超稠油油藏HDCS开采技术优化

张丁涌

（中国石化胜利油田分公司现河采油厂，山东 东营 257000）

超稠油油藏HDCS开采技术优化

张丁涌

（中国石化胜利油田分公司现河采油厂，山东 东营 257000）

针对胜利油田广9区块超稠油油藏HDCS开采过程中存在的问题，通过油藏数值模拟分析了HDCS的降黏作用机理，优化了HDCS吞吐各周期降黏剂、CO2与蒸汽的注入量，提出HDCS吞吐后期开采方式应转为HNS吞吐。研究结果证实：降黏剂、CO2与蒸汽先后注入地层具有滚动接替、协同降黏作用，降黏剂的作用范围主要集中在近井地带0～2.4 m，CO2的受效半径大于降黏剂，约为6.4 m，蒸汽的作用范围最大，受效半径约为11.2 m。从经济角度出发，HDCS吞吐4周期时，应停止注入降黏剂，转入HCS开发；吞吐7周期时，停止注入CO2，转入蒸汽吞吐开发。HDCS吞吐8周期后，近井地带温度逐渐升高，原油黏度大幅度降低，地层能量逐渐衰竭，产油量下降较快。通过优化得出，HDCS吞吐8周期后转HNS吞吐4周期的总产油量最高。

超稠油；HDCS；降黏机理；参数优化；开采方式

0 引言

胜利油田广9区块油藏埋深837 m，地层压力8.46 MPa，储层有效厚度8～14m，平均孔隙度33%，平均渗透率5 000×10-3μm2，原油密度0.997 5～1.010 0 g/ cm3，50℃下原油黏度一般为50～80 Pa·s。储层润湿性为中性偏亲油，无底水，但边水活跃，具有统一的原始油水边界，油水界面为-960m。

目前针对水平井、降黏剂与CO2辅助蒸汽吞吐（HDCS）技术已经进行了大量研究［1-5］，但对于HDCS吞吐过程中的降黏作用机理还缺乏深入了解；在考虑经济因素的前提下，对不同采出程度及不同原油黏度下各注入因素的组合方式和注入量还缺少系统研究。本文首先通过油藏数值模拟分析了HDCS各注入因素的降黏作用机理，在对HDCS吞吐各周期降黏剂、CO2和蒸汽的注入量进行优化的基础上，通过分析HDCS吞吐后期产油量下降的原因，提出HDCS吞吐后期应转变开采方式以改善开发效果，为低油价条件下HDCS技术降本增效提供理论支持。

1 HDCS降黏作用机理

1.1 区块油藏模型

选取广9区块基本油藏参数，应用CMG-Builder地质建模软件建立油藏模型。油藏埋深840 m，有效厚度10 m，孔隙度33%，渗透率5 000×10-3μm2，初始含油饱和度0.70，油藏温度50℃，原始地层压力8.4 MPa。模型包含1口吞吐水平井，长度200 m。

1.2 协同降黏作用

基于区块油藏模型，首先对HDCS各注入因素降黏作用范围进行研究。依次向地层注入10 t降黏剂段塞、100 t CO2段塞，然后进行2 000 t蒸汽吞吐，注入蒸汽温度为350℃，干度50%，数值模拟结果见图1—2。

图1 不同注入时刻原油黏度垂向分布

图2 不同注入时刻原油黏度径向分布

从图1可以看出，吞吐水平井附近原油黏度明显降低，降黏区域以水平井为中心近似呈圆柱形分布（见图1d）。从图2可以看出：注降黏剂后，近井地带原油黏度迅速降低，但受降黏剂注入量及其在地层中扩散能力的限制，降黏波及范围较小；注CO2后，由于油藏温度较低，且地层压力较高，CO2处于超临界状态，因而具有较大的溶解能力，可以在原油内饱和溶解，使得原油体积膨胀，黏度进一步降低［6-8］，同时降黏剂解聚能力提高，降黏效果提高［9-10］，超临界CO2可以推动降黏剂向远处地层运移，扩大降黏剂的作用范围；注蒸汽后，由于油藏温度的升高，近井地带原油黏度迅速降低，并且CO2在原油中的溶解度下降，析出的CO2携带萃取出的轻组分及降黏剂一起快速向地层内部扩散，扩大了降黏作用范围［11-15］。

