强边底水稠油油藏开发方式研究

强边底水稠油油藏开发方式研究

[摘要]埕东油田西区ng45层含油面积3.06km2，石油地质储量309×104t，地面原油粘度为1966.1mpa.s，水油比达4：1，为典型的强边底水普通稠油油藏。该油藏特征复杂、开采难度大，一直未实现油藏储量的有效动用。在认真系统的分析研究油藏特征、试油试采特征的基础上，加强强边底水稠油油藏开发经济技术界限研究，提出埕东西区ng45层强边底水稠油油藏针对不同区域采用不同开发方式实现该油藏的高效开发。

[关键词]强边底水稠油油藏；经济技术界限；储量有效动用

中图分类号：te15文献标识码：a文章编号：1009-914x（2013）21-0273-01

1 油藏基本特征

构造：埕东西区构造简单，断层不发育，构造较为平缓，在基岩古地形上发育了3条沟谷，靠近埕南断层附近发育了一系列基岩微隆起，构造圈闭20～40m。因此ng45层地层产状受基岩古地形控制，地层发育平缓，倾角小于1度。油藏埋深1196～1224m，构造圈闭幅度20m左右。

储层：该区ng45储层属于河流相辫状河沉积环境，储层主要分布在主河道、河道砂坝、河道侧缘及河道间等沉积微相。储层岩性主要为不等粒砂岩、细砂岩、粉砂岩。陆源碎屑成分中，石英含量（41.3%）较低，长石（33.4%）及岩屑（25.3%）含量高，反映成分成熟度较低。砂岩粒度中值0.25mm，分选性以中等-差为主，磨

圆程度以次棱为主，结构成熟度低。储层平均孔隙度为34%，平均渗透率1873×10-3μm2，属于高孔、高渗储层。

流体：油层厚度较厚，地面原油凝固点20℃，地面原油密度

0.99g/cm3，原油粘度1966.1mpa.s，原油性质较差；底部有厚层底水，底水体积为油层体积的4倍左右，地层水cl-含量2861mg/l，总矿化度6182mg/l，水型为nahco3型。油藏原始地层压力为12mpa，压力系数0.999，地层温度63℃，测算地温梯度为3.6℃/100m，属于常温常压系统。

油藏：埕东西区ng45层油藏既受构造控制，又受岩性控制，为在基岩背景上发育的构造-岩性边底水稠油油藏。

开发特征：根据试油试采情况，分井型、开发方式统计对比分析，水平井初期日油8t，累油4687t，开发效果明显好于直井；从水平井开发方式看，常规开发和吞吐开发初期产能基本相当，但常规开发含水低。这由底水稠油油藏特点所决定，由于油稠、底水，注汽后，蒸汽对地层造成一定的破坏，导致夹层损坏，高液量生产压较大，形成水锥，而且不可逆。从经济效益和油藏采收率角度上考虑，对稠油活跃底水油藏采用蒸汽吞吐开发和常规开发各有利弊。

2 开发经济技术界限研究

2.1 建立概念模型

本块油藏地质特征比较简单，全区均受底水影响，隔夹层在局部发育，因此设计了无夹层水平井和有夹层水平井两种单井概念模型，设置模型参数，进行水平井开发经济技术界限研究。

2.2 布井极限厚度

为保证水平井能够有效经济开发，必须确定布井的最小厚度。由于ng45油藏部分存在夹层，因此，针对无夹层和有夹层两种情形对布井极限厚度进行研究。

（1）无夹层底水油藏布井极限厚度

分别取油层厚度为6m、8m、10m、12m，对比10年累积产油量分析研究。对于无夹层的底水油藏，随着油层厚度的增加，累积产油量增加，考虑水平井的经济极限产油量，对于无夹层存在的底水油藏，常规投产水平井开发的极限厚度应8.0m左右，蒸汽吞吐水平井开发的极限厚度应≥12.0m。

（2）有夹层底水油藏布井极限厚度

对于有夹层存在的底水油藏，油层厚度分别取3.0m、4.0m、5.0m、6.0m，对比10年累积产油量分析研究。从结果可以看出，随着油层厚度的增加，累积产油量增加，考虑水平井的经济极限产油量，当存在夹层时，常规水平井开发的极限厚度要在4.0m左右，水平井吞吐开发的极限厚度要在6.0m以上。

2.3 水平段长度优化

受油藏条件、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。通过实验随长度的增加，累产油量增加，产量增长率初期增加，到200m后开始下降，同时考虑油藏长条状特点，水平井生产段长度200左右。

2.4 水平段垂向位置优化

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和采

收率最高的位置。在水平井段位置的选择上，要考虑隔夹层、非均质程度及韵律性等因素。

本块水体大，底水能量强，油水粘度比大，垂向位置的优化尤为重要。采用有底水影响的水平井概念模型对水平井在油层中的垂向位置进行分析，采用了无因次垂向位置概念（水平井无因次垂向位置=水平段距顶距离/含油高度）。对比水平井无因次垂向位置为

0.1～0.9的开发效果，水平段无因次垂向位置在0.1～0.3时效果较好，水平段无因次垂向位置大于0.3后，在底水的影响下，累积产油量下降幅度逐渐加剧，表明水平段距底水越近，受底水锥进的影响越严重。因此，水平井无因次垂向位置小于0.3为佳。

2.5 排液量优化

数模研究结果表明，累积产油量随着排液量的增加而增加，但是增加的幅度逐渐减小；针对稠油油井见水后，采水量将大幅度上升，同时液量过大易造成油层出砂，为抑制水窜和出砂对产量的影响，应采用较小的采液量。考虑到储层非均质性的影响及抑制底水上升速度，兼顾采出程度和采油速度，推荐热采水平井初期合理的单井日排液量20m3/d左右，常规水平井初期合理的单井日排液量10m3/d 左右，后期含水上升后，适当提液生产。

3 结论

通过综合分析研究，针对该块强边底水稠油油藏特点提出不同油

藏区域采用不同开发方式的对策，不同开发方式不同的开采特征如表1：

参考文献

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[2] 王秉海，钱凯.胜利油区地质研究与勘探实践[m].山东东营：石油大学出版社，1992.

[3] 宋书君，热采水平井设计技术在太平油田沾18块边底水稠油油藏的推广应用，内部文献，2007.