邊底水超稠油油藏控水穩(wěn)油數(shù)值模擬研究——以勝利油田鄭411區(qū)塊為例

劉祖鵬，張傳舉，李兆敏

（1.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；2.中海油服油技事業(yè)部；3.中國石油大學(xué)（華東））

勝利油田稠油資源豐富，油藏類型多樣，探明未動用儲量1.69×108t，其中特、超稠油儲量占24%。蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)不能有效開發(fā)特、超稠油油藏。勝利油田采用HDCS（水平井，油溶性降黏劑，二氧化碳和蒸汽）強(qiáng)化采油技術(shù)實(shí)現(xiàn)了超稠油的有效動用［1－3］。但是，該類油藏一般具有較強(qiáng)的邊底水，HDCS開發(fā)初期，活躍的邊底水能夠補(bǔ)充油藏能量，促進(jìn)油田生產(chǎn)，但是隨著吞吐輪次的不斷增加，地層能量逐步下降，邊底水在壓差作用下不斷向生產(chǎn)井井底運(yùn)移，最終造成邊底水的侵入［3－5］。對于超稠油油藏，邊底水與稠油粘度相差較大，一旦發(fā)生水侵現(xiàn)象，邊底水的侵入將十分嚴(yán)重，會給油井正常生產(chǎn)帶來嚴(yán)重后果，因此研究邊底水超稠油油藏控水穩(wěn)油技術(shù)具有重要意義。

1 油藏概況

本次數(shù)值模擬研究的目標(biāo)區(qū)塊為勝利油田鄭411區(qū)塊1砂體，其油藏類型為具有邊底水的構(gòu)造－巖性超稠油油藏。

油藏埋深1 350 m左右，地層溫度65～68℃，地溫梯度3.8～3.9℃／100 m，壓力12.58～13.75 MPa，壓力系數(shù)為0.98～1.0，屬異常高溫、常壓系統(tǒng)。該油藏的平均孔隙度為33%，平均滲透率為5 000×10－3μm2，屬于高孔高滲油藏。

鄭411區(qū)塊1砂體原油物性如下：地面脫氣原油密度平均為1.0433 g／cm3，50 ℃時(shí)地面脫氣原油粘度（22～38）×104mPa·s，油藏溫度（68℃）下地面脫氣原油粘度大于12×104mPa·s，為超稠油油藏。

鄭411區(qū)塊1砂體地層水總礦化度范圍7 394～19 215 mg／L，平均14 287 mg／L；氯離子平均含量為8 479 mg／L；水型為氯化鈣型。

2 地質(zhì)模型的建立及效果預(yù)測

2.1 地質(zhì)模型的建立

根據(jù)鄭411區(qū)塊1砂體的頂部深度，建立了研究區(qū)構(gòu)造模型，根據(jù)砂體厚度、凈毛比、孔隙度以及滲透率等物性參數(shù)值，結(jié)合參數(shù)等值線分布，以井點(diǎn)、等值線數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，建立該區(qū)塊的地質(zhì)模型。由于油藏邊底水能量較強(qiáng)，因此在邊底水入侵方向設(shè)置了較強(qiáng)的解析水體。劃分網(wǎng)格時(shí)采用角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng)，平面x方向劃分了144個網(wǎng)格，y方向劃分56個網(wǎng)格，縱向上為5層，總節(jié)點(diǎn)數(shù)144×56×5＝40 320。

2.2 開發(fā)歷程歷史擬合

歷史擬合是使模型再現(xiàn)以往的生產(chǎn)動態(tài)過程，以便合理地預(yù)測未來的動態(tài)。根據(jù)本區(qū)塊的特點(diǎn)，歷史擬合過程中采用了對生產(chǎn)井定地面產(chǎn)液量的工作制度，擬合的指標(biāo)是累積產(chǎn)液量和累積產(chǎn)油量。擬合結(jié)果顯示，區(qū)塊累積產(chǎn)油量和實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)基本一致，區(qū)塊日產(chǎn)液量、區(qū)塊日產(chǎn)油量、單井日產(chǎn)油量均達(dá)到了較高的擬合精度，為該區(qū)塊的動態(tài)預(yù)測及控水穩(wěn)油措施模擬提供了必要的條件。

2.3 原開發(fā)方式效果預(yù)測

通過建立HDCS數(shù)值模擬模型，預(yù)測采用HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)的開發(fā)效果。其中單井周期降粘劑用量、CO2注入量、注入溫度和蒸汽干度為吞吐周期平均值，蒸汽注入量按12%遞增。生產(chǎn)井采用定地面產(chǎn)液量工作制度，單井產(chǎn)液量和周期生產(chǎn)時(shí)間為周期平均值。該區(qū)塊吞吐井共完成了10個輪次的蒸汽吞吐，具體模擬結(jié)果如表1所示。

