超重油油藏水平井冷采加密优化研究

李星民，陈和平，韩 彬，沈 杨，李松林

(中油勘探开发研究院，北京 100083)

引 言

委内瑞拉奥里诺科重油带超重油油藏原油具有高密度(大于1 g/cm3)、高含沥青质(9% ～24%)、低含胶质(小于35%)、较高原始溶解气油比(大于10 m3/m3)、相对低黏度，地下冷采过程中可形成泡沫油流，有一定冷采产能等特点。由于沥青质和胶质含量差异，在相同原油密度下，超重油黏度比国内稠油黏度低得多，地层条件下黏度低于10000 mPa·s。目前重油带已开发区块普遍采用水平井或多分支水平井泡沫油冷采开发技术，其中水平井平行布井情况下的排距平均为500～600 m，一般一次采收率可达到6% ～12%[1－3]。

M区块位于委内瑞拉奥里诺科重油带的东端，具有重油带典型的油藏地质和流体特征，油藏中深为880 m，原始地层压力为8.6 MPa;孔隙度为0.30～0.36，渗透率为5000×10－3～12000×10－3μm2;原油密度为1.016 g/cm3，原始溶解气油比为16 m3/m3，饱和压力为5.6 MPa;地层温度下脱气原油黏度为14480 mPa·s，含气原油黏度为5516 mPa·s。区块采用整体丛式水平井平行布井冷采开发，排距为600 m。通过室内实验、数值模拟和经济评价综合研究该区块排距加密技术策略，研究对该区块及类似区块的规模上产，充分发挥泡沫油驱油作用，提高超重油冷采效果和技术经济效益有指导意义。

1 超重油冷采加密物理模拟实验

1.1 物理模拟模型和模拟方法流程

图1 井网加密物理模拟实验装置示意图

对常规一维岩心驱替实验装置流程进行了改进(图1)，设计了2个驱替出口A和B，岩心衰竭实验过程中，相对于关闭B端口、打开A端口生产而言，A、B两端口同时打开生产意味着井网加密。设计2组对比实验方案:①方案一不加密，关闭B端口，打开A端口，A端口流压控制在2 MPa衰竭生产;②方案二加密，同时打开A、B两端口，两端口井底流压均控制在2 MPa同时衰竭生产。实验用油样采用M区块实际的脱气原油按地层原始温度、压力条件下溶解气而复配的模拟油样。

1.2 实验结果及分析

2组实验的采出程度与累计生产气油比变化特征均明显反映出泡沫油特殊的“三段式”生产特征，即弹性生产阶段、泡沫油流阶段和油气两相流阶段，其中泡沫油流阶段是主要的产量贡献阶段。对比分析2组实验结果(图2)可知:不加密情况下，岩心衰竭实验采出程度为15.8%，累计气油比为44 cm3/cm3，加密情况下岩心衰竭实验采出程度为20.5%，累计气油比为47 cm3/cm3，井网加密后采出程度提高4.7个百分点;加密实验采出程度的增加主要集中在泡沫油流阶段，同时累计气油比相差不大。对比实验结果表明，加密能够有效地提高泡沫油冷采效果，其原因在于加密增大了岩心压力衰竭速度，加剧了分散气泡的产生，同时油相黏滞力的增大导致了泡沫在原油中分散程度和滞留程度的增加，增强了泡沫油驱油作用[1]。

图2 岩心衰竭加密实验结果

2 超重油冷采加密数值模拟

2.1 数值模拟方法及关键参数的确定

描述泡沫油在多孔介质中渗流时气组分非平衡相间传质过程及其对体系渗流特征的影响，是泡沫油数值模拟的关键所在，基于泡沫油驱油机理认识，采用如下模拟思路和方法[2－4]:①定义油、溶解气、自由气和水4组分，溶解气和自由气均按相平衡计算其在油、气两相中分配;②采用一阶化学反应方程式，表征拟泡点压力之下气相中的溶解气传质为气相中自由气的过程，即分散气泡聚并为连续气相过程;③为气相中的溶解气组分设置低流度相渗来模拟分散气泡在油中的滞留现象，为气相中的自由气设置高流度相渗来模拟分散气泡聚并后形成连续流动的现象，按气相中溶解气组分浓度插值上述2条曲线，修正气相的相渗曲线形态。

