水平井热采提高二次开发效果

2015-03-23郑文梅中油辽河油田分公司特种油开发公司辽宁盘锦124010

化工管理 2015年3期

郑文梅（中油辽河油田分公司特种油开发公司，辽宁盘锦124010）

水平井热采提高二次开发效果

郑文梅（中油辽河油田分公司特种油开发公司，辽宁盘锦124010）

针对二次开发开发中存在的问题，通过研究国内外多种水平井底水脊进临界产量解析模型，发现低粘度油藏流体驱替更加均匀，底水脊进趋势比高粘度油藏更小，寻找出了解决问题的办法。在此基础上利用CMG软件的STARS模型来模拟流体油、气、水的流动规律，研究二次开发水平井的热采效果和合理的注采参数，实际应用结果表明水平井热采能经济有效提高油井产量，提高二次开发水平。

热采；底水油藏；水平井；二次开发

一、二次开发简介

新海27块地处辽宁省大洼县城西南14 km的渤海海滩上，构造上位于辽河断陷盆地中央隆起南部倾没带南端，主要开采层位为下第三系东营组东一段油层，含油面积2.3 km2，石油地质储量451×104t（二次开发后储量672.66×104t）。1991～1992年通过新海27井试油获得工业油气流，1993年进入整体开发阶段，2007年全面实施二次开发。

1.主要油藏特征

新海27块为一短轴背斜构造，形态平缓，地层倾角2°～4°；属于辫状河三角洲沉积，发育水下分流河道和分流间微相；油藏埋深-1375～-1465 m；储层平均孔隙度31.4%，平均渗透率1926.9×10-3μm2，为高孔～高渗储层。东营组东一段地层划分为4个砂岩组9个小层，油层主要集中在d1Ⅰ13小层和d1Ⅰ31小层。50℃地面脱气原油粘度平均为2786mPa·s。油藏类型为厚层～特厚层边底水普通稠油油藏。

2.一次开发简况

该块于1993年以一套层系、141m井距、正方形井网依靠天然能量投入开发，1994年产量达到高峰，由于油藏边底水能量活跃、原油粘度大，造成底水锥进快，油井水淹严重，区块投产1年后综合含水达到60%以上，中低含水期含水上升率高达55.2%，区块产量快速递减，4年间产量下降67%，1997年以来断块始终处于低速低效开发状态。新海27块共有油井41口，开井22口，日产液494 t，日产油32 t，综合含水93.6%，累产油61×104t，累产水231×104t，采油速度0.26%，采出程度13.52%，油藏濒临废弃。

二、水平井热采研究

1.水平井热采原理

水平井注汽是通过对水平井内注入蒸汽，利用蒸汽的超覆效应，使受热原油降粘后依靠重力的作用流入水平生产井，同时也降低了井筒中油流阻力，提高稠油油藏的开发效果。对于底水油藏水平井注汽热采还可降低稠油粘度，加大稠油渗流速度，从而有效减小底水锥进，控制油井含水。

根据目前国内外多种水平井底水脊进临界产量解析模型，假设地层水粘度不变，油水粘度比对水平井临界产量的影响。研究表明，油水粘度比越低，油藏流体类似于活塞驱替，水平井临界产量越高，反之水平井临界产量下降。表明低粘度油藏流体驱替更加均匀，底水脊进趋势比高粘度油藏更小。

2.热采模型建立

通过运用CMG中的STARS软件，根据油藏的基础数据，建立相应的模拟模型，对该区块开发过程进行模拟计算，得出该区块的模拟计算结果，包括累产液、累产油、累产水等。将实际生产动态统计与模拟统计结果作一比较，相对误差均在5%以内，基本达到了精细油藏数值模拟要求，油藏模型基本符合地下实际情况。

3.热采开采方式研究

研究通过模拟计算新海27块水平井海平1井冷采和蒸汽吞吐的开采指标，评价新海27块水平井热采开发效果。设计方案为两个——冷采和蒸汽吞吐方案，分别命名为方案C和方案T。模拟计算冷采方案C和热采方案T，预测其开采指标。对比冷采与热采后海平1井的累积产油量和日产油量可见，实施蒸汽吞吐后累积产油量和日产油量都大于冷采方案的累积产油量和日产油量。至热采方案实施第10年，海平1井分别可净增油量1.44×104t，因此实施蒸汽吞吐可以获得更好的开发效果。

4.水平井注采参数优化研究

合理注汽量方案设计主要在新海27块开采方式研究的基础上，针对海平1井蒸汽吞吐开采方式设计。设计周期注汽量为6000m3、8000m3和10000m3，方案名称分别为方案ZQ-1、方案ZQ-2和方案ZQ-3。通过研究，结果表明方案实施5年后方案ZQ-3为最优，即最优的周期注汽量为10000m3。

设计海平1和海平2采液速度在原基础上的1.0倍、1.2倍和1.5倍，方案名称分别为方案CY-1、方案CY-2和方案CY-3。随着采液速度的增大，方案实施5年后累积采油量增大。通过研究，结果表明方案实施5年后方案CY-3为最优，即采液速度的越大，开发效果越好，因此建议在地层能量允许的条件下可适当加大采液量。