深层特稠油油藏HDCS开发技术政策界限

王可君

(中石化胜利油田分公司，山东 东营 257015)

引 言

垦西油田位于沾化凹陷，东垦71块位于垦西油田的西南部，其东三段为特稠油，油藏埋藏深度为1730～1825 m，地面原油密度为0.9931～1.0123 g/cm3，地面原油黏度为7224～25248 mPa·s(50℃)，渗透率为 1080 ×10－3～1600 ×10－3μm2，储层平均孔隙度为27%，渗透率级差平均为1.62，含油面积为1.28 km2，石油地质储量为183.7×104t，并含有大量边水。由于油藏埋藏深、原油黏度高，并含有大量边水，导致注汽压力高、热波及范围小，热损失大和回采效果差[1]，常规稠油开发方式无法实现经济有效开发[2－4]。HDCS开发技术是一种采用高效油溶性复合降黏剂和CO2辅助水平井蒸汽吞吐的超稠油开采技术，可有效提高蒸汽利用率，降低注汽压力，提高油汽比，增加产量和生产周期[5－7]。借鉴胜利油田郑 411区块HDCS 开发经验[8－9]，在垦71 块开展了HDCS 开发技术政策界限研究。

1 模型的建立

1.1 数值模拟模型的建立

利用数模软件CMG中的STARS模块，采用直角网格坐标，即X－Y－Z坐标。模型X方向40个网格，Y方向21个网格，Z方向5个网格，网格步长为10 m，网格总数为4200个。采用水平段长为200 m水平井进行生产，水平井位于油藏中部。

1.2 岩石流体参数

岩石和流体参数由实际测试资料提供。原始地层温度为71～77℃，原始油藏压力为17.7～17.9 MPa，有效厚度为5 m，孔隙度为27%，渗透率为1080 ×10－3～1600 ×10－3μm2，原油密度为1.0123 ～1.0031 g/cm3。

1.3 黏—温数据的计算

根据实际地层温度，利用Walther方程[10]计算出地层条件下不同温度时的原油黏度:

式中:μ为绝对黏度或动力黏度，mPa·s;ρ为原油密度，g/cm3;T*为绝对温度，K;v、v1为在温度为T*及下的黏度，10－6m2/s;n为系数。

1.4 相对渗透率取值

由于测试资料中所测得的相对渗透率曲线是在原油黏度较低的情况下测试得到的，不足以反映实际油藏的真实情况。因此数值模拟研究选择了相邻区块，原油物性相似的测试结果进行数模计算。

2 开发技术政策界限

2.1 动用界限

2.1.1 经济极限厚度

如果油层单层厚度小于经济极限厚度[11]，热损失太大，就不能经济有效地进行开采。水平井平均钻井成本为673×104元/口，水平井地面投资及上产费为550×104元/口;平均单位经营成本取1350元/t，计算不同油价下，水平井经济极限产量。当原油价格为70美元/桶时，利用数值模拟方法计算水平井经济极限产量为6909 t。

在经济极限产油量为6909 t的条件下，计算了油层有效厚度为2、3、4、6 m时HDCS开发单井的累计产油量分别为 5900、8500、11300、15400 t。从经济角度分析认为，有效厚度小于3 m时不盈利;HDCS开发有效厚度大于3 m时，有效厚度越大，取得的经济效益越好。因此，垦71块采用HDCS开发的布井经济极限厚度为3 m。

2.1.2 距边水距离

垦71块油藏附近含有大面积边水，油井距离边水的远近直接影响开发效果。为了模拟实际油藏情况，研究中在模型的一侧加了无限大体积边水，分别计算了水平井距边水 60、80、90、100、120 m时的开发效果。水平井采用HDCS开发方式进行生产，当含水达到95%时，停止生产。

根据计算结果做出单井累计产油量与边水距离关系曲线，结合热采水平井开采经济极限累计产油确定油井距边水在90 m以上，方可达到经济极限产油量，取得经济效益(图1)。距边水距离小于90 m时，随着生产时间的延长，油井附近地层压力降低，边水突破快，油井一旦见水，开发效果急剧变差。

2.2 注采参数

2.2.1 注汽强度

在周期注入一定量的CO2和降黏剂条件下，应用数值模拟对比了注汽强度分别为10.0、12.5、15.0、18.0 t/m时的开发效果。通过净累计产油量与注汽强度的关系曲线可知:净累计产油量呈现出先增大后减小的规律，当注汽强度为12.5 t/m时，净累计产油量最高(图2)。因此合理的注汽强度为12.5 t/m。

图1 累计产油量与边水距离关系曲线

图2 净累计产油量与不同注汽强度的关系曲线

2.2.2 CO2注入量

CO2溶解可有效降低原油黏度[12]，研究中计算了当注汽强度为12.5 t/m时，CO2周期注入量分别为 80、100、120、150、170 t时的吞吐效果(图3)。由图3可知:随着CO2注入量的增加，累计产油量和采出程度增加，呈现出先增大后减小的规律，当CO2周期注入量为100 t时，净累计产油量最大。因此合理的CO2周期注入量为100 t。

图3 净累计产油量与不同CO2注入量的关系曲线

2.2.3 降黏剂注入量

在注汽强度为12.5 t/m、CO2周期注入量为100 t的条件下，对比了降黏剂周期注入量分别为0、10、20、30 t时的吞吐效果(图4)。由图4 可知，随着降黏剂注入量的增加，累计产油量和采出程度增加，净累计产油量呈现出先增大后减小的规律，当降黏剂注入量为20 t时，净累计产油量最大。因此合理的降黏剂周期注入量为20 t。

图4 净累计产油量与不同降黏剂注入量关系曲线

2.2.4 排液量

应用数值模拟对比了生产井排液量分别为20、30、40、50 t/d 时的生产效果(图 5)。由图5 可知，随着排液量的增加，累计产油量和采出程度呈现出先增大后减小的规律，当排液量为30～40 t/d时，各项开发指标最优。因此吞吐阶段合理的排液量为30～40 t/d。

图5 不同排液量与采出程度关系曲线

3 实施效果

胜利油田王庄郑411区块属超稠油油藏[8]，埋深较大(1400～1500 m)，储层胶结疏松，原油黏度大(大于300 Pa·s)。该区目的层包括2个小层，其中上部Es311小层厚度小，平均仅为6～12 m，下部的Es312小层存在较强的边底水，而且该地区油层含有大量泥质，油藏开发难度大。2006年采取HDCS技术攻关，2008年底完成初步的产能建设，截至目前该区块一砂组投产油井35口，累计产油量为46.3×104t，采出程度为19.2%，累计油气比为0.85，取得很好效果。

4 结论

(1)对于埋藏深、原油黏度大，含有大量边水的稠油油藏采用HDCS技术进行开发可大幅度提高采收率。

(2)采用HDCS开发方式进行生产，布井极限厚度为3 m，距边水90 m以上。

(3)HDCS生产时优化的注汽强度为12.5 t/m，CO2周期注入量为100 t，降黏剂周期注入量为20 t，吞吐阶段合理的排液量为30～40 t/d时，净产油量最大，开发效果最好。

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