1.3 降黏受效范围

受效黏度即沿水平井径向上的某一点在各注入因素（降黏剂、CO2和蒸汽）作用前后原油黏度的差值，表示各因素的降黏受效范围。降黏剂的作用范围主要集中在近井地带，10 t降黏剂的受效半径约为2.4 m，并且距离井筒越近，降黏效果越好，受效黏度随距离的增大迅速降低；由于超临界CO2具有很强的渗流能力，CO2的受效半径要大于降黏剂，100 t CO2的受效半径约为6.4 m，随距离的增大，CO2的降黏效果先增强后减弱，在降黏剂作用的边缘处（约2.4 m）CO2降黏效果最好；蒸汽的作用范围最大，2 000 t蒸汽的受效半径可达11.2 m，蒸汽的降黏效果先随着距离的增大而增强，在5.8 m处达到最高值，然后逐渐减弱（见图3）。

图3 受效黏度与降黏区半径关系

2 HDCS吞吐各周期注入量优化

采用扣除注入蒸汽、CO2及降黏剂费用后的周期总利润作为经济参数，来确定各因素注入量的经济界限。其中，油价按照40$/bbl（1 bbl=1/7 t）计算，降黏剂1万元/t，CO21 000元/t，蒸汽200元/t。以第1周期为例，对各因素注入量分别进行了优化（见表1）。

CO2和蒸汽的注入量（分别为100，2 000 t）保持不变，随着降黏剂注入量增加，周期产油量逐渐上升，降黏剂注入量超过10 t后，产油量增速趋缓。从提高周期产油量的角度，第1周期降黏剂注入量应为10 t，但降黏剂注入量越大，投入成本越高，总利润先随着降黏剂注入量的增大而增大，然后逐渐降低，降黏剂注入量为8 t时总利润最高，因此推荐第1周期降黏剂注入量为8 t。同理，降黏剂和蒸汽的注入量（分别为8，2 000 t）保持不变，CO2注入量为120 t时总利润最高，因此推荐第1周期CO2注入量为120 t；降黏剂和CO2的注入量（分别为8，120 t）保持不变，蒸汽注入量为2 000 t时总利润最高，因此推荐第1周期蒸汽注入量为2 000 t。参照HDCS吞吐第1周期各因素注入量的优化方案，分别对HDCS吞吐第2—12周期降黏剂、CO2和蒸汽的注入量进行了优化，包括从增油角度出发的技术优化值和从利润角度出发的经济优化值，结果如表2所示，HDCS吞吐12周期的总产油量为5 580 t。

表1 HDCS吞吐第1周期各因素注入量对产油量和总利润的影响

可以看出，降黏剂和CO2的注入量随着吞吐周期的增加而逐渐降低。从提高生产利润的角度出发，HDCS吞吐4周期时，停止注入降黏剂，转入HCS开发；吞吐7周期时，停止注入CO2，转入蒸汽吞吐开发。

表2 HDCS吞吐各周期注入量优化图版 t

3 HDCS转HNS研究

针对HDCS吞吐后期周期产油量递减较快的情况，利用区块油藏模型对第1—12周期的HDCS吞吐过程进行了模拟，其中各周期降黏剂、CO2和蒸汽的注入量均为经济优化值。模拟结果显示，1—8周期产油量逐渐升高，但8周期后产量递减较快。分析认为，随着吞吐周期的增加，地层压力逐渐降低，导致回采能量不足，同时近井地带温度逐渐升高，原油黏度大幅度降低，虽然降黏作用距离逐渐增大，但是综合降黏指数却逐渐减小，降黏效果逐渐减弱，产油量下降较快。因此，HDCS吞吐后期原油黏度已经不是影响产油量的主要因素，应转变开发方式以补充地层能量。N2比其他气体具有更高的膨胀性，能够补充地层能量、增加地层压力，并且近年来随着N2制备成本逐渐降低，N2辅助蒸汽吞吐技术得到推广应用［16-20］，因此推荐区块 HDCS吞吐后期转HNS吞吐。

在区块油藏模型的基础上，通过数值模拟对HDCS吞吐转HNS吞吐的时机进行了优化，共设计4组方案，模拟结果如表3、图4所示。其中，HDCS吞吐各因素注入量均为经济优化值，HNS吞吐周期N2注入量为60000m3，周期蒸汽注入量为1900 t。

