低滲稠油油藏?zé)岵尚Ч绊懸蛩胤治黾八骄畠?yōu)化

摘 要：低滲稠油是一種比較特殊的油藏類型，這種油藏的開發(fā)難度較大，相比于傳統(tǒng)的直井，水平井更加適用于低滲稠油的開采。因此，文章以低滲稠油油藏的特點為研究基礎(chǔ)，分析能夠?qū)ζ錈岵尚Чa(chǎn)生影響的相關(guān)因素，研究水平井這種開采方式能夠有效適用于低滲稠油油藏開發(fā)，并找到更加科學(xué)合理的水平井優(yōu)化方案。

關(guān)鍵詞：低滲稠油油藏；熱采效果；影響因素；水平井；優(yōu)化

前言

在過去的研究中，在對高深稠油油藏進(jìn)行開發(fā)的過程中，如果運用水平井技術(shù)，在其跟端很容易產(chǎn)生末端效應(yīng)，所以，研究領(lǐng)域普遍認(rèn)為在運用該技術(shù)時，需要對水平段進(jìn)行有效控制。文章以此為基礎(chǔ)，通過數(shù)值模擬法，構(gòu)建起油藏模型，通過對油藏模型的相關(guān)指標(biāo)進(jìn)行對比，來探究水平井的優(yōu)化，確定最適合低滲稠油油藏開發(fā)的水平段長度。

1 低滲稠油油藏的特點

文章所研究的油藏屬于低滲稠油油藏，灰?guī)r巖性，其儲層具有非常嚴(yán)重的非均質(zhì)性質(zhì)，在日常開發(fā)過程中，主要面臨的問題包括以下方面：第一，原油黏度較大，如果只運用直井開采，無法獲得良好的開采產(chǎn)能，尤其是投產(chǎn)初期[1]。第二，油藏儲量很難控制，開采后期容易出現(xiàn)產(chǎn)量降低、速度較慢的現(xiàn)象。第三，如果采用常規(guī)開發(fā)的方式，很難獲得較高的采收率，開采效果不好。這已經(jīng)成為世界范圍內(nèi)油藏開發(fā)領(lǐng)域中面臨的主要問題。文章中的樣本油藏，其滲透率為50×10-3μm2，原油密度為0.9553g/cm3，黏度為170mPa·s，可以通過蒸汽吞吐的方式來完成油藏開采。

2 熱采效果的影響因素

地質(zhì)因素是對熱采效果產(chǎn)生影響的主要因素，其中影響程度較大的有以下幾個方面：

2.1 原油滲透率與黏度關(guān)系

運用數(shù)值模擬的方式，可以得出原油滲透率與黏度之間的關(guān)系：模擬原油滲透率為5×10-3μm2時，滲透率約為100mPa·s；模擬原油滲透率為25×10-3μm2時，滲透率約為200mPa·s；模擬原油滲透率為50×10-3μm2時，滲透率約為350mPa·s[2]。經(jīng)過初步評估，該油藏產(chǎn)量指標(biāo)為102t/d，這說明該油藏的滲透率已經(jīng)達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，如果使用水平井技術(shù)，預(yù)計其初期產(chǎn)能也會遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于直井。另外，當(dāng)模擬原油滲透率為100×10-3μm2時，滲透率約為420mPa·s，這也與蒸汽吞吐界限相符，說明低滲稠油油藏是適合運用水平井技術(shù)進(jìn)行開發(fā)的。

2.2 原油流度域產(chǎn)油量關(guān)系

運用數(shù)值模擬的方式，可以實現(xiàn)對多組數(shù)據(jù)的模擬計算，結(jié)果顯示，在流速達(dá)到0.2×10-3μm2/（mPa·s）以后，油藏的產(chǎn)油量便已經(jīng)超過了102t/d；在流速達(dá)到1.0×10-3μm2/（mPa·s）時，產(chǎn)油量可以達(dá)到400t/d以上。但出于多方面因素考慮，可以將0.2×10-3μm2/（mPa·s）確定為流度下限，以確保油藏的正常開采。

3 水平井優(yōu)化

由于低滲稠油油藏具有滲透率低、原油黏度大等特點，需要以實際情況為依托，運用水平井方式來提升單井的產(chǎn)油量，在這個過程中加入蒸汽吞吐技術(shù)，能夠進(jìn)一步提升采收率。對于水平井優(yōu)化來說，選擇適合的井形與水平段長度的確定，是優(yōu)化過程中需要解決的主要問題。

3.1 選擇井形

同樣運用數(shù)值模擬方式，對比了水平井和直井在使用過程中的吞吐效果。部署方式：直井的部署方式為200米見方的井網(wǎng)；水平井的部署方式為每個井段長400米，井段之間的距離為200米，設(shè)于油藏的中部地區(qū)。經(jīng)對比，直井與水平井在溫度、干度、注汽速度等方面均沒有很大差異，但在注汽強度方面，前者為80m3/m，后者為10m3/m，差異較大，前者的開發(fā)指標(biāo)與后者相比也明顯偏低，所以，水平井更適合低滲稠油油藏的開采。

3.2 水平段長度

根據(jù)現(xiàn)階段的開采水平與開采工藝，文章提出了四套優(yōu)化方案，在其他條件不變的情況下，四套方案水平段的長度不同，第一套為200米，第二套為300米，第三套為400米，第四套為500米。計算結(jié)果顯示，第一套方案的產(chǎn)油量為19.03/104t、注汽量為9.14/104t、產(chǎn)油量為9.59/（t·d-1）；第二套方案的產(chǎn)油量為25.87/104t、注汽量為25.69/104t、產(chǎn)油量為13.54/（t·d-1）；第三套方案的產(chǎn)油量為30.28/104t、注汽量為27.32/104t、產(chǎn)油量為15.53/（t·d-1）；第四套方案的產(chǎn)油量為31.97/104t、注汽量為31.22/104t、產(chǎn)油量為15.97/（t·d-1）[3]。由此可見，水平段越長，其產(chǎn)油效果便越好，但在400米之后，效果提升幅度降低，從節(jié)約成本的角度來講，400米為比較適合的水平段長度。

4 結(jié)束語

綜上所述，對于低滲稠油油藏來說，使用水平井技術(shù)能夠有效提升油藏產(chǎn)量與開發(fā)效率，而且滿足油藏的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，具有很好的應(yīng)用效果，對于絕大多數(shù)低滲稠油油藏來說，出于經(jīng)濟(jì)性考慮，在使用水平井技術(shù)時，將水平段長度控制在400米左右比較合適，能夠有效提升油藏的經(jīng)濟(jì)效益。

參考文獻(xiàn)

[1]賈勝彬，黃春蘭，楊旭彬，等.窄條帶狀邊水稠油油藏水平井提高開發(fā)效果的技術(shù)對策[J].石油天然氣學(xué)報，2014，12：217-219+13.

[2]宋傳真，劉傳喜，丁一萍，等.低滲孔隙型碳酸鹽巖稠油油藏開發(fā)對策——以敘利亞O油田為例[J].石油與天然氣地質(zhì)，2015，2：297-305.

[3]張賢松.渤海油田稠油水平井蒸汽吞吐油藏經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限研究及應(yīng)用[J].中國海上油氣，2013，4：31-35.