張丁涌

（中國石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠，山東 東營 257000）

超稠油油藏HDCS開采技術(shù)優(yōu)化

張丁涌

（中國石化勝利油田分公司現(xiàn)河采油廠，山東 東營 257000）

針對勝利油田廣9區(qū)塊超稠油油藏HDCS開采過程中存在的問題，通過油藏?cái)?shù)值模擬分析了HDCS的降黏作用機(jī)理，優(yōu)化了HDCS吞吐各周期降黏劑、CO2與蒸汽的注入量，提出HDCS吞吐后期開采方式應(yīng)轉(zhuǎn)為HNS吞吐。研究結(jié)果證實(shí)：降黏劑、CO2與蒸汽先后注入地層具有滾動接替、協(xié)同降黏作用，降黏劑的作用范圍主要集中在近井地帶0～2.4 m，CO2的受效半徑大于降黏劑，約為6.4 m，蒸汽的作用范圍最大，受效半徑約為11.2 m。從經(jīng)濟(jì)角度出發(fā)，HDCS吞吐4周期時(shí)，應(yīng)停止注入降黏劑，轉(zhuǎn)入HCS開發(fā)；吞吐7周期時(shí)，停止注入CO2，轉(zhuǎn)入蒸汽吞吐開發(fā)。HDCS吞吐8周期后，近井地帶溫度逐漸升高，原油黏度大幅度降低，地層能量逐漸衰竭，產(chǎn)油量下降較快。通過優(yōu)化得出，HDCS吞吐8周期后轉(zhuǎn)HNS吞吐4周期的總產(chǎn)油量最高。

超稠油；HDCS；降黏機(jī)理；參數(shù)優(yōu)化；開采方式

0 引言

勝利油田廣9區(qū)塊油藏埋深837 m，地層壓力8.46 MPa，儲層有效厚度8～14m，平均孔隙度33%，平均滲透率5 000×10-3μm2，原油密度0.997 5～1.010 0 g/ cm3，50℃下原油黏度一般為50～80 Pa·s。儲層潤濕性為中性偏親油，無底水，但邊水活躍，具有統(tǒng)一的原始油水邊界，油水界面為-960m。

目前針對水平井、降黏劑與CO2輔助蒸汽吞吐（HDCS）技術(shù)已經(jīng)進(jìn)行了大量研究［1-5］，但對于HDCS吞吐過程中的降黏作用機(jī)理還缺乏深入了解；在考慮經(jīng)濟(jì)因素的前提下，對不同采出程度及不同原油黏度下各注入因素的組合方式和注入量還缺少系統(tǒng)研究。本文首先通過油藏?cái)?shù)值模擬分析了HDCS各注入因素的降黏作用機(jī)理，在對HDCS吞吐各周期降黏劑、CO2和蒸汽的注入量進(jìn)行優(yōu)化的基礎(chǔ)上，通過分析HDCS吞吐后期產(chǎn)油量下降的原因，提出HDCS吞吐后期應(yīng)轉(zhuǎn)變開采方式以改善開發(fā)效果，為低油價(jià)條件下HDCS技術(shù)降本增效提供理論支持。

1 HDCS降黏作用機(jī)理

1.1 區(qū)塊油藏模型

選取廣9區(qū)塊基本油藏參數(shù)，應(yīng)用CMG-Builder地質(zhì)建模軟件建立油藏模型。油藏埋深840 m，有效厚度10 m，孔隙度33%，滲透率5 000×10-3μm2，初始含油飽和度0.70，油藏溫度50℃，原始地層壓力8.4 MPa。模型包含1口吞吐水平井，長度200 m。

1.2 協(xié)同降黏作用

基于區(qū)塊油藏模型，首先對HDCS各注入因素降黏作用范圍進(jìn)行研究。依次向地層注入10 t降黏劑段塞、100 t CO2段塞，然后進(jìn)行2 000 t蒸汽吞吐，注入蒸汽溫度為350℃，干度50%，數(shù)值模擬結(jié)果見圖1—2。

圖1 不同注入時(shí)刻原油黏度垂向分布

圖2 不同注入時(shí)刻原油黏度徑向分布

從圖1可以看出，吞吐水平井附近原油黏度明顯降低，降黏區(qū)域以水平井為中心近似呈圓柱形分布（見圖1d）。從圖2可以看出：注降黏劑后，近井地帶原油黏度迅速降低，但受降黏劑注入量及其在地層中擴(kuò)散能力的限制，降黏波及范圍較小；注CO2后，由于油藏溫度較低，且地層壓力較高，CO2處于超臨界狀態(tài)，因而具有較大的溶解能力，可以在原油內(nèi)飽和溶解，使得原油體積膨脹，黏度進(jìn)一步降低［6-8］，同時(shí)降黏劑解聚能力提高，降黏效果提高［9-10］，超臨界CO2可以推動降黏劑向遠(yuǎn)處地層運(yùn)移，擴(kuò)大降黏劑的作用范圍；注蒸汽后，由于油藏溫度的升高，近井地帶原油黏度迅速降低，并且CO2在原油中的溶解度下降，析出的CO2攜帶萃取出的輕組分及降黏劑一起快速向地層內(nèi)部擴(kuò)散，擴(kuò)大了降黏作用范圍［11-15］。

