桩斜139深层底水稠油油藏开发技术对策

2011-12-29杨艳霞

中国石油大学胜利学院学报 2011年3期

关键词：开发方式井距井间

杨艳霞

（中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015）

桩斜139深层底水稠油油藏开发技术对策

杨艳霞

（中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015）

桩斜139区块为埋深1.6 km以上的深层稠油，注蒸汽吞吐时开发效果差。通过动态分析和剩余油研究表明：制约开发的关键因素为活跃边底水的指进造成油井暴性水淹，井间富集大量剩余油；同时深层稠油热损失大也是导致开发效果差的原因。为此制定了井间加密水平井抑制水锥，同时加入降黏剂、CO2辅助蒸汽降黏，即应用HDCS技术来动用剩余油的技术对策。最后通过建立包含水蒸汽、油、CO2、降黏剂四组分的油气水三相数模模型开展HDCS技术界限研究。

活跃边底水；深层稠油；加密；水平井；HDCS吞吐

1 地质概况

桩斜139块位于胜利桩西油田北部滩海区，构造上处于桩西和埕岛潜山披覆构造的结合部，油藏埋深1 611～1 645 m，纵向上发育有5个含油小层，其中主力含油小层Ng71为活跃边底水油藏，有效厚度10～25 m，地质储量370×104t，储层为高孔高渗，孔隙度在30%以上，渗透率在1 000×10－3μm2以上，50℃地面脱气原油黏度为7 589～9 196 mPa·s。

2 开发中存在的问题及潜力分析

2.1 主要问题

（1）目前井网和开发方式下采收率低。桩139块于2002年建采油平台实施“海油陆采”，分Ng71、Ng63、Ng72三套层系进行注蒸汽吞吐［1］。其中Ng71自2001年10月投产，投产井数22口，由于存在较强的边底水能量，开采过程中单井含水率上升快，目前综合含水率已高达95.3%，回采水率高达10倍以上，而单井日产油量仅为4.1 t／d。同时，由于注汽质量差（在16 MPa注汽压力下，井口为0.7的干度到达井底仅为0.1）、注汽轮次少（大多数井少于2轮），本层系吞吐采出程度仅为5.5%，预测采收率7.5%。

（2）现有措施效果有限，不能根本解决开发中的矛盾。为改善开发效果，Ng71采取了一系列措施，见到一定的效果。首先是避射，从油井初期含水来看，避射虽对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体仍大于80%。其次是对Ng71层高含水井采取提液措施，共实施5口井，其中3口井见到一定效果，累积增油18 708 t，但此种措施属于强采，会进一步加剧水侵，目前提液井含水率均大于98%。同时，Ng71层还有多口井实施了氮气调剖，但由于氮气和泡沫剂注入量不足，堵水调剖效果受到影响，即使在个别氮气和泡沫剂注入量较充足的井，也未见到明显效果。

2.2 调整潜力

本块储量动用程度较低，各层系均低于50%，而且剩余储量大，如主力小层Ng71剩余储量高达352×104t，占到了原始储量的94.7%，且剩余储量一半以上集中在Ng712时间单元，有利于集中调整。平面上，过渡带表现出底水锥进的特征，井点周围剩余油饱和度低，井间剩余油富集，而纯油区受边水影响小，剩余油也比较富集。因此，过渡带井间和纯油区具有加密的潜力。

对研究区进行转变开发方式的尝试，开展DCS、HDCS先导试验，取得了较好的效果。在保证注汽量和注汽速度的2口井中见到明显效果，其中桩139－斜20井累增油1 761 t，平均日增油4.7 t，桩139－P1井累增油2 653 t，平均日增油8.1 t。2010年底新加密的水平井桩139－P3采用HDCS吞吐也取得较好效果，截至2011年4月底，生产123 d，累积产油1 235 t，平均日产油10.1 t，含水率56.6%。

3 开发技术对策

根据开发中存在的问题和潜力分析结果，制定相应的开发调整策略，将Ng71过渡带的特高含水井上返Ng63，完善该层系井网，同时Ng71采用井间加密水平井整体调整，加密的水平井采用HDCS技术来动用Ng71剩余油。HDCS，即水平井（Horizontal well）、油溶性复合降黏剂（Dissolver）、二氧化碳（Carbon dioxide）和蒸汽（Steam）4个英文词组的首字母组合［2－3］，其中的水平井可一定程度地抑制水锥，降黏剂、CO2则可一定程度的降低原油黏度，弥补深层稠油注汽质量差的问题。

通过建立包含水蒸汽、油、CO2、降黏剂四组分的油气水三相数模模型开展HDCS技术界限研究。

（1）开发方式优化。数模计算结果表明，无论是纯油区的井还是过渡带的井，采用HDCS方式吞吐净累油指标均要高于水平井吞吐。因此，HDCS吞吐是比单一水平井吞吐更具优势的开发方式。

（2）极限厚度优化。首先根据桩西采油厂热采井投资成本计算出水平井经济极限产量为8 688 t，吞吐极限油气比为0.1，然后利用数模模型计算底水油藏不同井距条件下不同油层厚度的开发指标。根据水平井需要达到的经济极限产量求取不同井距条件下的布井极限厚度，得到极限厚度与井距关系曲线（图1）。从曲线上可以看出100 m井距条件下水平井布井极限厚度为9 m；150 m井距条件下水平井布井极限厚度约为8 m。

图1 底水油藏布井极限厚度－井距关系曲线

（3）井距优化。从数模计算结果可以看出，对于一定厚度的油层，随着井距的增加，单井累积产油量增加，但采出程度却在降低，仅从开发指标无法判断合理的井距。因此，结合吞吐末温度场图来判断合理井距，比如在油层厚度为12 m条件下，水平井的动用半径约为45～50 m，合适的井距可取100 m。实际中考虑到平面非均质性，合理的井距取125 m。Ng71油层厚度在10～20 m范围变化，新布水平井井距取100～150 m。

（4）水平段长度优化。从单位储量的净累油指标来看，最优的水平段长度为200～250 m。

（5）纵向位置优化。从产量指标来看，水平井在油层中的位置越靠上产量越高，因此水平井在油层中的位置应尽可能靠上。

（6）注采参数的优化。优化的结果为：合适的注汽强度约为10 t／m，CO2周期注入量约为180 t，降黏剂周期注入量约为30 t，最大排液量不超过40 t／d。

根据优化的技术界限在边底水活跃的Ng71层部署水平井12口，利用老井12口，平均单井控制储量15.4×104t，吞吐井距由220 m加密为130 m。