超重油油藏水平井冷采加密優化研究

李星民，陳和平，韓 彬，沈 楊，李松林

(中油勘探開發研究院，北京 100083)

引 言

委內瑞拉奧里諾科重油帶超重油油藏原油具有高密度(大于1 g/cm3)、高含瀝青質(9% ～24%)、低含膠質(小于35%)、較高原始溶解氣油比(大于10 m3/m3)、相對低黏度，地下冷采過程中可形成泡沫油流，有一定冷采產能等特點。由于瀝青質和膠質含量差異，在相同原油密度下，超重油黏度比國內稠油黏度低得多，地層條件下黏度低于10000 mPa·s。目前重油帶已開發區塊普遍采用水平井或多分支水平井泡沫油冷采開發技術，其中水平井平行布井情況下的排距平均為500～600 m，一般一次采收率可達到6% ～12%[1－3]。

M區塊位于委內瑞拉奧里諾科重油帶的東端，具有重油帶典型的油藏地質和流體特征，油藏中深為880 m，原始地層壓力為8.6 MPa;孔隙度為0.30～0.36，滲透率為5000×10－3～12000×10－3μm2;原油密度為1.016 g/cm3，原始溶解氣油比為16 m3/m3，飽和壓力為5.6 MPa;地層溫度下脫氣原油黏度為14480 mPa·s，含氣原油黏度為5516 mPa·s。區塊采用整體叢式水平井平行布井冷采開發，排距為600 m。通過室內實驗、數值模擬和經濟評價綜合研究該區塊排距加密技術策略，研究對該區塊及類似區塊的規模上產，充分發揮泡沫油驅油作用，提高超重油冷采效果和技術經濟效益有指導意義。

1 超重油冷采加密物理模擬實驗

1.1 物理模擬模型和模擬方法流程

圖1 井網加密物理模擬實驗裝置示意圖

對常規一維巖心驅替實驗裝置流程進行了改進(圖1)，設計了2個驅替出口A和B，巖心衰竭實驗過程中，相對于關閉B端口、打開A端口生產而言，A、B兩端口同時打開生產意味著井網加密。設計2組對比實驗方案:①方案一不加密，關閉B端口，打開A端口，A端口流壓控制在2 MPa衰竭生產;②方案二加密，同時打開A、B兩端口，兩端口井底流壓均控制在2 MPa同時衰竭生產。實驗用油樣采用M區塊實際的脫氣原油按地層原始溫度、壓力條件下溶解氣而復配的模擬油樣。

1.2 實驗結果及分析

2組實驗的采出程度與累計生產氣油比變化特征均明顯反映出泡沫油特殊的“三段式”生產特征，即彈性生產階段、泡沫油流階段和油氣兩相流階段，其中泡沫油流階段是主要的產量貢獻階段。對比分析2組實驗結果(圖2)可知:不加密情況下，巖心衰竭實驗采出程度為15.8%，累計氣油比為44 cm3/cm3，加密情況下巖心衰竭實驗采出程度為20.5%，累計氣油比為47 cm3/cm3，井網加密后采出程度提高4.7個百分點;加密實驗采出程度的增加主要集中在泡沫油流階段，同時累計氣油比相差不大。對比實驗結果表明，加密能夠有效地提高泡沫油冷采效果，其原因在于加密增大了巖心壓力衰竭速度，加劇了分散氣泡的產生，同時油相黏滯力的增大導致了泡沫在原油中分散程度和滯留程度的增加，增強了泡沫油驅油作用[1]。

圖2 巖心衰竭加密實驗結果

2 超重油冷采加密數值模擬

2.1 數值模擬方法及關鍵參數的確定

描述泡沫油在多孔介質中滲流時氣組分非平衡相間傳質過程及其對體系滲流特征的影響，是泡沫油數值模擬的關鍵所在，基于泡沫油驅油機理認識，采用如下模擬思路和方法[2－4]:①定義油、溶解氣、自由氣和水4組分，溶解氣和自由氣均按相平衡計算其在油、氣兩相中分配;②采用一階化學反應方程式，表征擬泡點壓力之下氣相中的溶解氣傳質為氣相中自由氣的過程，即分散氣泡聚并為連續氣相過程;③為氣相中的溶解氣組分設置低流度相滲來模擬分散氣泡在油中的滯留現象，為氣相中的自由氣設置高流度相滲來模擬分散氣泡聚并后形成連續流動的現象，按氣相中溶解氣組分濃度插值上述2條曲線，修正氣相的相滲曲線形態。

