HDCS技術(shù)在深層邊底水稠油油藏中的應(yīng)用

曹晶晶+楊以智+盧慧

（1、勝利油田分公司樁西采油廠 2、勝利油田分公司海洋采油廠 3、勝利油田分公司孤東采油廠）

摘要：樁斜139區(qū)塊為深層邊底水活躍的稠油油藏，動(dòng)態(tài)分析表明：制約開發(fā)的關(guān)鍵因素為活躍邊底水的指進(jìn)造成油井暴性水淹及深層稠油熱損失大。為此提出了采用HDCS技術(shù)來動(dòng)用Ng71剩余油，其中的水平井可一定程度地抑制水錐，降黏劑、CO2則可一定程度的降低原油黏度，彌補(bǔ)深層稠油注汽質(zhì)量差的問題。最后通過數(shù)值模擬、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)等手段，開展了HDCS參數(shù)優(yōu)化。研究成果應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)，取得了良好的開發(fā)效果。

關(guān)鍵詞：蒸汽吞吐；邊底水；水平井；稠油油藏

0 前言

對(duì)于邊底水稠油油藏來說，稠油趁熱快采與邊底水油藏控含水上升矛盾突出，本文圍繞”深層邊底水稠油油藏” 開發(fā)難點(diǎn)，提出了HDCS開采技術(shù)，依據(jù)不同構(gòu)造位置、完井方式、投產(chǎn)方式，開展以HDCS參數(shù)優(yōu)化為重點(diǎn)的熱采工藝配套技術(shù)優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了深層稠油有效開發(fā)。

1 油藏地質(zhì)概況

樁斜139區(qū)塊位于樁西油田北部灘海區(qū)，構(gòu)造上位于樁西和埕島潛山披覆構(gòu)造的結(jié)合部，北鄰埕島油田埕北35塊，南與樁斜137塊相接，油藏埋深為1600米左右，縱向上發(fā)育5個(gè)含油小層，其中主力小層Ng71為活躍邊底水油藏，地質(zhì)儲(chǔ)量為370×10-4t，儲(chǔ)層孔隙度為35.0%，空氣滲透率為2328×10-3um2，地面原油粘度為9196mPa.s，地面原油密度為0.9872g/cm3，油藏類型為高孔高滲、邊底水普通稠油油藏。

2 開發(fā)中存在的問題

（1）邊底水能量強(qiáng)，定向開發(fā)受底水錐進(jìn)影響含水上升快

樁139塊于2002年建采油平臺(tái)實(shí)施“海油陸采”，分Ng71、Ng63、Ng72三套層系進(jìn)行注蒸汽吞吐[1]。其中Ng71自2001年10月投產(chǎn)，投產(chǎn)井?dāng)?shù)22口，全部為定向井，由于存在較強(qiáng)的邊底水能量，開采過程中單井含水率上升快，低含水采油期短，產(chǎn)油量遞減幅度大，日前綜合含水率己高達(dá)95. 3%，回采水率高達(dá)10倍以上，而單井日產(chǎn)油量僅為4. 1 t/d，采出程度僅5.5%。

（2）現(xiàn)有措施效果有限，不能根本解決開發(fā)中的矛盾

為改善開發(fā)效果，Ng71采取了一系列措施，見到一定的效果。首先是避射，從油井初期含水來看，避射雖對(duì)抑制水侵有一定作用，且避射厚度越大，初期含水率越低，但避射后初期含水率整體仍大于80%。其次是對(duì)Ng71層高含水井采取提液措施，共實(shí)施5口井，其中3口井見到一定效果，累積增油18 708 t，但此種措施屬于強(qiáng)采，會(huì)進(jìn)一步加劇水侵，日前提液井含水率均大于98%。

3HDCS技術(shù)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

根據(jù)開發(fā)中存在的問題，考慮目標(biāo)區(qū)塊油藏原油粘度相對(duì)大（9000mpa.s）、邊底水能量強(qiáng)、定向井開發(fā)含水上升快等特點(diǎn)，考慮采用HDCS技術(shù)來動(dòng)用Ng71剩余油。HDCS，即水平井（Horizontal well）、油溶性復(fù)合降黏劑（Dissolver）、二氧化碳（Carbondioxide）和蒸汽（Steam）4個(gè)英文詞組的首字母組合[2-3]，其中的水平井可一定程度地抑制水錐，降黏劑、CO2則可一定程度的降低原油黏度，彌補(bǔ)深層稠油注汽質(zhì)量差的問題。

