LKQ油田E區(qū)超深層超稠油熱水開發(fā)數(shù)值模擬研究

孫欣華 ，周鄰丹 ，萬海喬 ，呼惠娜 ，唐后軍 ，張娜 ，張斌成

（1.中國石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院，新疆 哈密 839009；2.陜西延長石油（集團）有限責(zé)任公司研究院，陜西 西安 710075；3.中國石油吐哈油田公司魯克沁采油廠，新疆 鄯善 838299；4.中國石油吐哈油田公司工程技術(shù)研究院，新疆 哈密 839009）

1 油田概況

LKQ油田E區(qū)斷層多、斷塊復(fù)雜，主要發(fā)育上二疊統(tǒng)梧桐溝組油層，平均孔隙度為30%，平均滲透率800×10-3μm2，埋深 1 900～2 280 m，原始地層壓力系數(shù)1.2，油層溫度64℃；地面原油密度0.987 g/cm3，地層原油黏度 3 856 mPa·s，50 ℃時原油黏度 27 930～110 600 mPa·s，屬于超深層超稠油。

2010年對Y4平1井開展了2個輪次的亞臨界蒸汽吞吐，試驗有效期短，僅10 d左右，增油效果差。2011—2012年對2口井進行了超臨界蒸汽吞吐現(xiàn)場試驗，均取得了良好效果。Y4平1井第1輪次產(chǎn)油量從吞吐前的2.3 t/d上升到初期的14.6 t/d，穩(wěn)定產(chǎn)油5 t/d以上；Y501井吞吐前無自然產(chǎn)能，吞吐后初期產(chǎn)油量5.0 t/d，穩(wěn)定產(chǎn)油量2.0 t/d以上。

2 滲流特征

超臨界蒸汽吞吐能提高產(chǎn)能，但是由于生產(chǎn)成本高、經(jīng)濟效益差，在此探索注熱水開發(fā)的可行性［1-4］。不同溫度水驅(qū)油的實驗結(jié)果表明：

1）60℃水驅(qū)時原油流動困難，驅(qū)油效率低，含水率達到99%以上時，驅(qū)替效率僅為16.66%。油相相對滲透率隨著含水飽和度的增加下降較快，油水兩相共滲范圍較窄，交點較低，反映出油水黏度比極大。

2）200℃熱水驅(qū)時原油易于流動，驅(qū)油效率高，含水率達到99%以上時，驅(qū)替效率達到55.88%。油相相對滲透率隨著含水飽和度的增加下降較慢，油水兩相共滲范圍較寬，交點有所升高，反映出油水黏度比減小。

3）200℃蒸汽驅(qū)時原油易于流動，驅(qū)油效率高，含水率達到99%以上時，驅(qū)替效率達到67.08%。隨著液相飽和度的增加，蒸汽驅(qū)的油相相對滲透率大幅度下降，汽相相對滲透率上升；注入端壓力最高上升到1.02 MPa，表明原油在200℃下易于流動。

油水相滲及驅(qū)油效率對溫度非常敏感（見圖1），總體上提高油層溫度、降低原油黏度、增加原油流動性，是E區(qū)超稠油有效開發(fā)的關(guān)鍵因素［5-8］。

圖1 不同溫度下相對滲透率對比

3 試驗區(qū)選擇

結(jié)合E區(qū)油藏的地質(zhì)特征，制定的試驗區(qū)優(yōu)選原則如下：

1）與超臨界蒸汽吞吐井不在同一斷塊；

2）油層分布穩(wěn)定、厚度較大；

3）儲層有代表性；

4）附近井試油產(chǎn)量較高。

儲層研究表明，Y4區(qū)塊Y4—Y401井區(qū)儲層分布穩(wěn)定，儲層厚度在40 m以上，砂巖厚度在13 m左右。油層厚度等值圖表明，該井區(qū)油層分布穩(wěn)定，砂巖與砂礫巖油層總厚度在20 m以上［9］?？紫抖鹊戎祱D表明，該井區(qū)孔隙度在25%左右，物性較好。Y4井區(qū)單井試油試采數(shù)據(jù)表明，單井產(chǎn)油量2.18～15.90 t/d，針對E區(qū)超稠油開發(fā)效果良好。在綜合考慮以上因素的前提下，為避開超臨界蒸汽吞吐井區(qū)，優(yōu)選Y401井區(qū)作為注熱水開發(fā)試驗區(qū)。

