楊艷霞

（中國石化勝利油田分公司 地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015）

樁斜139深層底水稠油油藏開發(fā)技術(shù)對策

楊艷霞

（中國石化勝利油田分公司 地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015）

樁斜139區(qū)塊為埋深1.6 km以上的深層稠油，注蒸汽吞吐時開發(fā)效果差。通過動態(tài)分析和剩余油研究表明：制約開發(fā)的關(guān)鍵因素為活躍邊底水的指進造成油井暴性水淹，井間富集大量剩余油；同時深層稠油熱損失大也是導(dǎo)致開發(fā)效果差的原因。為此制定了井間加密水平井抑制水錐，同時加入降黏劑、CO2輔助蒸汽降黏，即應(yīng)用HDCS技術(shù)來動用剩余油的技術(shù)對策。最后通過建立包含水蒸汽、油、CO2、降黏劑四組分的油氣水三相數(shù)模模型開展HDCS技術(shù)界限研究。

活躍邊底水；深層稠油；加密；水平井；HDCS吞吐

1 地質(zhì)概況

樁斜139塊位于勝利樁西油田北部灘海區(qū)，構(gòu)造上處于樁西和埕島潛山披覆構(gòu)造的結(jié)合部，油藏埋深1 611～1 645 m，縱向上發(fā)育有5個含油小層，其中主力含油小層Ng71為活躍邊底水油藏，有效厚度10～25 m，地質(zhì)儲量370×104t，儲層為高孔高滲，孔隙度在30%以上，滲透率在1 000×10－3μm2以上，50℃地面脫氣原油黏度為7 589～9 196 mPa·s。

2 開發(fā)中存在的問題及潛力分析

2.1 主要問題

（1）目前井網(wǎng)和開發(fā)方式下采收率低。樁139塊于2002年建采油平臺實施“海油陸采”，分Ng71、Ng63、Ng72三套層系進行注蒸汽吞吐［1］。其中Ng71自2001年10月投產(chǎn)，投產(chǎn)井?dāng)?shù)22口，由于存在較強的邊底水能量，開采過程中單井含水率上升快，目前綜合含水率已高達95.3%，回采水率高達10倍以上，而單井日產(chǎn)油量僅為4.1 t／d。同時，由于注汽質(zhì)量差（在16 MPa注汽壓力下，井口為0.7的干度到達井底僅為0.1）、注汽輪次少（大多數(shù)井少于2輪），本層系吞吐采出程度僅為5.5%，預(yù)測采收率7.5%。

（2）現(xiàn)有措施效果有限，不能根本解決開發(fā)中的矛盾。為改善開發(fā)效果，Ng71采取了一系列措施，見到一定的效果。首先是避射，從油井初期含水來看，避射雖對抑制水侵有一定作用，且避射厚度越大，初期含水率越低，但避射后初期含水率整體仍大于80%。其次是對Ng71層高含水井采取提液措施，共實施5口井，其中3口井見到一定效果，累積增油18 708 t，但此種措施屬于強采，會進一步加劇水侵，目前提液井含水率均大于98%。同時，Ng71層還有多口井實施了氮氣調(diào)剖，但由于氮氣和泡沫劑注入量不足，堵水調(diào)剖效果受到影響，即使在個別氮氣和泡沫劑注入量較充足的井，也未見到明顯效果。

2.2 調(diào)整潛力

本塊儲量動用程度較低，各層系均低于50%，而且剩余儲量大，如主力小層Ng71剩余儲量高達352×104t，占到了原始儲量的94.7%，且剩余儲量一半以上集中在Ng712時間單元，有利于集中調(diào)整。平面上，過渡帶表現(xiàn)出底水錐進的特征，井點周圍剩余油飽和度低，井間剩余油富集，而純油區(qū)受邊水影響小，剩余油也比較富集。因此，過渡帶井間和純油區(qū)具有加密的潛力。

對研究區(qū)進行轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的嘗試，開展DCS、HDCS先導(dǎo)試驗，取得了較好的效果。在保證注汽量和注汽速度的2口井中見到明顯效果，其中樁139－斜20井累增油1 761 t，平均日增油4.7 t，樁139－P1井累增油2 653 t，平均日增油8.1 t。2010年底新加密的水平井樁139－P3采用HDCS吞吐也取得較好效果，截至2011年4月底，生產(chǎn)123 d，累積產(chǎn)油1 235 t，平均日產(chǎn)油10.1 t，含水率56.6%。

3 開發(fā)技術(shù)對策

根據(jù)開發(fā)中存在的問題和潛力分析結(jié)果，制定相應(yīng)的開發(fā)調(diào)整策略，將Ng71過渡帶的特高含水井上返Ng63，完善該層系井網(wǎng)，同時Ng71采用井間加密水平井整體調(diào)整，加密的水平井采用HDCS技術(shù)來動用Ng71剩余油。HDCS，即水平井（Horizontal well）、油溶性復(fù)合降黏劑（Dissolver）、二氧化碳（Carbon dioxide）和蒸汽（Steam）4個英文詞組的首字母組合［2－3］，其中的水平井可一定程度地抑制水錐，降黏劑、CO2則可一定程度的降低原油黏度，彌補深層稠油注汽質(zhì)量差的問題。