4 深層稠油HDCS參數(shù)優(yōu)化技術(shù)

4.1 優(yōu)化完井方式，實(shí)施差異開發(fā)

依據(jù)不同完井方式的優(yōu)、缺點(diǎn)，在邊底水區(qū)的水平井采用套管射孔完井，在純油區(qū)的水平井采用精密濾砂分段完井。

4.2 優(yōu)化投產(chǎn)方式，實(shí)施一井一策

采用 “一井一策”優(yōu)化射孔投產(chǎn)方式控含水。根據(jù)水平井鉆遇狀況，針對(duì)有無底水、水平段距底水距離差異，優(yōu)化不同射孔方式。純油區(qū)及距底水大于12米水平井采用下相位四排布孔，相位角30度-45度，距底水距離小于12米采用水平相位射孔，針對(duì)物性差的水平段采用140槍140彈深穿透射孔。

新井投產(chǎn)針對(duì)構(gòu)造低部位油井，采用高溫氮?dú)馀菽{(diào)剖封堵技術(shù)延緩底水錐進(jìn)以提高開發(fā)效果，實(shí)施2口井，控水增油效果顯著。如樁139-平12井初期含水64.4%，對(duì)比高部位的樁139-平7井同期含水為83.2%，含水下降18.8%。

4.3 DC聯(lián)合優(yōu)化，降粘增效

結(jié)合樁139塊油藏的構(gòu)造特征和儲(chǔ)層物性，利用CMG軟件數(shù)值模型，優(yōu)化降粘劑、二氧化碳最佳注入強(qiáng)度。根據(jù)優(yōu)化結(jié)果，水平井、定向井注入降粘劑的強(qiáng)度在0.09t/m、0.56t/m時(shí)，增產(chǎn)效果最好，注入二氧化碳的強(qiáng)度在1.25t/m、8t/m時(shí)，增產(chǎn)效果最好。

4.4 優(yōu)化注汽參數(shù)，提高注汽質(zhì)量

由數(shù)值模型計(jì)算表明，隨著注汽強(qiáng)度的增加，采出程度和油汽比均呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)注汽強(qiáng)度為12.5t/d時(shí)，采出程度和油汽比均最大。因此推薦水平井的注汽強(qiáng)度為12.5t/m。

應(yīng)用“注汽井筒熱力參數(shù)計(jì)算軟件”對(duì)注汽壓力和注汽速度進(jìn)行對(duì)比計(jì)算。在補(bǔ)償器下深1700m，封隔器下深2000m條件下，同一深度，隨著注汽壓力的增加，熱損失增加。因此注汽時(shí)應(yīng)根據(jù)注汽設(shè)備的情況盡量降低注汽壓力，提高注汽速度，以提高井底蒸汽的干度，減少熱損失。

5現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2015年，樁斜139塊進(jìn)行了綜合調(diào)整方案設(shè)計(jì)，共設(shè)計(jì)新水平井21口，方案設(shè)計(jì)新井第一年產(chǎn)油3.80萬噸，平均單井日油7.4噸，年注汽量6.5萬噸。截止2016年7月，新井21口全部投產(chǎn)完畢，初期峰值平均日油8.3噸，第一年21口井累計(jì)產(chǎn)油4.14萬噸，平均單井日油6.3噸，注汽量4.3萬噸，實(shí)際開發(fā)效果好于方案設(shè)計(jì)預(yù)期效果，實(shí)現(xiàn)了該類油藏的有效開發(fā)。

6 結(jié)論

（1）邊底水活躍導(dǎo)致油井含水上升快是研究區(qū)開發(fā)中存在的主要矛盾，油藏埋藏深導(dǎo)致注汽質(zhì)量差，加之轉(zhuǎn)周不及時(shí)則是開發(fā)中存在的次要矛盾。

（2）HDCS技術(shù)中的水平井可在一定程度上抑制水錐，降黏劑、CO2則可降低原油黏度，彌補(bǔ)深層稠油注汽質(zhì)量差的問題，是比單一水平井吞吐更具優(yōu)勢(shì)的開發(fā)方式。

參考文獻(xiàn)：

[1]徐冬梅，曲麗，徐宏，等.灘海深層稠油油藏開發(fā)方式研究[J].油氣井測(cè)試，2005，14（2）：31-3.

[2]李賓飛，張繼國，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.

[3]張小波.蒸汽-二氧化碳-助劑吞吐開采技術(shù)研究[J].石油學(xué)報(bào)，2006，27（2）：80-84.