在建立模型的基礎上，基于CMG數值模擬軟件中的化學反應模塊來實現該模擬方法，并進行M區塊水平井生產歷史擬合，擬合產油、產氣、地層壓力和井底流壓。生產歷史擬合調整的主要參數包括泡沫油模擬關鍵參數(如臨界含氣飽和度、一階反應頻率、油氣相滲形態和端點值)、油藏物性參數(如壓縮系數、滲透率)等。

2.2 水平井加密數值模擬

在歷史擬合的基礎上，建立具有區塊典型油藏地質特征的平臺井組模型，開展水平井加密數值模擬研究。區塊采用平臺叢式水平井開發，沿斷層走向平行布井，水平井排距為600 m。采用C、D、E 3套開發層系，600 m水平井排距下，每個平臺每套開發層系部署4口水平井;水平井段長度為1000 m，水平位移為300 m，區塊每個平臺控制地下油藏面積為3.48 km2。在區塊目前水平井平行布井的基礎上，綜合考慮平臺井口集輸管理和將來轉換熱采開發方式井網調整等因素，水平井加密優化研究主要考慮排距加密。

2.2.1 不同排距下水平井泡沫油冷采效果

模擬水平井平行布井情況下不同排距的冷采開發效果。300 m排距加密情況下，水平井部署如圖3所示，300 m排距下每個平臺部署24口水平井。區塊冷采數值模擬結果表明，對于天然能量衰竭開采，隨著排距減小，采油速度大幅增加，階段采出程度增加。分析為縮小排距加大了壓力衰竭速度，激勵了泡沫油驅油作用，從而提高了整體開發效果。但隨著排距減小，單井產油量也隨之降低(表1)。其中，300 m排距條件下，區塊水平井冷采動用儲量的一次采收率可達到12.6%。

圖3 區塊典型平臺300m排距加密水平井部署

表1 不同排距下泡沫油冷采效果對比(折算到單井的指標)

2.2.2 水平井泡沫油冷采加密時機

針對目前M區塊600 m排距水平井已開發區進行了加密時機研究，模擬計算了一個平臺D層井組分別在第0、1、2、3、4、5 a 加密到 300 m 排距情況下的整體開發效果，模擬計算的井組(8口井)的累計產油分別為 199.68 ×104、193.32 ×104、187.47 ×104、178.72 ×104、174.54 ×104、171.42 ×104t。加密時機數值模擬結果表明，開發早期加密有利于整體協同激勵泡沫油作用，開采效果好于晚期加密。

3 合理加密排距經濟評價

采用研究區塊實際的鉆采和地面投資參數、操作費、資源國一攬子油價折算的超重油銷售油價等經濟評價參數，并考慮資源國合同模式及各項財稅條款，按照折現現金流評價方法，建立了單生產單元經濟評價模型，在上述數值模擬計算結果的基礎上，進行了研究區不同加密排距下的經濟評價。結果表明，布倫特油價為3200元/t和折現率為12%的條件下，300 m排距下內部收益率和累計凈現金流相對較高，綜合經濟性最佳。

綜合技術經濟分析，建議研究區已開發區塊冷采階段排距在目前600 m的基礎上加密到300 m，而未開發區則直接采用300 m排距水平井平行布井冷采開發，在提高區塊采油速度和冷采效果、滿足區塊下一步規模上產需求的同時，也可為將來熱采接替穩產和提高采收率階段的井網調整奠定基礎[5－7]。

4 研究區塊排距加密實施效果

M區塊目前已實施300 m排距加密水平井29口，平均初期產油為125 t/d。以加密井M－09井為例，該井為M－06井和M－14井之間的一口加密井，M－06井和M－14井按600 m排距鉆完井并投產近4 a后，M－09井在2口井之間按300 m排距加密鉆完井并投產，初期產油達到175 t/d，同時，加密井投產近2 a的時間內，原2口老井的生產并沒受到加密井的明顯干擾。

5 結論

(1)超重泡沫油水平井冷采，縮小排距能夠激勵泡沫油驅油作用，提高冷采效果。

(2)開發早期加密有利于整體協同激勵泡沫油驅油作用，效果好于晚期加密。

(3)M區塊采用加密至300 m排距的水平井平行布井冷采開發，水平井一次采收率可提高至12.6%，在大幅提高采油速度，滿足區塊規模上產的同時，經濟性相對最優。

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