王可君

(中石化勝利油田分公司，山東 東營 257015)

引 言

墾西油田位于沾化凹陷，東墾71塊位于墾西油田的西南部，其東三段為特稠油，油藏埋藏深度為1730～1825 m，地面原油密度為0.9931～1.0123 g/cm3，地面原油黏度為7224～25248 mPa·s(50℃)，滲透率為 1080 ×10－3～1600 ×10－3μm2，儲層平均孔隙度為27%，滲透率級差平均為1.62，含油面積為1.28 km2，石油地質(zhì)儲量為183.7×104t，并含有大量邊水。由于油藏埋藏深、原油黏度高，并含有大量邊水，導(dǎo)致注汽壓力高、熱波及范圍小，熱損失大和回采效果差[1]，常規(guī)稠油開發(fā)方式無法實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)[2－4]。HDCS開發(fā)技術(shù)是一種采用高效油溶性復(fù)合降黏劑和CO2輔助水平井蒸汽吞吐的超稠油開采技術(shù)，可有效提高蒸汽利用率，降低注汽壓力，提高油汽比，增加產(chǎn)量和生產(chǎn)周期[5－7]。借鑒勝利油田鄭 411區(qū)塊HDCS 開發(fā)經(jīng)驗[8－9]，在墾71 塊開展了HDCS 開發(fā)技術(shù)政策界限研究。

1 模型的建立

1.1 數(shù)值模擬模型的建立

利用數(shù)模軟件CMG中的STARS模塊，采用直角網(wǎng)格坐標(biāo)，即X－Y－Z坐標(biāo)。模型X方向40個網(wǎng)格，Y方向21個網(wǎng)格，Z方向5個網(wǎng)格，網(wǎng)格步長為10 m，網(wǎng)格總數(shù)為4200個。采用水平段長為200 m水平井進行生產(chǎn)，水平井位于油藏中部。

1.2 巖石流體參數(shù)

巖石和流體參數(shù)由實際測試資料提供。原始地層溫度為71～77℃，原始油藏壓力為17.7～17.9 MPa，有效厚度為5 m，孔隙度為27%，滲透率為1080 ×10－3～1600 ×10－3μm2，原油密度為1.0123 ～1.0031 g/cm3。

1.3 黏—溫數(shù)據(jù)的計算

根據(jù)實際地層溫度，利用Walther方程[10]計算出地層條件下不同溫度時的原油黏度:

式中:μ為絕對黏度或動力黏度，mPa·s;ρ為原油密度，g/cm3;T*為絕對溫度，K;v、v1為在溫度為T*及下的黏度，10－6m2/s;n為系數(shù)。

1.4 相對滲透率取值

由于測試資料中所測得的相對滲透率曲線是在原油黏度較低的情況下測試得到的，不足以反映實際油藏的真實情況。因此數(shù)值模擬研究選擇了相鄰區(qū)塊，原油物性相似的測試結(jié)果進行數(shù)模計算。

2 開發(fā)技術(shù)政策界限

2.1 動用界限

2.1.1 經(jīng)濟極限厚度

如果油層單層厚度小于經(jīng)濟極限厚度[11]，熱損失太大，就不能經(jīng)濟有效地進行開采。水平井平均鉆井成本為673×104元/口，水平井地面投資及上產(chǎn)費為550×104元/口;平均單位經(jīng)營成本取1350元/t，計算不同油價下，水平井經(jīng)濟極限產(chǎn)量。當(dāng)原油價格為70美元/桶時，利用數(shù)值模擬方法計算水平井經(jīng)濟極限產(chǎn)量為6909 t。

在經(jīng)濟極限產(chǎn)油量為6909 t的條件下，計算了油層有效厚度為2、3、4、6 m時HDCS開發(fā)單井的累計產(chǎn)油量分別為 5900、8500、11300、15400 t。從經(jīng)濟角度分析認(rèn)為，有效厚度小于3 m時不盈利;HDCS開發(fā)有效厚度大于3 m時，有效厚度越大，取得的經(jīng)濟效益越好。因此，墾71塊采用HDCS開發(fā)的布井經(jīng)濟極限厚度為3 m。

2.1.2 距邊水距離

墾71塊油藏附近含有大面積邊水，油井距離邊水的遠(yuǎn)近直接影響開發(fā)效果。為了模擬實際油藏情況，研究中在模型的一側(cè)加了無限大體積邊水，分別計算了水平井距邊水 60、80、90、100、120 m時的開發(fā)效果。水平井采用HDCS開發(fā)方式進行生產(chǎn)，當(dāng)含水達(dá)到95%時，停止生產(chǎn)。