1.3 降黏受效范圍

受效黏度即沿水平井徑向上的某一點(diǎn)在各注入因素（降黏劑、CO2和蒸汽）作用前后原油黏度的差值，表示各因素的降黏受效范圍。降黏劑的作用范圍主要集中在近井地帶，10 t降黏劑的受效半徑約為2.4 m，并且距離井筒越近，降黏效果越好，受效黏度隨距離的增大迅速降低；由于超臨界CO2具有很強(qiáng)的滲流能力，CO2的受效半徑要大于降黏劑，100 t CO2的受效半徑約為6.4 m，隨距離的增大，CO2的降黏效果先增強(qiáng)后減弱，在降黏劑作用的邊緣處（約2.4 m）CO2降黏效果最好；蒸汽的作用范圍最大，2 000 t蒸汽的受效半徑可達(dá)11.2 m，蒸汽的降黏效果先隨著距離的增大而增強(qiáng)，在5.8 m處達(dá)到最高值，然后逐漸減弱（見圖3）。

圖3 受效黏度與降黏區(qū)半徑關(guān)系

2 HDCS吞吐各周期注入量優(yōu)化

采用扣除注入蒸汽、CO2及降黏劑費(fèi)用后的周期總利潤作為經(jīng)濟(jì)參數(shù)，來確定各因素注入量的經(jīng)濟(jì)界限。其中，油價(jià)按照40$/bbl（1 bbl=1/7 t）計(jì)算，降黏劑1萬元/t，CO21 000元/t，蒸汽200元/t。以第1周期為例，對各因素注入量分別進(jìn)行了優(yōu)化（見表1）。

CO2和蒸汽的注入量（分別為100，2 000 t）保持不變，隨著降黏劑注入量增加，周期產(chǎn)油量逐漸上升，降黏劑注入量超過10 t后，產(chǎn)油量增速趨緩。從提高周期產(chǎn)油量的角度，第1周期降黏劑注入量應(yīng)為10 t，但降黏劑注入量越大，投入成本越高，總利潤先隨著降黏劑注入量的增大而增大，然后逐漸降低，降黏劑注入量為8 t時(shí)總利潤最高，因此推薦第1周期降黏劑注入量為8 t。同理，降黏劑和蒸汽的注入量（分別為8，2 000 t）保持不變，CO2注入量為120 t時(shí)總利潤最高，因此推薦第1周期CO2注入量為120 t；降黏劑和CO2的注入量（分別為8，120 t）保持不變，蒸汽注入量為2 000 t時(shí)總利潤最高，因此推薦第1周期蒸汽注入量為2 000 t。參照HDCS吞吐第1周期各因素注入量的優(yōu)化方案，分別對HDCS吞吐第2—12周期降黏劑、CO2和蒸汽的注入量進(jìn)行了優(yōu)化，包括從增油角度出發(fā)的技術(shù)優(yōu)化值和從利潤角度出發(fā)的經(jīng)濟(jì)優(yōu)化值，結(jié)果如表2所示，HDCS吞吐12周期的總產(chǎn)油量為5 580 t。

表1 HDCS吞吐第1周期各因素注入量對產(chǎn)油量和總利潤的影響

可以看出，降黏劑和CO2的注入量隨著吞吐周期的增加而逐漸降低。從提高生產(chǎn)利潤的角度出發(fā)，HDCS吞吐4周期時(shí)，停止注入降黏劑，轉(zhuǎn)入HCS開發(fā)；吞吐7周期時(shí)，停止注入CO2，轉(zhuǎn)入蒸汽吞吐開發(fā)。