在建立模型的基础上，基于CMG数值模拟软件中的化学反应模块来实现该模拟方法，并进行M区块水平井生产历史拟合，拟合产油、产气、地层压力和井底流压。生产历史拟合调整的主要参数包括泡沫油模拟关键参数(如临界含气饱和度、一阶反应频率、油气相渗形态和端点值)、油藏物性参数(如压缩系数、渗透率)等。

2.2 水平井加密数值模拟

在历史拟合的基础上，建立具有区块典型油藏地质特征的平台井组模型，开展水平井加密数值模拟研究。区块采用平台丛式水平井开发，沿断层走向平行布井，水平井排距为600 m。采用C、D、E 3套开发层系，600 m水平井排距下，每个平台每套开发层系部署4口水平井;水平井段长度为1000 m，水平位移为300 m，区块每个平台控制地下油藏面积为3.48 km2。在区块目前水平井平行布井的基础上，综合考虑平台井口集输管理和将来转换热采开发方式井网调整等因素，水平井加密优化研究主要考虑排距加密。

2.2.1 不同排距下水平井泡沫油冷采效果

模拟水平井平行布井情况下不同排距的冷采开发效果。300 m排距加密情况下，水平井部署如图3所示，300 m排距下每个平台部署24口水平井。区块冷采数值模拟结果表明，对于天然能量衰竭开采，随着排距减小，采油速度大幅增加，阶段采出程度增加。分析为缩小排距加大了压力衰竭速度，激励了泡沫油驱油作用，从而提高了整体开发效果。但随着排距减小，单井产油量也随之降低(表1)。其中，300 m排距条件下，区块水平井冷采动用储量的一次采收率可达到12.6%。

图3 区块典型平台300m排距加密水平井部署

表1 不同排距下泡沫油冷采效果对比(折算到单井的指标)

2.2.2 水平井泡沫油冷采加密时机

针对目前M区块600 m排距水平井已开发区进行了加密时机研究，模拟计算了一个平台D层井组分别在第0、1、2、3、4、5 a 加密到 300 m 排距情况下的整体开发效果，模拟计算的井组(8口井)的累计产油分别为 199.68 ×104、193.32 ×104、187.47 ×104、178.72 ×104、174.54 ×104、171.42 ×104t。加密时机数值模拟结果表明，开发早期加密有利于整体协同激励泡沫油作用，开采效果好于晚期加密。

3 合理加密排距经济评价

采用研究区块实际的钻采和地面投资参数、操作费、资源国一揽子油价折算的超重油销售油价等经济评价参数，并考虑资源国合同模式及各项财税条款，按照折现现金流评价方法，建立了单生产单元经济评价模型，在上述数值模拟计算结果的基础上，进行了研究区不同加密排距下的经济评价。结果表明，布伦特油价为3200元/t和折现率为12%的条件下，300 m排距下内部收益率和累计净现金流相对较高，综合经济性最佳。

综合技术经济分析，建议研究区已开发区块冷采阶段排距在目前600 m的基础上加密到300 m，而未开发区则直接采用300 m排距水平井平行布井冷采开发，在提高区块采油速度和冷采效果、满足区块下一步规模上产需求的同时，也可为将来热采接替稳产和提高采收率阶段的井网调整奠定基础[5－7]。

4 研究区块排距加密实施效果

M区块目前已实施300 m排距加密水平井29口，平均初期产油为125 t/d。以加密井M－09井为例，该井为M－06井和M－14井之间的一口加密井，M－06井和M－14井按600 m排距钻完井并投产近4 a后，M－09井在2口井之间按300 m排距加密钻完井并投产，初期产油达到175 t/d，同时，加密井投产近2 a的时间内，原2口老井的生产并没受到加密井的明显干扰。

5 结论

(1)超重泡沫油水平井冷采，缩小排距能够激励泡沫油驱油作用，提高冷采效果。

(2)开发早期加密有利于整体协同激励泡沫油驱油作用，效果好于晚期加密。

(3)M区块采用加密至300 m排距的水平井平行布井冷采开发，水平井一次采收率可提高至12.6%，在大幅提高采油速度，满足区块规模上产的同时，经济性相对最优。

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