LKQ油田E区超深层超稠油热水开发数值模拟研究

2013-09-20孙欣华周邻丹万海乔呼惠娜唐后军张娜张斌成

断块油气田 2013年1期

孙欣华，周邻丹，万海乔，呼惠娜，唐后军，张娜，张斌成

（1.中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009；2.陕西延长石油（集团）有限责任公司研究院，陕西西安 710075；3.中国石油吐哈油田公司鲁克沁采油厂，新疆鄯善 838299；4.中国石油吐哈油田公司工程技术研究院，新疆哈密 839009）

1 油田概况

LKQ油田E区断层多、断块复杂，主要发育上二叠统梧桐沟组油层，平均孔隙度为30%，平均渗透率800×10-3μm2，埋深 1 900～2 280 m，原始地层压力系数1.2，油层温度64℃；地面原油密度0.987 g/cm3，地层原油黏度 3 856 mPa·s，50 ℃时原油黏度 27 930～110 600 mPa·s，属于超深层超稠油。

2010年对Y4平1井开展了2个轮次的亚临界蒸汽吞吐，试验有效期短，仅10 d左右，增油效果差。2011—2012年对2口井进行了超临界蒸汽吞吐现场试验，均取得了良好效果。Y4平1井第1轮次产油量从吞吐前的2.3 t/d上升到初期的14.6 t/d，稳定产油5 t/d以上；Y501井吞吐前无自然产能，吞吐后初期产油量5.0 t/d，稳定产油量2.0 t/d以上。

2 渗流特征

超临界蒸汽吞吐能提高产能，但是由于生产成本高、经济效益差，在此探索注热水开发的可行性［1-4］。不同温度水驱油的实验结果表明：

1）60℃水驱时原油流动困难，驱油效率低，含水率达到99%以上时，驱替效率仅为16.66%。油相相对渗透率随着含水饱和度的增加下降较快，油水两相共渗范围较窄，交点较低，反映出油水黏度比极大。

2）200℃热水驱时原油易于流动，驱油效率高，含水率达到99%以上时，驱替效率达到55.88%。油相相对渗透率随着含水饱和度的增加下降较慢，油水两相共渗范围较宽，交点有所升高，反映出油水黏度比减小。

3）200℃蒸汽驱时原油易于流动，驱油效率高，含水率达到99%以上时，驱替效率达到67.08%。随着液相饱和度的增加，蒸汽驱的油相相对渗透率大幅度下降，汽相相对渗透率上升；注入端压力最高上升到1.02 MPa，表明原油在200℃下易于流动。

油水相渗及驱油效率对温度非常敏感（见图1），总体上提高油层温度、降低原油黏度、增加原油流动性，是E区超稠油有效开发的关键因素［5-8］。

图1 不同温度下相对渗透率对比

3 试验区选择

结合E区油藏的地质特征，制定的试验区优选原则如下：

1）与超临界蒸汽吞吐井不在同一断块；

2）油层分布稳定、厚度较大；

3）储层有代表性；

4）附近井试油产量较高。

储层研究表明，Y4区块Y4—Y401井区储层分布稳定，储层厚度在40 m以上，砂岩厚度在13 m左右。油层厚度等值图表明，该井区油层分布稳定，砂岩与砂砾岩油层总厚度在20 m以上［9］。孔隙度等值图表明，该井区孔隙度在25%左右，物性较好。Y4井区单井试油试采数据表明，单井产油量2.18～15.90 t/d，针对E区超稠油开发效果良好。在综合考虑以上因素的前提下，为避开超临界蒸汽吞吐井区，优选Y401井区作为注热水开发试验区。

4 井型、井距确定

单井试油产能表明，水平井初期有一定产能，而直井产量很低，大部分井无自然产能。Y4井区油层分布稳定，厚度15～25 m，适合水平井开发。但从节约投资、减少钻井风险及快速开展现场试验的角度考虑，采用直井［10-11］。

对于注采井距均为50 m，分别注入35，75，100，210℃水，进行了数值模拟研究，20 a末采出程度分别为 6.63%，8.87%，10.54%，18.34%，井口流体温度越高，开发效果越好；为了超稠油的经济有效开发，在实现有效驱替的同时，降低生产成本，决定对100℃热水驱加热半径进行数值模拟研究［7-8］，结果表明，井距在70 m时可以实现有效驱替（见图2）。

对于注水温度为100℃，不同注采井距下的开发效果进行了预测，结果表明，井距越小，20 a末采出程度越高（见图 3）［12-17］。

图2 70 m井距注100℃热水温度场分布

图3 注入100℃热水时不同井距的采出程度

调研资料显示，国内蒸汽吞吐和蒸汽驱井距基本为70～100 m，综合确定注热水试验区井距为70 m。

5 注采能力分析

5.1 吸水能力

利用E区前期2口注水井Y4平和Y4平1注水数据，对吸水能力进行了分析，Y4平井注常温水米吸水指数为 0.009 m3/（d·MPa），Y4 平 1 井注高温蒸汽后再注常温水，米吸水指数为 0.023 m3/（d·MPa），吸水能力明显提高。同时驱替实验表明，60℃热水驱替启动压差为21 MPa，200℃热水驱替启动压差为0.68 MPa，高温注水时启动压差显著降低。

5.2 注入量

1）YD平3-5井为稠油注水开发区块唯一的水平注水井，用此井吸水能力与直井类比，求取倍数关系。全区直井注水井平均米吸水指数是水平井的3.3倍。由于YD平3-5井水平段长度仅为74.5 m，在其他条件不变的理想状态下，若按水平段长度400 m进行折算，直井米吸水指数为水平井的17.5倍。由此对米吸水指数进行折算，当注水厚度为10 m时，Y4平井正常注水的直井注水量可达到22.3 m3/d，Y4平1井注蒸汽

后注常温水的直井注水量可达到58.8m3/d（见表1）。

表1 直井注水量计算结果

2）借用物性、埋深类似的L2区块米吸水指数进行类比计算。L2区块油藏埋深2 200～2 300 m，储层平均孔隙度为 28.9%，平均渗透率 595.5×10-3μm2，油藏埋深2 200～2 300 m，油层温度66.1℃，地层原油黏度为611 mPa·s，压力系数为1.008。该区块米吸水指数为0.16 m3/（d·MPa），借用此值计算直井日注水量为23.6 m3。结果表明，Y4区块直井注常温水的日注水量可以满足注采平衡需要。

5.3 注入压力

Y4区块比M区地层压力系数高，原油黏度大，实际注水要困难得多。对于直井注水，由于注水厚度小，在不超破裂压力的前提下进行注水，直井最大日注水量在20 m3左右，高温蒸汽处理后最大日注水量可以达到60 m3左右。在不超破裂压力的注水条件下，试验区应采用25 MPa注水系统。

5.4 注入流体温度

针对实际井深，在注入100℃热水时，对不同注入速度下井底流体温度进行了模拟预测，结果表明：注入速度为20 m3/d时，井底流体温度为64.1℃，基本不造成冷伤害（见图4）。注入15℃冷水时，对不同注入速度下井底流体温度进行了模拟预测，结果表明：注入速度为20 m3/d时，井底流体温度为45℃，冷伤害比较严重。在地层压力下，原油黏度对温度敏感性很强，注入水温度过低，必然会造成原油黏度增加，流动性变差。井口注入流体温度应在90℃以上。