一种叠瓦状窄条带边水稠油油藏的开发方法

摘要

本发明涉及一种叠瓦状窄条带边水稠油油藏的开发方法，属于石油开采技术领域。本发明针对叠瓦状窄条带边水稠油油藏，利用已投产的开发井的数据和数值模拟结果进行分析，以油层在纵向上的动用程度、热能利用率和采收率作为指标确定水平段在油层中位置；然后根据油藏本身的情况确定水平段长度以及距离断层和边水的距离；最后利用数值模拟的方式，并结合已投产的水平井的注采参数确定待开发油层的注采参数。本发明充分考虑了叠瓦状窄条带边水稠油油藏的特点，采用水平井的开发方式，通过数值模拟和已投产的水平井开发效果确定水平井开发的方式，最大限度地提高了叠瓦状窄条带边水稠油油藏的动用程度、采收率。

说明书

技术领域

本发明涉及一种叠瓦状窄条带边水稠油油藏的开发方法，属于石油开采技术领域。

背景技术

稠油油田一般埋藏浅、在国内外分布有大量的浅层稠油资源，进入二十一世纪稠油开采新技术、新工艺有了很大的发展，常规热采技术得到进一步的配套、完善，稠油资源的利用率和采收率得到了较大幅度的提高。在国外，注蒸汽开发的稠油油藏油层厚度一般为10-40m，蒸汽驱油藏原油粘度基本上在10000mPa·s 以内，对于粘度超过10000mPa·s的天然沥青(国内称特超稠油)，一般只采用蒸汽吞吐开采方式。国外目前较为热门的稠油开采技术是水平井蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)，该技术对厚层超稠油油藏具有较好的适应性，矿场试验也取得了良好效果。而且随着技术进步，稠油开采的界限向放宽的趋势发展，诸如油层厚度降到20ft(6m)，原油粘度(地下条件)提高到15000mPa.s。

而在国内的稠油油田油藏埋深在90-1100m，绝大多数小于500m；油层单层厚度1-4m，层系组合厚度3-15m；油层温度下脱气原油粘度90-160000mPa·s；油层纯总厚度比0.5左右，油砂体面积一般为0.1-0.5km2。这些稠油油藏具有“浅、薄、稠、散、小”的特点，资源品位低，基本达不到国内外稠油注蒸汽开采标准。经过技术攻关，河南油田取得了这类低品位稠油油藏蒸汽吞吐技术上的成功，并取得了一定的经济效益。建立了适合本油田特点的注蒸汽开采筛选标准和开发程序，大大拓宽了稠油开采领域，成功将厚度在3m左右的稠油资源投入工业化开发。

1994年以来，河南油田稠油开发主要依托高周期蒸汽吞吐优化开采技术和加密井蒸汽吞吐开采技术，平均采收率从13.7％提高到22.3％，年吞吐油汽比达0.35-0.40，为国内外浅薄层稠油开发积累了丰富的经验。目前稠油未动用储量多为品位低、效益差的难采储量，如窄条带状边水稠油油藏，含油宽度窄、含油面积小、油层分布受断层控制明显，纵向上沿断层呈“屋脊状”分布，平面上呈“叠瓦状”展布，由于受到开采方式、工艺技术的限制，采用常规的直井注蒸汽吞吐开发存在两个问题：一是由于油层垂向叠加程度低，单井钻遇油层少，单井控制储量低，开发效益差；二是由于含油宽度窄，油井离油水边界近，注蒸汽过程中易造成蒸汽与边水窜通，造成边水指状侵入，波及系数低，采收率低。

