HDCS技術在深層邊底水稠油油藏中的應用

曹晶晶+楊以智+盧慧

（1、勝利油田分公司樁西采油廠 2、勝利油田分公司海洋采油廠 3、勝利油田分公司孤東采油廠）

摘要：樁斜139區塊為深層邊底水活躍的稠油油藏，動態分析表明：制約開發的關鍵因素為活躍邊底水的指進造成油井暴性水淹及深層稠油熱損失大。為此提出了采用HDCS技術來動用Ng71剩余油，其中的水平井可一定程度地抑制水錐，降黏劑、CO2則可一定程度的降低原油黏度，彌補深層稠油注汽質量差的問題。最后通過數值模擬、室內實驗等手段，開展了HDCS參數優化。研究成果應用于現場，取得了良好的開發效果。

關鍵詞：蒸汽吞吐；邊底水；水平井；稠油油藏

0 前言

對于邊底水稠油油藏來說，稠油趁熱快采與邊底水油藏控含水上升矛盾突出，本文圍繞”深層邊底水稠油油藏” 開發難點，提出了HDCS開采技術，依據不同構造位置、完井方式、投產方式，開展以HDCS參數優化為重點的熱采工藝配套技術優化，實現了深層稠油有效開發。

1 油藏地質概況

樁斜139區塊位于樁西油田北部灘海區，構造上位于樁西和埕島潛山披覆構造的結合部，北鄰埕島油田埕北35塊，南與樁斜137塊相接，油藏埋深為1600米左右，縱向上發育5個含油小層，其中主力小層Ng71為活躍邊底水油藏，地質儲量為370×10-4t，儲層孔隙度為35.0%，空氣滲透率為2328×10-3um2，地面原油粘度為9196mPa.s，地面原油密度為0.9872g/cm3，油藏類型為高孔高滲、邊底水普通稠油油藏。

2 開發中存在的問題

（1）邊底水能量強，定向開發受底水錐進影響含水上升快

樁139塊于2002年建采油平臺實施“海油陸采”，分Ng71、Ng63、Ng72三套層系進行注蒸汽吞吐[1]。其中Ng71自2001年10月投產，投產井數22口，全部為定向井，由于存在較強的邊底水能量，開采過程中單井含水率上升快，低含水采油期短，產油量遞減幅度大，日前綜合含水率己高達95. 3%，回采水率高達10倍以上，而單井日產油量僅為4. 1 t/d，采出程度僅5.5%。

（2）現有措施效果有限，不能根本解決開發中的矛盾

為改善開發效果，Ng71采取了一系列措施，見到一定的效果。首先是避射，從油井初期含水來看，避射雖對抑制水侵有一定作用，且避射厚度越大，初期含水率越低，但避射后初期含水率整體仍大于80%。其次是對Ng71層高含水井采取提液措施，共實施5口井，其中3口井見到一定效果，累積增油18 708 t，但此種措施屬于強采，會進一步加劇水侵，日前提液井含水率均大于98%。

3HDCS技術適應性評價

根據開發中存在的問題，考慮目標區塊油藏原油粘度相對大（9000mpa.s）、邊底水能量強、定向井開發含水上升快等特點，考慮采用HDCS技術來動用Ng71剩余油。HDCS，即水平井（Horizontal well）、油溶性復合降黏劑（Dissolver）、二氧化碳（Carbondioxide）和蒸汽（Steam）4個英文詞組的首字母組合[2-3]，其中的水平井可一定程度地抑制水錐，降黏劑、CO2則可一定程度的降低原油黏度，彌補深層稠油注汽質量差的問題。

4 深層稠油HDCS參數優化技術

4.1 優化完井方式，實施差異開發

依據不同完井方式的優、缺點，在邊底水區的水平井采用套管射孔完井，在純油區的水平井采用精密濾砂分段完井。

4.2 優化投產方式，實施一井一策

采用 “一井一策”優化射孔投產方式控含水。根據水平井鉆遇狀況，針對有無底水、水平段距底水距離差異，優化不同射孔方式。純油區及距底水大于12米水平井采用下相位四排布孔，相位角30度-45度，距底水距離小于12米采用水平相位射孔，針對物性差的水平段采用140槍140彈深穿透射孔。

新井投產針對構造低部位油井，采用高溫氮氣泡沫調剖封堵技術延緩底水錐進以提高開發效果，實施2口井，控水增油效果顯著。如樁139-平12井初期含水64.4%，對比高部位的樁139-平7井同期含水為83.2%，含水下降18.8%。

4.3 DC聯合優化，降粘增效

結合樁139塊油藏的構造特征和儲層物性，利用CMG軟件數值模型，優化降粘劑、二氧化碳最佳注入強度。根據優化結果，水平井、定向井注入降粘劑的強度在0.09t/m、0.56t/m時，增產效果最好，注入二氧化碳的強度在1.25t/m、8t/m時，增產效果最好。

4.4 優化注汽參數，提高注汽質量

由數值模型計算表明，隨著注汽強度的增加，采出程度和油汽比均呈現出先增大后減小的規律，當注汽強度為12.5t/d時，采出程度和油汽比均最大。因此推薦水平井的注汽強度為12.5t/m。

應用“注汽井筒熱力參數計算軟件”對注汽壓力和注汽速度進行對比計算。在補償器下深1700m，封隔器下深2000m條件下，同一深度，隨著注汽壓力的增加，熱損失增加。因此注汽時應根據注汽設備的情況盡量降低注汽壓力，提高注汽速度，以提高井底蒸汽的干度，減少熱損失。

5現場應用

2015年，樁斜139塊進行了綜合調整方案設計，共設計新水平井21口，方案設計新井第一年產油3.80萬噸，平均單井日油7.4噸，年注汽量6.5萬噸。截止2016年7月，新井21口全部投產完畢，初期峰值平均日油8.3噸，第一年21口井累計產油4.14萬噸，平均單井日油6.3噸，注汽量4.3萬噸，實際開發效果好于方案設計預期效果，實現了該類油藏的有效開發。

6 結論

（1）邊底水活躍導致油井含水上升快是研究區開發中存在的主要矛盾，油藏埋藏深導致注汽質量差，加之轉周不及時則是開發中存在的次要矛盾。

（2）HDCS技術中的水平井可在一定程度上抑制水錐，降黏劑、CO2則可降低原油黏度，彌補深層稠油注汽質量差的問題，是比單一水平井吞吐更具優勢的開發方式。

參考文獻：

[1]徐冬梅，曲麗，徐宏，等.灘海深層稠油油藏開發方式研究[J].油氣井測試，2005，14（2）：31-3.

[2]李賓飛，張繼國，陶磊，等.超稠油HDCS高效開采技術研究[J].鉆采工藝，2009，32（6）：52-55.

[3]張小波.蒸汽-二氧化碳-助劑吞吐開采技術研究[J].石油學報，2006，27（2）：80-84.