表3 HDCS吞吐不同周期后转HNS产油量变化

图4 HDCS转HNS周期产油量及近井地带压力变化

可以看出，HDCS吞吐8周期+HNS吞吐4周期的总产油量最高。第9周期转HNS吞吐后，近井地带压力逐渐上升，周期产油量下降幅度趋缓，说明注入N2补充了地层能量，改善了开发效果。

4 应用效果

广9区块位于草南边部，工区内完钻井21口，其中探井4口，开发评价井1口，开发井16口。前期蒸汽吞吐累计产油1 328 t，采出程度0.06%，生产效果较差，基本未动用。以该区块CNP49井为例，分析HDCS转HNS方案的实施效果（见表4）。该井目前已生产12周期，累计产油2578t，周期平均产油215t，平均油汽比为0.11。1—8周期配套HDCS，其中1—5周期累计产油量逐渐上升，第5周期累计产油量达到390.1 t，5—8周期累计产油量逐渐下降。第8周期后由以降黏为主的HDCS转以增能为主的HNS开发，周期累计产油量和油汽比明显增大，取得了较好效果。矿场应用效果验证了HDCS吞吐后期转HNS吞吐理论的技术可行性，为该技术后期的进一步推广应用奠定了基础。

表4 CNP49井HDCS转HNS生产数据统计

5 结论

1）HDCS技术实现了降黏剂、CO2和蒸汽的滚动接替、协同降黏，可有效降低超稠油黏度，并扩大降黏区范围，降低注气压力，提高注汽质量，改善超稠油开发效果。降黏剂的作用范围主要集中在近井地带，CO2的受效半径大于降黏剂，蒸汽的作用范围最大。

2）HDCS吞吐多周期后，地层能量逐渐衰竭，近井地带原油黏度大幅度降低，产油量下降较快。HDCS吞吐8周期后转HNS吞吐4周期的总产油量最高。注入N2可有效补充地层能量，改善开发效果。

3）HDCS注入量优化图版已在广9区块部分生产井开始现场实施，在提高周期产油量、单井产能及采收率方面取得了较好效果。

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（编辑 赵卫红）

Optimization of CO2and viscosity breaker assisted steam huff and puff technology for horizontal wells in super-heavy oil reservoir

ZHANG Dingyong
(Xianhe Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China)

This study aims to improve the recovery effect of CO2and viscosity breaker assisted steam huff and puff technology for horizontal wells(HDCS)in consideration of the current development situation of extra-heavy oil reservoir in the Guang 9 Block of Shengli Oilfield.The viscosity reduction mechanism of HDCS was studied through numerical simulation,and the injection volumes of viscosity reducer,CO2and steam were optimized.It is suggested to transform from HDCS to HNS after 8 cycles of HDCS huff and puff for the exploitation.The results show that the injections of viscosity breaker,CO2and steam have a collaborative viscosity reduction in formation,and the effective viscosity reduction area of viscosity breaker is mainly near the wellbore with a 0-2.4 m radius,the effective viscosity reduction radius of CO2,6.4 m,while the steam has the most extensive operation radius of 11.2 m. Considering the premise of economic factor,the injection of viscosity reducer should be stopped after 4 cycles of HDCS huff and puff,while the injection of CO2should be stopped after 7 stimulation cycles.After 8 cycles of HDCS huff and puff,the oil production decreases rapidly due to the exhaustion of formation energy and the low viscosity of crude oil.The exploitation method is suggested to transform from HDCS to HNS after 8 cycles of HDCS huff and puff.

super-heavy oil;HDCS;viscosity reduction mechanism;parameter optimization;exploitation method

国家自然科学基金青年科学基金项目“致密油储层纳米流体渗吸驱油机制研究”（51604292）

TE345

A

10.6056/dkyqt201703025

2016-12-05；改回日期：2017-03-11。

张丁涌，男，1971年生，博士，研究方向为油气田开发技术与管理。E-mail：zhangdingyong.slyt@Sinopec.com。

张丁涌.超稠油油藏HDCS开采技术优化［J］.断块油气田，2017，24（3）：409-412.

ZHANG Dingyong.Optimization of CO2and viscosity breaker assisted steam huff and puff technology for horizontal wells in super-heavy oil reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：409-412.