HDCS技术在深层边底水稠油油藏中的应用

曹晶晶+杨以智+卢慧

（1、胜利油田分公司桩西采油厂 2、胜利油田分公司海洋采油厂 3、胜利油田分公司孤东采油厂）

摘要：桩斜139区块为深层边底水活跃的稠油油藏，动态分析表明：制约开发的关键因素为活跃边底水的指进造成油井暴性水淹及深层稠油热损失大。为此提出了采用HDCS技术来动用Ng71剩余油，其中的水平井可一定程度地抑制水锥，降黏剂、CO2则可一定程度的降低原油黏度，弥补深层稠油注汽质量差的问题。最后通过数值模拟、室内实验等手段，开展了HDCS参数优化。研究成果应用于现场，取得了良好的开发效果。

关键词：蒸汽吞吐；边底水；水平井；稠油油藏

0 前言

對于边底水稠油油藏来说，稠油趁热快采与边底水油藏控含水上升矛盾突出，本文围绕”深层边底水稠油油藏” 开发难点，提出了HDCS开采技术，依据不同构造位置、完井方式、投产方式，开展以HDCS参数优化为重点的热采工艺配套技术优化，实现了深层稠油有效开发。

1 油藏地质概况

桩斜139区块位于桩西油田北部滩海区，构造上位于桩西和埕岛潜山披覆构造的结合部，北邻埕岛油田埕北35块，南与桩斜137块相接，油藏埋深为1600米左右，纵向上发育5个含油小层，其中主力小层Ng71为活跃边底水油藏，地质储量为370×10-4t，储层孔隙度为35.0%，空气渗透率为2328×10-3um2，地面原油粘度为9196mPa.s，地面原油密度为0.9872g/cm3，油藏类型为高孔高渗、边底水普通稠油油藏。

2 开发中存在的问题

（1）边底水能量强，定向开发受底水锥进影响含水上升快

桩139块于2002年建采油平台实施“海油陆采”，分Ng71、Ng63、Ng72三套层系进行注蒸汽吞吐[1]。其中Ng71自2001年10月投产，投产井数22口，全部为定向井，由于存在较强的边底水能量，开采过程中单井含水率上升快，低含水采油期短，产油量递减幅度大，日前综合含水率己高达95. 3%，回采水率高达10倍以上，而单井日产油量仅为4. 1 t/d，采出程度仅5.5%。

（2）现有措施效果有限，不能根本解决开发中的矛盾

为改善开发效果，Ng71采取了一系列措施，见到一定的效果。首先是避射，从油井初期含水来看，避射虽对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体仍大于80%。其次是对Ng71层高含水井采取提液措施，共实施5口井，其中3口井见到一定效果，累积增油18 708 t，但此种措施属于强采，会进一步加剧水侵，日前提液井含水率均大于98%。

3HDCS技术适应性评价

根据开发中存在的问题，考虑目标区块油藏原油粘度相对大（9000mpa.s）、边底水能量强、定向井开发含水上升快等特点，考虑采用HDCS技术来动用Ng71剩余油。HDCS，即水平井（Horizontal well）、油溶性复合降黏剂（Dissolver）、二氧化碳（Carbondioxide）和蒸汽（Steam）4个英文词组的首字母组合[2-3]，其中的水平井可一定程度地抑制水锥，降黏剂、CO2则可一定程度的降低原油黏度，弥补深层稠油注汽质量差的问题。

4 深层稠油HDCS参数优化技术

4.1 优化完井方式，实施差异开发

依据不同完井方式的优、缺点，在边底水区的水平井采用套管射孔完井，在纯油区的水平井采用精密滤砂分段完井。

4.2 优化投产方式，实施一井一策

采用 “一井一策”优化射孔投产方式控含水。根据水平井钻遇状况，针对有无底水、水平段距底水距离差异，优化不同射孔方式。纯油区及距底水大于12米水平井采用下相位四排布孔，相位角30度-45度，距底水距离小于12米采用水平相位射孔，针对物性差的水平段采用140枪140弹深穿透射孔。

新井投产针对构造低部位油井，采用高温氮气泡沫调剖封堵技术延缓底水锥进以提高开发效果，实施2口井，控水增油效果显著。如桩139-平12井初期含水64.4%，对比高部位的桩139-平7井同期含水为83.2%，含水下降18.8%。

4.3 DC联合优化，降粘增效

结合桩139块油藏的构造特征和储层物性，利用CMG软件数值模型，优化降粘剂、二氧化碳最佳注入强度。根据优化结果，水平井、定向井注入降粘剂的强度在0.09t/m、0.56t/m时，增产效果最好，注入二氧化碳的强度在1.25t/m、8t/m时，增产效果最好。

4.4 优化注汽参数，提高注汽质量

由数值模型计算表明，随着注汽强度的增加，采出程度和油汽比均呈现出先增大后减小的规律，当注汽强度为12.5t/d时，采出程度和油汽比均最大。因此推荐水平井的注汽强度为12.5t/m。

应用“注汽井筒热力参数计算软件”对注汽压力和注汽速度进行对比计算。在补偿器下深1700m，封隔器下深2000m条件下，同一深度，随着注汽压力的增加，热损失增加。因此注汽时应根据注汽设备的情况尽量降低注汽压力，提高注汽速度，以提高井底蒸汽的干度，减少热损失。

5现场应用

2015年，桩斜139块进行了综合调整方案设计，共设计新水平井21口，方案设计新井第一年产油3.80万吨，平均单井日油7.4吨，年注汽量6.5万吨。截止2016年7月，新井21口全部投产完毕，初期峰值平均日油8.3吨，第一年21口井累计产油4.14万吨，平均单井日油6.3吨，注汽量4.3万吨，实际开发效果好于方案设计预期效果，实现了该类油藏的有效开发。

6 结论

（1）边底水活跃导致油井含水上升快是研究区开发中存在的主要矛盾，油藏埋藏深导致注汽质量差，加之转周不及时则是开发中存在的次要矛盾。

（2）HDCS技术中的水平井可在一定程度上抑制水锥，降黏剂、CO2则可降低原油黏度，弥补深层稠油注汽质量差的问题，是比单一水平井吞吐更具优势的开发方式。

参考文献：

[1]徐冬梅，曲丽，徐宏，等.滩海深层稠油油藏开发方式研究[J].油气井测试，2005，14（2）：31-3.

[2]李宾飞，张继国，陶磊，等.超稠油HDCS高效开采技术研究[J].钻采工艺，2009，32（6）：52-55.

[3]张小波.蒸汽-二氧化碳-助剂吞吐开采技术研究[J].石油学报，2006，27（2）：80-84.