薄层稠油油藏井位部署技术研究与应用

引言

稠油资源在全球油气储量中占比巨大，薄层稠油油藏因其分布广泛但开发难度高，成为行业关注焦点。此类油藏核心特征表现为储层有效厚度薄、原油粘度高、天然能量匮乏、常规直井产能极低且经济效益差。如何通过科学合理的井位部署策略，克服“薄”与“稠”带来的双重挑战，建立有效的驱替体系并提高储量动用程度，是实现其经济高效开发的核心命题。本文聚焦薄层稠油油藏井位部署的理论研究与实践应用，旨在为类似油藏开发提供借鉴。

1.薄层稠油油藏地质特征与开发难点

薄层稠油油藏地质特征主要有四方面，一是地质特征复杂，储层厚度薄且变化大，有效厚度小，垂向可钻遇靶窗窄；同时受沉积微相控制，厚度横向变化快，连续性相对较差。二是储层非均质性强，纵向上渗透率级差大，薄互层发育；平面上物性变化快，存在低渗带或遮挡。三是原油物性差，密度大，粘度高，流动性极差，流动阻力大。四是天然能量不足，边底水不活跃或缺乏有效气顶，天然驱动能量弱。

受上述地质特征影响，薄层稠油油藏核心开发难点有三方面，一是钻遇率与储层控制程度要求高，即薄层要求井轨迹必须精准控制在狭窄的油层内，对地质导向精度要求极高，直井钻遇有效储层长度有限，储量控制程度低。二是建立有效驱替困难，原油粘度高，流动性差，注入流体易发生窜流或指进，难以形成稳定有效的驱替前缘，波及体积小。三是单井产能低，薄层导致泄油面积小、渗流阻力大，常规直井初期产量低、递减快，经济效益差。四是经济效益边界苛刻，薄层意味着单井控制储量有限，开发成本占比高，对钻井效率、单井产能和最终采收率要求极为严格。

2.薄层稠油油藏井位部署关键技术研究

2.1 水平井与复杂结构井主导技术

水平井可大幅增加井筒与薄油层的接触面积，显著提高单井控制储量和产能，克服薄层直井产能低的致命弱点，其部署优化主要有三方面，一是轨迹设计，即基于精细三维地质模型，考虑地层倾角、断层位置、油水界面等因素，设计最优入靶点和井轨迹方位，确保长水平段尽可能钻遇主力油层，避开夹层和低渗带。二是水平段长度优化，结合储层物性、原油粘度、驱动方式、钻井成本、摩擦阻力损失等因素进行技术经济评价，寻求水平段长度最优值，通常薄层稠油水平段长度在 300-800 米范围优化。三是复杂结构井，在储层结构更复杂区域，采用分支井、多底井等，提高单井对多个分散薄油层的控制能力，减少总井数。

2.2 立体井网模式优选

为实现对整个薄层油藏平面和一定垂向范围的有效控制与驱替，抑制注入流体过早突破，常用井网模式有三路，一是交错排状井网，适用于相对均质、形态规则的油藏，在注采井间形成有利的压力梯度，驱替相对均匀。二是面积井网，适用于非均质性较强或需要多向驱替的油藏，需要对注采井数比进行优化，提高驱替效率。三是水平井与直井组合井网，利用水平井作为主要生产井提高单井产能，直井（或斜井）作为注汽/注水井或辅助生产井，降低整体钻井成本。四是水平井注采井网，即双水平井（一注一采）或多水平井构成注采单元，形成更高效的线性或面积驱替，特别适合热采（如SAGD 前期预热阶段）。

2.3 地质-工程一体化部署技术

地质-工程一体化部署技术是将油藏精细描述、地质建模成果与钻井工程、采油工程能力紧密结合，具体流程有四方面，一是精细油藏描述，利用地震、测井、岩心、动态资料，刻画储层构造、微相、厚度、物性、隔夹层、流体分布等。二是高精度三维地质建模，建立能反映薄层展布和非均质性的确定性或随机地质模型。三是工程约束考虑，在设计井位和轨迹时，充分考虑当前钻井技术、完井方式、后期增产和举升工艺的要求与限制。四是多方案迭代优化，即地质模型为工程提供设计基础，工程约束反馈优化地质目标层和轨迹。

2.4 数值模拟优化技术

利用油藏数值模拟软件对不同的井位、井型、井网部署方案进行开发动态预测和效果对比，主要优化内容有四方面，一是井网井距优化，模拟不同井网类型、不同井距下的开发指标。二是水平井参数优化，模拟不同水平段长度、方向、在油层中的垂向位置对产能和最终采收率的影响。三是注采参数优化，对于注水/注汽开发，优化注采比、注入速度、注入温度等。四是经济评价，结合模拟预测的产量和操作成本，进行不同方案的经济效益对比，优选最优部署方案。

3.应用举例

以某普通稠油油藏为，早期采用300米井距正方形井网直井开发，单井平均日产油不足 2 吨，采油速度低（ (<0.3%) ），采收率预测低于 10% ，经济效益差，为此开展技术攻关研究，具体有以下几方面，

一是地质再认识与建模，开展高分辨率地震目标处理与反演，结合密集井网资料，精细刻画单砂体展布与厚度变化，建立高精度三维地质模型。

二是方案设计，全面采用水平井开发，具体部署参数优化如下：一是井网，采用交错排状水平井井网，井排方向平行于主物源方向（砂体展布方向）。二是井距，水平井排距 250 米，同排水平井间距 400米。三是水平井设计，水平段长度 450-550 米，要求轨迹位于油层顶部下方约1/3 处，确保钻遇率 >85% ，完井方式采用优质筛管完井；四是开发方式，先期依靠天然能量（弹性驱 ⋅⁺ 溶解气驱）开采，适时转入水平井蒸汽吞吐，后期探索井组内水平井与直井（或斜井）组合的蒸汽驱。五是地质导向精准实施，利用 LWD（随钻测井）结合地质模型进行实时地质导向，成功保障了水平段在薄油层中的高钻遇率和最佳位置。

在上述技术对策指导下，取得较好生产效果，部署实施水平井 15口，平均单井初期日产油达到25 吨以上，相当于直井的 10 倍，利用数值模拟预测，可提高采收率10%以上。

参考文献：

[1]凌宗发.水平井注采井网合理井距及注入量优化[J].石油勘探与开发.2008(01).

[2]刘成.利用水平井技术开发低幅度底水稠油油藏[J].断块油气田.2012(S1).