邊底水超稠油油藏控水穩油數值模擬研究——以勝利油田鄭411區塊為例

劉祖鵬，張傳舉，李兆敏

（1.中國石化勝利油田分公司地質科學研究院，山東東營257015；2.中海油服油技事業部；3.中國石油大學（華東））

勝利油田稠油資源豐富，油藏類型多樣，探明未動用儲量1.69×108t，其中特、超稠油儲量占24%。蒸汽吞吐和蒸汽驅不能有效開發特、超稠油油藏。勝利油田采用HDCS（水平井，油溶性降黏劑，二氧化碳和蒸汽）強化采油技術實現了超稠油的有效動用［1－3］。但是，該類油藏一般具有較強的邊底水，HDCS開發初期，活躍的邊底水能夠補充油藏能量，促進油田生產，但是隨著吞吐輪次的不斷增加，地層能量逐步下降，邊底水在壓差作用下不斷向生產井井底運移，最終造成邊底水的侵入［3－5］。對于超稠油油藏，邊底水與稠油粘度相差較大，一旦發生水侵現象，邊底水的侵入將十分嚴重，會給油井正常生產帶來嚴重后果，因此研究邊底水超稠油油藏控水穩油技術具有重要意義。

1 油藏概況

本次數值模擬研究的目標區塊為勝利油田鄭411區塊1砂體，其油藏類型為具有邊底水的構造－巖性超稠油油藏。

油藏埋深1 350 m左右，地層溫度65～68℃，地溫梯度3.8～3.9℃／100 m，壓力12.58～13.75 MPa，壓力系數為0.98～1.0，屬異常高溫、常壓系統。該油藏的平均孔隙度為33%，平均滲透率為5 000×10－3μm2，屬于高孔高滲油藏。

鄭411區塊1砂體原油物性如下：地面脫氣原油密度平均為1.0433 g／cm3，50 ℃時地面脫氣原油粘度（22～38）×104mPa·s，油藏溫度（68℃）下地面脫氣原油粘度大于12×104mPa·s，為超稠油油藏。

鄭411區塊1砂體地層水總礦化度范圍7 394～19 215 mg／L，平均14 287 mg／L；氯離子平均含量為8 479 mg／L；水型為氯化鈣型。

2 地質模型的建立及效果預測

2.1 地質模型的建立

根據鄭411區塊1砂體的頂部深度，建立了研究區構造模型，根據砂體厚度、凈毛比、孔隙度以及滲透率等物性參數值，結合參數等值線分布，以井點、等值線數據為基礎，建立該區塊的地質模型。由于油藏邊底水能量較強，因此在邊底水入侵方向設置了較強的解析水體。劃分網格時采用角點網格系統，平面x方向劃分了144個網格，y方向劃分56個網格，縱向上為5層，總節點數144×56×5＝40 320。

2.2 開發歷程歷史擬合

歷史擬合是使模型再現以往的生產動態過程，以便合理地預測未來的動態。根據本區塊的特點，歷史擬合過程中采用了對生產井定地面產液量的工作制度，擬合的指標是累積產液量和累積產油量。擬合結果顯示，區塊累積產油量和實際生產數據基本一致，區塊日產液量、區塊日產油量、單井日產油量均達到了較高的擬合精度，為該區塊的動態預測及控水穩油措施模擬提供了必要的條件。

2.3 原開發方式效果預測

通過建立HDCS數值模擬模型，預測采用HDCS強化采油技術的開發效果。其中單井周期降粘劑用量、CO2注入量、注入溫度和蒸汽干度為吞吐周期平均值，蒸汽注入量按12%遞增。生產井采用定地面產液量工作制度，單井產液量和周期生產時間為周期平均值。該區塊吞吐井共完成了10個輪次的蒸汽吞吐，具體模擬結果如表1所示。