发明内容

本发明的目的是提供一种叠瓦状窄条带边水稠油油藏的开发方法，以解决目前叠瓦状窄条带边水稠油油藏开发存在的采收率低、效果差的问题。

本发明为解决上述技术问题而提供一种叠瓦状窄条带边水稠油油藏的开发方法，该方法包括以下步骤：

1)以油层在纵向上的动用程度、注入热能利用率和采收率最高为目标确定水平井水平段在待开发油层中的位置；

2)根据待开发油层厚度，利用水平井长度和油层厚度之间的关系，确定出水平井水平段的长度；

3)基于已投产的水平井距离边水不同距离、距离断层不同距离时的开发效果确定水平井水平段距离断层、边水的距离；

4)通过数值模拟以及已投产的水平井的注采参数的开发效果确定待开发油层的注采参数；

5)根据确定水平井水平段在待开发油层中的位置、水平井水平段的长度、注采参数以及水平井水平段距离断层、边水的距离对开发油层进行开发。

本发明针对叠瓦状窄条带边水稠油油藏，利用已投产的开发井的数据和数值模拟结果进行分析，以油层在纵向上的动用程度、热能利用率和采收率作为指标确定水平段在油层中位置；然后根据油藏本身的情况确定水平段长度以及距离断层和边水的距离；最后利用数值模拟的方式，并结合已投产的水平井的注采参数确定待开发油层的注采参数。本发明充分考虑了叠瓦状窄条带边水稠油油藏的特点，采用水平井的开发方式，通过数值模拟和已投产的水平井开发效果确定水平井开发的方法，最大限度地提高了叠瓦状窄条带边水稠油油藏的动用程度、采收率。

进一步地，所述步骤4)中的注采参数包括采注比、注汽强度和排液速度。

进一步地，所述步骤4)在确定注采比时，通过数值模拟不同采注比下蒸汽吞吐开发效果，选取蒸汽吞吐开发效果好对应的采注比。

进一步地，选取的采注比为1.1-1.3。

进一步地，所确定的注汽强度为10-25，单位为t/m。

进一步地，所确定的排液速度为15-20，单位为t/d。

进一步地，所确定的水平段在待开发油层中的位置为油层的中、下部。

进一步地，所确定的水平井水平段的长度为70-100m。

进一步地，所确定的水平井水平段距离断层的距离为45m以上、距离边水的距离为15m以上。

附图说明

图1是本发明叠瓦状窄条带边水稠油油藏的开发方法的流程图；

图2是本发明实施例中某油藏第一年同层位水平井和直井开发效果对比图；

图3是本发明实施例中不同井型对边水影响示意图；

图4是本发明实施例中不同井型产量比较示意图；

图5是本发明实施例中水平井在垂向不同位置的开发效果对比示意图；

图6是本发明实施例中水平段长度对吞吐效果的影响示意图；

图7是本发明实施例中水平井产油量与射开长度的关系示意图；

图8是本发明实施例中水平井温度、压力分布与渗透率的关系示意图；

图9a是本发明实施例中水平井不同距边水距离下的生产效果散点图；

图9b是本发明实施例中水平井不同距断层距离下的生产效果散点图；

图10是本发明实施例中某油藏水平井周期开采曲线图；

图11是本发明实施例中采注比对蒸汽吞吐开发指标的影响示意图；

图12是本发明实施例中的水平井临界排液速度优化示意图；

图13是本发明实施例中的水平井理论注汽量计算原理图；

图14是本发明实施例中注汽量与采出程度的关系示意图；

图15是本发明实施例中水平井注气强度优化示意图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步地说明。

针对目前断块小、厚度薄、宽度窄的边水稠油油藏受技术及效益影响，导致动用程度相对较低的问题，本发明通过油藏精细描述，准确描述断层产状、油水边界位置，开展油藏工程研究，优化合理的开发方式、注采参数。采用水平井开发方式，最大限度地提高叠瓦状窄条带边水稠油油藏的动用程度、采收率及经济效益，该方法的实现流程如图1所示，具体包括以下步骤。

1.开展不同井型适应性研究

针对叠瓦状边水油藏的特点，本发明开展了不同井型适应性研究，包括有水平井、定向井和直井，如表1和图2所示，从中可以看出水平井的采油速度、采出程度都要远远高于定向井和直井；通过本发明还开展了不同井型对边水的影响，如图3所示，从中可以看出利用直井开发边水油藏，压降呈点式，在不同的泄压点出现边水指进造成可动用储量损失，从而影响采收率。而利用水平井开发，边水均匀推进，可提高储量波及系数，进而提高采收率。不同井型的产量构成如图4所示。

表1

由于叠瓦状边水油藏的断层倾角较缓造成油层纵向叠合程度低、含油宽度窄造成直井开发效益受限制，针对这种油藏地质特点以及不同井型的研究结果，本发明优选水平井井型，利用水平井来进一步抑制边水的突进，从而进一步提高该类油藏开发的采收率。

