深層特稠油油藏HDCS開發(fā)技術(shù)政策界限

王可君

(中石化勝利油田分公司，山東 東營(yíng) 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(chǔ)層平均孔隙度為27%，滲透率級(jí)差平均為1.62，含油面積為1.28 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)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(wú)法實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)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(yàn)[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(gè)網(wǎng)格，Y方向21個(gè)網(wǎng)格，Z方向5個(gè)網(wǎng)格，網(wǎng)格步長(zhǎng)為10 m，網(wǎng)格總數(shù)為4200個(gè)。采用水平段長(zhǎng)為200 m水平井進(jìn)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(shí)際測(cè)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?cái)?shù)據(jù)的計(jì)算

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

式中:μ為絕對(duì)黏度或動(dòng)力黏度，mPa·s;ρ為原油密度，g/cm3;T*為絕對(duì)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(duì)滲透率取值

由于測(cè)試資料中所測(cè)得的相對(duì)滲透率曲線是在原油黏度較低的情況下測(cè)試得到的，不足以反映實(shí)際油藏的真實(shí)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(cè)試結(jié)果進(jìn)行數(shù)模計(jì)算。

2 開發(fā)技術(shù)政策界限

2.1 動(dòng)用界限

2.1.1 經(jīng)濟(jì)極限厚度

如果油層單層厚度小于經(jīng)濟(jì)極限厚度[11]，熱損失太大，就不能經(jīng)濟(jì)有效地進(jìn)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(fèi)為550×104元/口;平均單位經(jīng)營(yíng)成本取1350元/t，計(jì)算不同油價(jià)下，水平井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量。當(dāng)原油價(jià)格為70美元/桶時(shí)，利用數(shù)值模擬方法計(jì)算水平井經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量為6909 t。

在經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量為6909 t的條件下，計(jì)算了油層有效厚度為2、3、4、6 m時(shí)HDCS開發(fā)單井的累計(jì)產(chǎn)油量分別為 5900、8500、11300、15400 t。從經(jīng)濟(jì)角度分析認(rèn)為，有效厚度小于3 m時(shí)不盈利;HDCS開發(fā)有效厚度大于3 m時(shí)，有效厚度越大，取得的經(jīng)濟(jì)效益越好。因此，墾71塊采用HDCS開發(fā)的布井經(jīng)濟(jì)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(shí)際油藏情況，研究中在模型的一側(cè)加了無(wú)限大體積邊水，分別計(jì)算了水平井距邊水 60、80、90、100、120 m時(shí)的開發(fā)效果。水平井采用HDCS開發(fā)方式進(jìn)行生產(chǎn)，當(dāng)含水達(dá)到95%時(shí)，停止生產(chǎn)。

根據(jù)計(jì)算結(jié)果做出單井累計(jì)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(jì)極限累計(jì)產(chǎn)油確定油井距邊水在90 m以上，方可達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量，取得經(jīng)濟(jì)效益(圖1)。距邊水距離小于90 m時(shí)，隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，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(qiáng)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(duì)比了注汽強(qiáng)度分別為10.0、12.5、15.0、18.0 t/m時(shí)的開發(fā)效果。通過(guò)凈累計(jì)產(chǎn)油量與注汽強(qiáng)度的關(guān)系曲線可知:凈累計(jì)產(chǎn)油量呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)注汽強(qiáng)度為12.5 t/m時(shí)，凈累計(jì)產(chǎn)油量最高(圖2)。因此合理的注汽強(qiáng)度為12.5 t/m。

圖1 累計(jì)產(chǎn)油量與邊水距離關(guān)系曲線

圖2 凈累計(jì)產(chǎn)油量與不同注汽強(qiáng)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(jì)算了當(dāng)注汽強(qiáng)度為12.5 t/m時(shí)，CO2周期注入量分別為 80、100、120、150、170 t時(shí)的吞吐效果(圖3)。由圖3可知:隨著CO2注入量的增加，累計(jì)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(shí)，凈累計(jì)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(jì)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(qiáng)度為12.5 t/m、CO2周期注入量為100 t的條件下，對(duì)比了降黏劑周期注入量分別為0、10、20、30 t時(shí)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(jì)產(chǎn)油量和采出程度增加，凈累計(jì)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(shí)，凈累計(jì)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(jì)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(duì)比了生產(chǎn)井排液量分別為20、30、40、50 t/d 時(shí)的生產(chǎn)效果(圖 5)。由圖5 可知，隨著排液量的增加，累計(jì)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(shí)，各項(xiàng)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(shí)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(chǔ)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(gè)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(qiáng)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(jì)產(chǎn)油量為46.3×104t，采出程度為19.2%，累計(jì)油氣比為0.85，取得很好效果。

4 結(jié)論

(1)對(duì)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(jìn)行開發(fā)可大幅度提高采收率。

(2)采用HDCS開發(fā)方式進(jìn)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(shí)優(yōu)化的注汽強(qiáng)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(shí)，凈產(chǎn)油量最大，開發(fā)效果最好。

[1]李倩，李錦超.提高稠油采收率技術(shù)研究現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)[J].石油化工應(yīng)用，2011，30(7):1－6.

[2]趙健，等.吐哈盆地吐玉克超深層稠油油田開發(fā)方式研究[J].新疆石油地質(zhì)，2000，21(4):323－325.

[3]孫玉凱，朱晴，徐君.吐玉克稠油油田擬塑性原油油井產(chǎn)能研究[J].特種油氣藏，1999，6(4):14－19.

[4]羅瑞蘭，等.稠油油藏多輪次蒸汽吞吐后注CO2的可行性[J].新疆石油地質(zhì)，2004，25(2):182－184.

[5]李賓飛，張繼國(guó)，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.

[6]張繼國(guó)，等.超稠油油藏 HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)[M].東營(yíng):石油大學(xué)出版社，2009:89－92.

[7]趙福麟.采油化學(xué)[M].東營(yíng):石油大學(xué)出版社，1989:144－147.

[8]司道彬.王莊鄭411區(qū)塊超稠油油藏邊底水治理效果分析[J].中國(guó)石油大學(xué)勝利學(xué)院學(xué)報(bào)，2011，25(1):7－9.

[9]田家湖，阮樹先，吳海林.鄭411塊超稠油試油試采工藝技術(shù)應(yīng)用[J].油氣井測(cè)試，2005，14(6):59－75.

[10]劉文章.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京:石油工業(yè)出版社，1997:28－29.

[11]陳桂華.強(qiáng)水敏性稠油油藏開發(fā)技術(shù)政策界限[J].油氣地質(zhì)與采收率，2006，13(4):68－70.

[12]尚慶華，等.CO2混相驅(qū)注入能力預(yù)測(cè)理論研究及實(shí)例分析[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2011，30(3):150－153.