表1 擬生產結束后單井含水率

從表1可以看出，吞吐結束后一線井的含水率達到95%以上，部分二線井的含水率達到90%以上，甚至三線井的含水率也接近80%。說明區塊整體含水大幅上升，邊水侵入范圍增加，區塊面臨全線水淹的危險，因此有必要采取相應的封堵措施，減緩邊水侵入，保證區塊正常生產。

3 封堵方案及參數的確定

為了減緩整個區塊的水侵速度，保證區塊的正常生產，通過參考其他地區稠油油藏治理邊底水的經驗［6－7］，對本區塊曾嘗試通過在一線井注入堵劑的辦法來遏制水侵，但是現場堵調并沒有取得理想的效果，邊部井產水率沒有明顯變化。雖然現場堵調沒有起到預期效果，但目前該油藏并沒有大面積水淹，只是形成了局部連通，因此需要盡早對該超稠油區塊進行控水干預措施，降低水侵速度，以保證整個區塊的正常生產［8］。經過對現場資料的細致分析，初步制定在水體邊部布置一口或幾口水平井，注入堵劑，通過建立具有一定強度的化學隔板有效抑制整個區塊的水侵。

方案模擬過程中對油水界面處網格進行加密，以期得到更加準確的結果。在控水穩油措施模擬中，共設計了以下四種方案：方案一：一口水平井；方案二：兩口交錯水平井；方案三：兩口平行水平井；方案四：三口交錯水平井。

油藏縱向高度為13.6 m，共分5層，從上到下分別為第一到第五層。縱向上三到五層為純水層，所需凍膠注入量為4 000 m3，每天凍膠注入為1 000 m3。

通過初步的計算、對比和優選，得到了四種方案中水平井的最優層位分別是：方案一中水平井的最佳層位為第五層；方案二中兩口交錯水平井的最佳層位為第四層和第五層；方案三中兩口平行水平井的最佳層位為第三層和第五層；方案四中三口井的最佳層位為：油水界面內側兩口交錯水平井分別位于第三層和第五層，油水界面外側水平井位于第五層。四種優選方案的數值模擬結果對比如圖1和圖2所示。由圖1和圖2可以看出，方案三和方案四水侵量小，累積產油量高，開發效果要明顯優于方案一和方案二。但是，方案四需要三口水平井，投資要明顯高于方案三，綜合考慮，確定方案三為最終封堵方案。

圖1 不同優化方案水侵量對比

圖2 不同優化方案累油量對比

（1）凍膠注入量。數值模擬設計了2 000 m3、3 000m3、4 000 m3、5 000 m3、6 000 m3、7 000 m3、8 000m3七種不同的凍膠注入量，計算結果如圖3所示。由圖3可知，隨著凍膠注入量的增大，水侵量不斷減少，累油量逐漸增加，當凍膠注入量小于5 000 m3時，水侵量和累油量的變化接近線性關系；當凍膠的注入量大于5 000 m3時，水侵量和累油量的變化趨勢逐漸減緩，控水穩油效果逐漸降低，因此凍膠的最優注入量為5 000 m3／a。

（2）注入時間優化。凍膠封堵具有一定的有效期，為了加強封堵效果，分別設計了兩種不同注入方案：注入5 000 m3／a凍膠兩年和注入5 000 m3／a凍膠三年。數值模擬結果表明，采用注入方案一和方案二開發，水侵量均有較大幅度下降；但是，方案二相對于方案一，其水侵量降低的幅度明顯變小。這主要是因為凍膠在地層中產生了吸附，因此后續注入可以考慮適當減少凍膠注入量。

圖3 不同凍膠注入量下水侵量和累油量對比曲線

4 結論

通過對勝利油田鄭411區塊邊底水超稠油油藏的控水穩油措施的數值模擬得到以下認識：

（1）最優封堵方案為于第三層和第五層布置兩口平行水平井注入化學堵劑。

（2）凍膠最優注入量為5 000 m3／a，后續凍膠注入量可以根據油田實際生產情況適當減少。

（3）采取凍膠注入可以實現對邊底水超稠油油藏的控水穩油，保證油田正常生產。

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