2.开展窄条带状边水稠油油藏水平井部署优化设计研究

水平井的开发效果与部署条件关系紧密，极限泄油体积决定单井产量及效益，其中影响泄油体积的因素主要有部署层位厚度、水平段泄油长度、距断层和边水距离、水平段在油层中的位置。本发明结合已投产水平井实际生产效果，对水平井的部署进行设计。

2-A：水平井在油藏中的最佳位置也就是油层在纵向上动用程度、注入热能利用率和采收率最高的位置：

在水平井段位置的选择上，除了考虑夹层、非均质程度以及沉积韵律之外，还应考虑到由于注入蒸汽的超覆作用而使水平段上部加热效果比下部好，稠油的重力泄油作用和向盖、底层的热损失等因素。数值模拟了油层厚度在5m时，水平段在油层不同位置时的开发效果，如图5所示。模拟表明，油层厚度在5m，水平段在距油层顶2/3处最合适，热损失最小，峰值产量及采收率最高。因此，为了保证较好的动用油层，本发明将水平段设计在油层中、下部位置，作为优选方式，将水平段部署在距油层顶2/3处。

2-B：根据热量利用率和油藏厚度确定水平井水平段长度：

稠油热采水平井段长度优化中，热量利用率是一个比较关键的问题。注蒸汽热采水平井存在着直、斜段井筒热损失和水平段吸热而造成的末端加热效果变差的影响。受油藏条件、注汽、采油工艺条件的限制，对于油层深度、厚度和原油粘度不同的油藏，水平段长度并非越长越好，而是存在一个最佳水平段长度。根据数值模拟、水平井实际生产效果和测温剖面分析，水平段投产长度在70-100m之间，水平井即能获得较好的开发效果，随着投产段长度的增加，水平井日产效果并未体现出明显的改善，优选稠油油藏水平段为70-100m。根据具体的厚度情况，建立了水平井长度与厚度优化图版，如图4所示。

数值模拟情况如图6所示，数模结果表明，200m与150m相比已经没有明显优势，因而热采水平井段最佳长度为150m。由于数值模拟过程中未能考虑实际生产过程中的工艺条件和具体的热损失情况。从已投产正常水平井实际效果分析，随着射孔段长度的增加，水平井阶段产油量有上升趋势，当长度达到 80米左右，产量就不再上升(如图7所示)；根据实际温度监测可以发现水平段长度大于80米后，温度出现拐点(如图8所示)。因此本发明中和数值模拟与生产实际，优选水平段长度在70-100米。

2-C：确定水平井水平段在油藏中的位置：

在窄条带状油藏中，要考虑水平井距离断层、边水的距离。距离断层过近，注蒸汽吞吐时，压力过大容易造成断层开启，影响注气效果；距离边水过近，容易造成边水指进或者舌进，影响采收率。因此，本发明利用已投产水平井的数据，通过对比分析，发现水平井距离边水距离大于等于45米，断层距离大于等于15米时，能够获得较好的开发效果，如图9a和图9b所示。为此，本发明在确定水平井水平段的位置时，将水平井水平段的位置设置在距离断层大于等于15米且距离边水大于等于45米处的位置。

3.确定水平井开发时的注采参数

窄条带状油藏中水平井开发时影响开发效果的主要注采参数包括采注比、注汽量和排液量。本发明通过数值模拟技术与生产动态资料综合优化不同注采参数条件下的开发效果，以此确定对应的注采参数。

3-A：确定采注比：

采注比过大，容易造成近井地带压力下降、地层亏空，对于边水油藏，可能形成降漏斗，造成边水快速推进；采注比过小，又容易造成地下积水，蒸汽较难波及油层，因此合理的采注比对水平井开发非常重要。

本实施例获取已开发井的生产动态资料，从中得到归一化后的水平井周期生产曲线，如图10所示，从中可以看出，第一周期效果较好，该周期单井日产油量9.3t，油气比1.07，含水41％，从第一周期到第二周期递减大，日产油量将至6.3t，油汽比降为0.46，含水上升至59％，分析递减大的主要原因是第一周期采注比过大(1.8)。为此，在同样的环境下通过调整第一周期采注比，发现后续周期生产效果稳定，通过比较发现，1-5周期采注比控制在1.1左右时，周期开发效果比较稳定。因此，根据上述分析，本发明将水平井前5周期的合理采注比调整到1.1-1.3，以确保蒸汽的加热效果以及对边水能量的利用。