表1 擬生產(chǎn)結(jié)束后單井含水率

從表1可以看出，吞吐結(jié)束后一線井的含水率達(dá)到95%以上，部分二線井的含水率達(dá)到90%以上，甚至三線井的含水率也接近80%。說明區(qū)塊整體含水大幅上升，邊水侵入范圍增加，區(qū)塊面臨全線水淹的危險(xiǎn)，因此有必要采取相應(yīng)的封堵措施，減緩邊水侵入，保證區(qū)塊正常生產(chǎn)。

3 封堵方案及參數(shù)的確定

為了減緩整個區(qū)塊的水侵速度，保證區(qū)塊的正常生產(chǎn)，通過參考其他地區(qū)稠油油藏治理邊底水的經(jīng)驗(yàn)［6－7］，對本區(qū)塊曾嘗試通過在一線井注入堵劑的辦法來遏制水侵，但是現(xiàn)場堵調(diào)并沒有取得理想的效果，邊部井產(chǎn)水率沒有明顯變化。雖然現(xiàn)場堵調(diào)沒有起到預(yù)期效果，但目前該油藏并沒有大面積水淹，只是形成了局部連通，因此需要盡早對該超稠油區(qū)塊進(jìn)行控水干預(yù)措施，降低水侵速度，以保證整個區(qū)塊的正常生產(chǎn)［8］。經(jīng)過對現(xiàn)場資料的細(xì)致分析，初步制定在水體邊部布置一口或幾口水平井，注入堵劑，通過建立具有一定強(qiáng)度的化學(xué)隔板有效抑制整個區(qū)塊的水侵。

方案模擬過程中對油水界面處網(wǎng)格進(jìn)行加密，以期得到更加準(zhǔn)確的結(jié)果。在控水穩(wěn)油措施模擬中，共設(shè)計(jì)了以下四種方案：方案一：一口水平井；方案二：兩口交錯水平井；方案三：兩口平行水平井；方案四：三口交錯水平井。

油藏縱向高度為13.6 m，共分5層，從上到下分別為第一到第五層。縱向上三到五層為純水層，所需凍膠注入量為4 000 m3，每天凍膠注入為1 000 m3。

通過初步的計(jì)算、對比和優(yōu)選，得到了四種方案中水平井的最優(yōu)層位分別是：方案一中水平井的最佳層位為第五層；方案二中兩口交錯水平井的最佳層位為第四層和第五層；方案三中兩口平行水平井的最佳層位為第三層和第五層；方案四中三口井的最佳層位為：油水界面內(nèi)側(cè)兩口交錯水平井分別位于第三層和第五層，油水界面外側(cè)水平井位于第五層。四種優(yōu)選方案的數(shù)值模擬結(jié)果對比如圖1和圖2所示。由圖1和圖2可以看出，方案三和方案四水侵量小，累積產(chǎn)油量高，開發(fā)效果要明顯優(yōu)于方案一和方案二。但是，方案四需要三口水平井，投資要明顯高于方案三，綜合考慮，確定方案三為最終封堵方案。

圖1 不同優(yōu)化方案水侵量對比

圖2 不同優(yōu)化方案累油量對比

（1）凍膠注入量。數(shù)值模擬設(shè)計(jì)了2 000 m3、3 000m3、4 000 m3、5 000 m3、6 000 m3、7 000 m3、8 000m3七種不同的凍膠注入量，計(jì)算結(jié)果如圖3所示。由圖3可知，隨著凍膠注入量的增大，水侵量不斷減少，累油量逐漸增加，當(dāng)凍膠注入量小于5 000 m3時(shí)，水侵量和累油量的變化接近線性關(guān)系；當(dāng)凍膠的注入量大于5 000 m3時(shí)，水侵量和累油量的變化趨勢逐漸減緩，控水穩(wěn)油效果逐漸降低，因此凍膠的最優(yōu)注入量為5 000 m3／a。

（2）注入時(shí)間優(yōu)化。凍膠封堵具有一定的有效期，為了加強(qiáng)封堵效果，分別設(shè)計(jì)了兩種不同注入方案：注入5 000 m3／a凍膠兩年和注入5 000 m3／a凍膠三年。數(shù)值模擬結(jié)果表明，采用注入方案一和方案二開發(fā)，水侵量均有較大幅度下降；但是，方案二相對于方案一，其水侵量降低的幅度明顯變小。這主要是因?yàn)閮瞿z在地層中產(chǎn)生了吸附，因此后續(xù)注入可以考慮適當(dāng)減少凍膠注入量。

圖3 不同凍膠注入量下水侵量和累油量對比曲線

4 結(jié)論

通過對勝利油田鄭411區(qū)塊邊底水超稠油油藏的控水穩(wěn)油措施的數(shù)值模擬得到以下認(rèn)識：

（1）最優(yōu)封堵方案為于第三層和第五層布置兩口平行水平井注入化學(xué)堵劑。

（2）凍膠最優(yōu)注入量為5 000 m3／a，后續(xù)凍膠注入量可以根據(jù)油田實(shí)際生產(chǎn)情況適當(dāng)減少。

（3）采取凍膠注入可以實(shí)現(xiàn)對邊底水超稠油油藏的控水穩(wěn)油，保證油田正常生產(chǎn)。

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