1 地质简况
新滩油田垦东192块位于黄河入海口处的滩涂地带。构造位置上位于垦东潜山披覆构造带中部的垦东19鼻状构造带高部位。馆上段是主要储集层, 属于曲流河沉积, 储层横向变化大。含油砂体主要为中细粒岩屑长石砂岩, 胶结疏松, 粒度中值0.30mm, 泥质含量0.73%, 分选系数1.21。平均孔隙度44.6%, 渗透率4255×10-3μm2, 碳酸岩含量3.1%。敏感性试验结果分析, 馆陶组储层表现为非速敏、中等偏强水敏、非盐敏、无酸敏, 弱碱敏。原油性质较差, 地面原油密度为0.9747g/cm3, 粘度为3769mPa·s。含硫0.035%, 凝固点-1℃。地层水资料分析, 总矿化度为15944mg/L, 氯离子含量9237mg/L, 水型为氯化钙型。该块属于常温、常压普通稠油油藏。计算的含油面积0.78km2, 石油地质储量53.6×104t。
2 开发设计研究
2.1 热采可行性
从常规试采效果看, 原油较稠, 生产效果不好。垦东191井常规试油日油能力3.1t, 试采日油能力为0.2t, 最后不出关井。注蒸汽试采后, 日油能力达到7.6t/d, 累油7707.5t, 热采取得较好的开采效果。根据调研, 胜利油田草20块等区块原油粘度范围在2000～35000mPa.s之间, 都采用蒸汽吞吐开采方式。垦东192井区原油粘度在2400～4000mPa.s左右, 类比垦东192井区采用蒸汽吞吐热采开发方式。
2.2 开发方式优化
利用剖面模型, 分别计算了天然能量、注水及蒸汽吞吐三种开发方式的效果。从数模计算结果看, 天然能量开发采出程度为2%, 注水开发为5.4%, 而蒸汽吞吐开发为11.05%, 因此垦东192井区适合蒸汽吞吐。
2.3 吞吐井距优化
利用单井模型, 针对141m、200m、250m、300m四种吞吐井距进行了优化。根据数模分析, 随着吞吐井距的增大, 单井采油量上升, 油汽比上升, 采油速度下降;当井距达到200m时, 单井即可获得较高的油汽比, 单井累油也能达到经济极限累产, 考虑垦东192井区属于河流相沉积, 砂体变化快, 井距选择200m左右。利用垦东192井区的储层物性参数, 根据稠油非牛顿流体渗流规律公式计算, 常规极限泄油半径为18m～34m之间, 数模计算该块吞吐加热半径在50米左右, 则吞吐极限泄油半径在68m～84m之间。
Rh=0.6 83 9×ΔP× (k/μo) 1.1 91 5
ΔP为生产压差, MPa;K/μo为流度, 10-3um-2/mPa·s;Rh为极限泄油半径, m。根据数模结果及油藏工程计算, 综合考虑, 确定吞吐井距在150m～200m左右。
2.4 注汽强度优化
用单井概念模型, 优化了60t/m、100t/m、140t/m、180t/m四种不同的注汽强度。从计算结果来看, 随着注汽强度的增加, 生产周期数从7个减少到6个, 时间也随着减少, 单井累计采油量却增加, 但采油量增加幅度较小, 从6367t增加到7613t, 而油汽比下降较快, 从2.53降到1.17。通过增油增注比指标认为, 当注汽强度超过140t/m后, 增油增注比都低于0.3, 即增加的采油量已无经济效益。因此最佳的注汽强度应为140t/m左右。
2.5 焖井时间优化
优化的注汽量条件下, 分别对焖井天数3d、4d、5d进行了优化, 从结果看, 焖井天数对生产效果的影响并不太敏感, 因此从缩短停产时间出发, 确定焖井时间为4d左右。
2.6 采液量优化
根据本块油藏的特点, 数模共优化了25t/d、30t/d、35t/d三种采液量。从计算结果看, 随着采液量的增加, 累产油量增加, 但采液量的变化对开发效果影响不大。
2.7 有效厚度敏感性分析
垦东192井区油层厚度较薄, 为了选择合理的布井厚度, 利用数值模拟对厚度做了敏感性分析, 设计并计算了4m、5m、6m三种有效厚度方案。分析不同方案的结果, 随着有效厚度的增加, 单井累产增加, 只有当油层厚度大于5m时, 单井累油才能达到经济极限累产, 所以方案布井厚度应大于5m。
2.8 水平井开发可行性研究
2.8.1 水平井开发可行性分析
垦东192块主力油层单一, 只有Ng65层, 考虑部署水平井开发。一个油藏适合用水平井开发应满足以下条件: (1) 油藏埋深>500m; (2) 油 (气) 层厚度≥2m; (3) βho﹤100。本块埋藏较浅1100m, 大部分区域的油层厚度在2m～5m, βho值在19左右, 所以垦东192块适合水平井开发。
2.8.2 水平井水平段长度优化
利用数值模拟对水平井段150m、200m、250m进行了优化, 根据数值模拟结果, 随着水平井段加长, 周期注汽量增加, 但生产周期减少, 从累油结果看, 当水平井段由150m增加到200m时, 累油增加, 而当水平井段由200m增加到250m时, 由于生产周期的减少, 也导致累油减少。在研究成果的基础上, 兼顾整体确定水平井段取值150m～200m。
2.9 开发部署
储量全部动用, 含油面积0.78km2, 地质储量53.6×104t, 采用定向井+水平井联合开发, 总井数7口 (直井1口, 定向井3口, 水平井3口) , 其中利用老井2口, 新钻井5口 (定向井2口, 水平井3口) 。设计单井日油能力10t, 年产油能力1.67×104t, 平均采油速度3.12%。
3 实施结果
设计新井全部完钻投产, 采取蒸汽吞吐开采方式, 实施后单元日产油能力62吨, 平均单井日产油能力10.25吨, 综合含水32.1%, 年产油能力1.39万吨, 与方案设计比较, 日产油能力和综合含水均达到设计指标, 取得了较好的开发效果。但是由于垦东192块地处滩海地带, 天气等自然因素影响较大, 因此开井时率影响较大。
4 结语
(1) 滩海地区油藏开发宜采用定向井开发, 利于地面管理和环境保护, 减少自然灾害影响。 (2) 利用数模技术及油藏工程分析技术, 对开发方式、注采参数等进行了优化, 建立了一套蒸汽吞吐研究的方法。 (3) 利用水平井开发可有效减缓边底水影响, 提高单井产量, 提高区块的开发效益。
摘要：本文应用油藏工程分析方法, 结合数值模拟手段, 对新滩油田垦东192稠油区块的开发方式、开发井网、井距、注采参数、水平井适用性、水平井井段等进行了优化, 形成了滩海地区稠油开发的独特技术, 取得了较好的开发效果。对于地面条件差、有效厚度小、具有较强边底水的普通稠油油藏开发具有一定的借鉴作用。
关键词：滩海地区,稠油油藏,蒸汽吞吐,定向井,水平井
参考文献
[1] 周英杰.胜利油区水驱普通稠油油藏注蒸汽提高采收率研究与实践[J].石油勘探与开发, 2006, 33 (4) .
[2] 郭耿生.薄层超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发研究[J].内江科技, 2009, 30 (3) .