为了进一步验证上述确定的采注比的合理性，本发明还通过数值模拟的方式模拟不同采注比下蒸汽吞吐的开发效果，结果如图11所示，模拟结果表明，当采注比在大于1.5时，由于生产压差大，边水推进速度加快，导致油井含水上升快，油井累积产量下降，开发效果差，需要将采注比定在1.5以下。因此通过生产以及数值模拟，本发明将水平井的采注比定为1.1-1.3。

3-B：确定排液速度：

高温快产是保障稠油生产的重要措施，为了减少回采过程中的热损失，排液量越大越好，但是为抑制边水突进、保持能量需要控制排液量不宜过大，因此需要确定合理的排液速度。

根据同层位已开发的三口水平井的实际开发效果进行分析，当最大排液量为13t/d、20t/d和27t/d时，含水40％以下累积产油分别为1656t、1672t和1412t，具体变化数值如表2所示，从中可以看出，最大排液速度控制在15-20t/d左右时最为合适，当含水上升后，为抑制边水突进，最大排液速度应该适当降低，当含水上升到40％以上时，需要将最大排液速度控制在15t/d。数值模拟结果如图12所示，水平井蒸汽吞吐的临界排液速度(最大排液速度)为20-25t/d。一般数值模拟考虑油藏相对均质，吸汽排液效果较好，作为初期试采的指导参数，但在实际生产过程中受储层非均质影响，造成实际效果相对数值模拟结果有所下降，因此综合两者结果进行了一个优化选值，本实施例给出是15-20t/d。

表2

3-C：确定周期注汽量：

注汽量主要根据蒸汽的波及体积进行优化，综合考虑水平段长度与目的层厚度。根据直井的开发经验，确定每单位体积(m3)注汽量，根据水平井的蒸汽波及体积计算合理注汽量，计算原理如图13所示。其中Qz为直井注汽量， Qp为水平井注汽量，K为注汽系数，L为水平段长度，r为波及半径＝50m。

射孔段可采储量采出程度是衡量一口水平井能否达到其自身采油量的一个指标，该值越高，说明水平井开发效果越好，为此将实际注汽量与理论注汽量的差值作为横坐标，射孔段可采储量采出程度作为纵坐标，得出二者之间的关系，如图14所示，通过交汇图发现，随着差值的增加，水平井射孔段采出程度呈现出明显的上升趋势，当理论注汽量和实际注汽量相当的时候，水平井的采出程度出现峰值，随着注汽量的持续增加，水平井采出程度不仅没有增加，反而还出现了一个下降趋势，这说明了理论注汽量的可靠性。因此，本发明根据实际和理论计算，将水平井的注气强度定为10-25(t/m)。

以水平井段长度为110米、油层厚度4米为基础，周期注汽量不变的情况下，模拟10、15、20、25、30t/m等5种不同注汽强度的前4个周期的蒸汽吞吐开发指标，如表3和图15所示，从中可以看出注汽强度为20-25t/m可以取得比较好的开发效果，油汽比和净产油量比较高。通过上述过程，本发明能够确定水平井的位置参数和注采参数。

表3

下面结合具体的实例对本发明的方案和效果进行说明，本实例选用某区块 H2Ⅲ1—H3Ⅲ4层系的油藏，该油藏埋深421.0-793.9m，含油面积0.69km

初期采用常规降压方式开采，动用地质储量155.7万吨，储量动用率38.4％，尚有249.9×104t储量未动用，未动用储量主要分布在原油粘度大和含油宽度窄的油层中。该油藏已动用层(直井井型)依靠天然能量采用螺杆泵降压方式开采，油井生产初期效果较好，平均单井日产油4.28t，但油井见水早，1-4个月见水，含水上升速度快，上升速度为8-25％，采油速度低(仅0.74％)，综合含水高(平均78.4％)，单井产油量低(0.84吨/天)，采出程度低(6.28％)，开发效果较差。

基于本发明的研究成果，优选油层厚度大于3m、含油宽度大于110m的单油层H2Ⅲ3、H3Ⅰ1、2

通过上述实例可以证明，本发明采用的水平井开采方式能够提高叠瓦状窄条带边水稠油油藏的采出程度。