4 井型、井距確定

單井試油產(chǎn)能表明，水平井初期有一定產(chǎn)能，而直井產(chǎn)量很低，大部分井無自然產(chǎn)能。Y4井區(qū)油層分布穩(wěn)定，厚度15～25 m，適合水平井開發(fā)。但從節(jié)約投資、減少鉆井風(fēng)險及快速開展現(xiàn)場試驗的角度考慮，采用直井［10-11］。

對于注采井距均為50 m，分別注入35，75，100，210℃水，進行了數(shù)值模擬研究，20 a末采出程度分別為 6.63%，8.87%，10.54%，18.34%，井口流體溫度越高，開發(fā)效果越好；為了超稠油的經(jīng)濟有效開發(fā)，在實現(xiàn)有效驅(qū)替的同時，降低生產(chǎn)成本，決定對100℃熱水驅(qū)加熱半徑進行數(shù)值模擬研究［7-8］，結(jié)果表明，井距在70 m時可以實現(xiàn)有效驅(qū)替（見圖2）。

對于注水溫度為100℃，不同注采井距下的開發(fā)效果進行了預(yù)測，結(jié)果表明，井距越小，20 a末采出程度越高（見圖 3）［12-17］。

圖2 70 m井距注100℃熱水溫度場分布

圖3 注入100℃熱水時不同井距的采出程度

調(diào)研資料顯示，國內(nèi)蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)井距基本為70～100 m，綜合確定注熱水試驗區(qū)井距為70 m。

5 注采能力分析

5.1 吸水能力

利用E區(qū)前期2口注水井Y4平和Y4平1注水?dāng)?shù)據(jù)，對吸水能力進行了分析，Y4平井注常溫水米吸水指數(shù)為 0.009 m3/（d·MPa），Y4 平 1 井注高溫蒸汽后再注常溫水，米吸水指數(shù)為 0.023 m3/（d·MPa），吸水能力明顯提高。同時驅(qū)替實驗表明，60℃熱水驅(qū)替啟動壓差為21 MPa，200℃熱水驅(qū)替啟動壓差為0.68 MPa，高溫注水時啟動壓差顯著降低。

5.2 注入量

1）YD平3-5井為稠油注水開發(fā)區(qū)塊唯一的水平注水井，用此井吸水能力與直井類比，求取倍數(shù)關(guān)系。全區(qū)直井注水井平均米吸水指數(shù)是水平井的3.3倍。由于YD平3-5井水平段長度僅為74.5 m，在其他條件不變的理想狀態(tài)下，若按水平段長度400 m進行折算，直井米吸水指數(shù)為水平井的17.5倍。由此對米吸水指數(shù)進行折算，當(dāng)注水厚度為10 m時，Y4平井正常注水的直井注水量可達到22.3 m3/d，Y4平1井注蒸汽

后注常溫水的直井注水量可達到58.8m3/d（見表1）。

表1 直井注水量計算結(jié)果

2）借用物性、埋深類似的L2區(qū)塊米吸水指數(shù)進行類比計算。L2區(qū)塊油藏埋深2 200～2 300 m，儲層平均孔隙度為 28.9%，平均滲透率 595.5×10-3μm2，油藏埋深2 200～2 300 m，油層溫度66.1℃，地層原油黏度為611 mPa·s，壓力系數(shù)為1.008。該區(qū)塊米吸水指數(shù)為0.16 m3/（d·MPa），借用此值計算直井日注水量為23.6 m3。結(jié)果表明，Y4區(qū)塊直井注常溫水的日注水量可以滿足注采平衡需要。