通過建立包含水蒸汽、油、CO2、降黏劑四組分的油氣水三相數(shù)模模型開展HDCS技術(shù)界限研究。

（1）開發(fā)方式優(yōu)化。數(shù)模計算結(jié)果表明，無論是純油區(qū)的井還是過渡帶的井，采用HDCS方式吞吐凈累油指標(biāo)均要高于水平井吞吐。因此，HDCS吞吐是比單一水平井吞吐更具優(yōu)勢的開發(fā)方式。

（2）極限厚度優(yōu)化。首先根據(jù)樁西采油廠熱采井投資成本計算出水平井經(jīng)濟極限產(chǎn)量為8 688 t，吞吐極限油氣比為0.1，然后利用數(shù)模模型計算底水油藏不同井距條件下不同油層厚度的開發(fā)指標(biāo)。根據(jù)水平井需要達到的經(jīng)濟極限產(chǎn)量求取不同井距條件下的布井極限厚度，得到極限厚度與井距關(guān)系曲線（圖1）。從曲線上可以看出100 m井距條件下水平井布井極限厚度為9 m；150 m井距條件下水平井布井極限厚度約為8 m。

圖1 底水油藏布井極限厚度－井距關(guān)系曲線

（3）井距優(yōu)化。從數(shù)模計算結(jié)果可以看出，對于一定厚度的油層，隨著井距的增加，單井累積產(chǎn)油量增加，但采出程度卻在降低，僅從開發(fā)指標(biāo)無法判斷合理的井距。因此，結(jié)合吞吐末溫度場圖來判斷合理井距，比如在油層厚度為12 m條件下，水平井的動用半徑約為45～50 m，合適的井距可取100 m。實際中考慮到平面非均質(zhì)性，合理的井距取125 m。Ng71油層厚度在10～20 m范圍變化，新布水平井井距取100～150 m。

（4）水平段長度優(yōu)化。從單位儲量的凈累油指標(biāo)來看，最優(yōu)的水平段長度為200～250 m。

（5）縱向位置優(yōu)化。從產(chǎn)量指標(biāo)來看，水平井在油層中的位置越靠上產(chǎn)量越高，因此水平井在油層中的位置應(yīng)盡可能靠上。

（6）注采參數(shù)的優(yōu)化。優(yōu)化的結(jié)果為：合適的注汽強度約為10 t／m，CO2周期注入量約為180 t，降黏劑周期注入量約為30 t，最大排液量不超過40 t／d。

根據(jù)優(yōu)化的技術(shù)界限在邊底水活躍的Ng71層部署水平井12口，利用老井12口，平均單井控制儲量15.4×104t，吞吐井距由220 m加密為130 m。

4 結(jié) 論

（1）邊底水活躍導(dǎo)致油井含水上升快是研究區(qū)開發(fā)中存在的主要矛盾，油藏埋藏深導(dǎo)致注汽質(zhì)量差，加之轉(zhuǎn)周不及時則是開發(fā)中存在的次要矛盾。

（2）由于主力小層Ng71夾層不發(fā)育，油井大部分與底水連通，生產(chǎn)過程中底水發(fā)生指進，造成油井暴性水淹，但水淹范圍僅為井點處，井間富集大量剩余油，具有進一步加密的潛力。

（3）HDCS技術(shù)中的水平井可在一定程度上抑制水錐，降黏劑、CO2則可降低原油黏度，彌補深層稠油注汽質(zhì)量差的問題，是比單一水平井吞吐更具優(yōu)勢的開發(fā)方式。

（4）降黏劑、CO2、蒸汽3者的降黏作用相比較，蒸汽是主要的，降黏劑、CO2是輔助性的。

［1］ 徐冬梅，曲麗，徐宏，等.灘海深層稠油油藏開發(fā)方式研究［J］.油氣井測試，2005，14（2）：31－33.

［2］ 李賓飛，張繼國，陶磊，等.超稠油HDCS高效開采技術(shù)研究［J］.鉆采工藝，2009，32（6）：52－55.

［3］ 張小波.蒸汽－二氧化碳－助劑吞吐開采技術(shù)研究［J］.石油學(xué)報，2006，27（2）：80－84.

TE33 < class="emphasis_bold">［文獻標(biāo)識碼］A［文章編號］

1673－5935（2011）03－0008－02

2011－05－19

楊艷霞（1977－），女，湖北云夢人，中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院工程師，主要從事稠油熱采油藏工程研究。

［責(zé)任編輯］ 時鳳霞