是油層參數(shù)、注汽參數(shù)、工程參數(shù)，其中目的層厚度、注汽干度、完井方式對油井產(chǎn)能的影響至關(guān)重要。

(3)水平井部署最優(yōu)目的層厚度為15 m左右，低周期注汽速度控制在9 t/h以內(nèi)，完井最好采用礫石充填篩管完井。