5.3 注入壓力

Y4區(qū)塊比M區(qū)地層壓力系數(shù)高，原油黏度大，實際注水要困難得多。對于直井注水，由于注水厚度小，在不超破裂壓力的前提下進行注水，直井最大日注水量在20 m3左右，高溫蒸汽處理后最大日注水量可以達到60 m3左右。在不超破裂壓力的注水條件下，試驗區(qū)應(yīng)采用25 MPa注水系統(tǒng)。

5.4 注入流體溫度

針對實際井深，在注入100℃熱水時，對不同注入速度下井底流體溫度進行了模擬預(yù)測，結(jié)果表明：注入速度為20 m3/d時，井底流體溫度為64.1℃，基本不造成冷傷害（見圖4）。注入15℃冷水時，對不同注入速度下井底流體溫度進行了模擬預(yù)測，結(jié)果表明：注入速度為20 m3/d時，井底流體溫度為45℃，冷傷害比較嚴(yán)重。在地層壓力下，原油黏度對溫度敏感性很強，注入水溫度過低，必然會造成原油黏度增加，流動性變差。井口注入流體溫度應(yīng)在90℃以上。

圖4 注入100℃熱水時不同注入速度下的井溫分布

5.5 產(chǎn)油能力

對E區(qū)梧桐溝組單井試油數(shù)據(jù)進行分析，結(jié)果表明：直井稠油層米采油指數(shù)為低產(chǎn)稠油層的8.2～11.7倍，直井米采油指數(shù)為水平井的1.6～6.3倍；平面上，各斷塊單井米采油指數(shù)差異較大。

利用前期試油井的米采油指數(shù)計算直井采油能力，直井單井產(chǎn)能在0.2～1.9 t/d，自然產(chǎn)能很低，考慮注熱水有一定效果，初期單井穩(wěn)定產(chǎn)油量在1.5～2.0 t/d。

6 井網(wǎng)部署及指標(biāo)預(yù)測

沉積微相研究表明，E區(qū)梧桐溝組儲層主要為南物源的扇三角洲水下分流河道沉積砂體，主河道方向為東南—西北向［18］。

對3種不同類型的井網(wǎng)進行了對比研究：反五點井網(wǎng)1注采方向與主河道方向最小夾角均為60°；反五點井網(wǎng)2注采方向與主河道方向有不同夾角；反九點井網(wǎng)大部分井的注采方向與主河道方向最小夾角小于 60°（見圖 5）。

由于儲層的非均質(zhì)，采用反五點井網(wǎng)1，油井見水后含水率上升速度快；反九點井網(wǎng)由于水井對應(yīng)油井多，不能滿足注采平衡需要；采用反五點井網(wǎng)2，既能從不同的角度驗證不同方向熱水驅(qū)效果，又能滿足注采平衡需要。

圖5 3種不同類型井網(wǎng)對比

方案部署要點：

1）采用反五點井網(wǎng)2，注采井距70 m；

2）考慮主河道為東南—西北方向，注采方向與主河道方向有不同夾角；

3）利用探井Y401采油，新鉆直井2口：注水井（Y4-1）、采油井（Y4-2）（見圖 5b）。 新鉆井利用熱水洗井解除污染。

按單井初期產(chǎn)油2 t/d進行開發(fā)指標(biāo)預(yù)測［19］，初期采油速度2.2%，10 a末采出程度為9.9%，效果較好。

7 結(jié)論

1）井口流體溫度越高，開發(fā)效果越好；注100℃熱水，注采井距70 m，可以實現(xiàn)有效驅(qū)替；井口流體溫度一定時，井距越小，采出程度越高。

2）直井日注100℃熱水20 m3時，井底流體溫度略高于油層溫度，不會造成冷傷害。

3）試驗區(qū)采用反五點井網(wǎng)2，注100℃熱水開發(fā)10 a末采出程度可以達到9.9%，效果較好。

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