根據(jù)計算結(jié)果做出單井累計產(chǎn)油量與邊水距離關(guān)系曲線，結(jié)合熱采水平井開采經(jīng)濟極限累計產(chǎn)油確定油井距邊水在90 m以上，方可達(dá)到經(jīng)濟極限產(chǎn)油量，取得經(jīng)濟效益(圖1)。距邊水距離小于90 m時，隨著生產(chǎn)時間的延長，油井附近地層壓力降低，邊水突破快，油井一旦見水，開發(fā)效果急劇變差。

2.2 注采參數(shù)

2.2.1 注汽強度

在周期注入一定量的CO2和降黏劑條件下，應(yīng)用數(shù)值模擬對比了注汽強度分別為10.0、12.5、15.0、18.0 t/m時的開發(fā)效果。通過凈累計產(chǎn)油量與注汽強度的關(guān)系曲線可知:凈累計產(chǎn)油量呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)注汽強度為12.5 t/m時，凈累計產(chǎn)油量最高(圖2)。因此合理的注汽強度為12.5 t/m。

圖1 累計產(chǎn)油量與邊水距離關(guān)系曲線

圖2 凈累計產(chǎn)油量與不同注汽強度的關(guān)系曲線

2.2.2 CO2注入量

CO2溶解可有效降低原油黏度[12]，研究中計算了當(dāng)注汽強度為12.5 t/m時，CO2周期注入量分別為 80、100、120、150、170 t時的吞吐效果(圖3)。由圖3可知:隨著CO2注入量的增加，累計產(chǎn)油量和采出程度增加，呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)CO2周期注入量為100 t時，凈累計產(chǎn)油量最大。因此合理的CO2周期注入量為100 t。

圖3 凈累計產(chǎn)油量與不同CO2注入量的關(guān)系曲線

2.2.3 降黏劑注入量

在注汽強度為12.5 t/m、CO2周期注入量為100 t的條件下，對比了降黏劑周期注入量分別為0、10、20、30 t時的吞吐效果(圖4)。由圖4 可知，隨著降黏劑注入量的增加，累計產(chǎn)油量和采出程度增加，凈累計產(chǎn)油量呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)降黏劑注入量為20 t時，凈累計產(chǎn)油量最大。因此合理的降黏劑周期注入量為20 t。

圖4 凈累計產(chǎn)油量與不同降黏劑注入量關(guān)系曲線

2.2.4 排液量

應(yīng)用數(shù)值模擬對比了生產(chǎn)井排液量分別為20、30、40、50 t/d 時的生產(chǎn)效果(圖 5)。由圖5 可知，隨著排液量的增加，累計產(chǎn)油量和采出程度呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)排液量為30～40 t/d時，各項開發(fā)指標(biāo)最優(yōu)。因此吞吐階段合理的排液量為30～40 t/d。

圖5 不同排液量與采出程度關(guān)系曲線

3 實施效果

勝利油田王莊鄭411區(qū)塊屬超稠油油藏[8]，埋深較大(1400～1500 m)，儲層膠結(jié)疏松，原油黏度大(大于300 Pa·s)。該區(qū)目的層包括2個小層，其中上部Es311小層厚度小，平均僅為6～12 m，下部的Es312小層存在較強的邊底水，而且該地區(qū)油層含有大量泥質(zhì)，油藏開發(fā)難度大。2006年采取HDCS技術(shù)攻關(guān)，2008年底完成初步的產(chǎn)能建設(shè)，截至目前該區(qū)塊一砂組投產(chǎn)油井35口，累計產(chǎn)油量為46.3×104t，采出程度為19.2%，累計油氣比為0.85，取得很好效果。

4 結(jié)論

(1)對于埋藏深、原油黏度大，含有大量邊水的稠油油藏采用HDCS技術(shù)進行開發(fā)可大幅度提高采收率。

(2)采用HDCS開發(fā)方式進行生產(chǎn)，布井極限厚度為3 m，距邊水90 m以上。

(3)HDCS生產(chǎn)時優(yōu)化的注汽強度為12.5 t/m，CO2周期注入量為100 t，降黏劑周期注入量為20 t，吞吐階段合理的排液量為30～40 t/d時，凈產(chǎn)油量最大，開發(fā)效果最好。

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