表2 HDCS吞吐各周期注入量優(yōu)化圖版 t

3 HDCS轉(zhuǎn)HNS研究

針對HDCS吞吐后期周期產(chǎn)油量遞減較快的情況，利用區(qū)塊油藏模型對第1—12周期的HDCS吞吐過程進(jìn)行了模擬，其中各周期降黏劑、CO2和蒸汽的注入量均為經(jīng)濟(jì)優(yōu)化值。模擬結(jié)果顯示，1—8周期產(chǎn)油量逐漸升高，但8周期后產(chǎn)量遞減較快。分析認(rèn)為，隨著吞吐周期的增加，地層壓力逐漸降低，導(dǎo)致回采能量不足，同時(shí)近井地帶溫度逐漸升高，原油黏度大幅度降低，雖然降黏作用距離逐漸增大，但是綜合降黏指數(shù)卻逐漸減小，降黏效果逐漸減弱，產(chǎn)油量下降較快。因此，HDCS吞吐后期原油黏度已經(jīng)不是影響產(chǎn)油量的主要因素，應(yīng)轉(zhuǎn)變開發(fā)方式以補(bǔ)充地層能量。N2比其他氣體具有更高的膨脹性，能夠補(bǔ)充地層能量、增加地層壓力，并且近年來隨著N2制備成本逐漸降低，N2輔助蒸汽吞吐技術(shù)得到推廣應(yīng)用［16-20］，因此推薦區(qū)塊 HDCS吞吐后期轉(zhuǎn)HNS吞吐。

在區(qū)塊油藏模型的基礎(chǔ)上，通過數(shù)值模擬對HDCS吞吐轉(zhuǎn)HNS吞吐的時(shí)機(jī)進(jìn)行了優(yōu)化，共設(shè)計(jì)4組方案，模擬結(jié)果如表3、圖4所示。其中，HDCS吞吐各因素注入量均為經(jīng)濟(jì)優(yōu)化值，HNS吞吐周期N2注入量為60000m3，周期蒸汽注入量為1900 t。

表3 HDCS吞吐不同周期后轉(zhuǎn)HNS產(chǎn)油量變化

圖4 HDCS轉(zhuǎn)HNS周期產(chǎn)油量及近井地帶壓力變化

可以看出，HDCS吞吐8周期+HNS吞吐4周期的總產(chǎn)油量最高。第9周期轉(zhuǎn)HNS吞吐后，近井地帶壓力逐漸上升，周期產(chǎn)油量下降幅度趨緩，說明注入N2補(bǔ)充了地層能量，改善了開發(fā)效果。

4 應(yīng)用效果

廣9區(qū)塊位于草南邊部，工區(qū)內(nèi)完鉆井21口，其中探井4口，開發(fā)評價(jià)井1口，開發(fā)井16口。前期蒸汽吞吐累計(jì)產(chǎn)油1 328 t，采出程度0.06%，生產(chǎn)效果較差，基本未動用。以該區(qū)塊CNP49井為例，分析HDCS轉(zhuǎn)HNS方案的實(shí)施效果（見表4）。該井目前已生產(chǎn)12周期，累計(jì)產(chǎn)油2578t，周期平均產(chǎn)油215t，平均油汽比為0.11。1—8周期配套HDCS，其中1—5周期累計(jì)產(chǎn)油量逐漸上升，第5周期累計(jì)產(chǎn)油量達(dá)到390.1 t，5—8周期累計(jì)產(chǎn)油量逐漸下降。第8周期后由以降黏為主的HDCS轉(zhuǎn)以增能為主的HNS開發(fā)，周期累計(jì)產(chǎn)油量和油汽比明顯增大，取得了較好效果。礦場應(yīng)用效果驗(yàn)證了HDCS吞吐后期轉(zhuǎn)HNS吞吐理論的技術(shù)可行性，為該技術(shù)后期的進(jìn)一步推廣應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。

表4 CNP49井HDCS轉(zhuǎn)HNS生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

5 結(jié)論

1）HDCS技術(shù)實(shí)現(xiàn)了降黏劑、CO2和蒸汽的滾動接替、協(xié)同降黏，可有效降低超稠油黏度，并擴(kuò)大降黏區(qū)范圍，降低注氣壓力，提高注汽質(zhì)量，改善超稠油開發(fā)效果。降黏劑的作用范圍主要集中在近井地帶，CO2的受效半徑大于降黏劑，蒸汽的作用范圍最大。

2）HDCS吞吐多周期后，地層能量逐漸衰竭，近井地帶原油黏度大幅度降低，產(chǎn)油量下降較快。HDCS吞吐8周期后轉(zhuǎn)HNS吞吐4周期的總產(chǎn)油量最高。注入N2可有效補(bǔ)充地層能量，改善開發(fā)效果。

3）HDCS注入量優(yōu)化圖版已在廣9區(qū)塊部分生產(chǎn)井開始現(xiàn)場實(shí)施，在提高周期產(chǎn)油量、單井產(chǎn)能及采收率方面取得了較好效果。

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（編輯 趙衛(wèi)紅）

Optimization of CO2and viscosity breaker assisted steam huff and puff technology for horizontal wells in super-heavy oil reservoir

ZHANG Dingyong
(Xianhe Oil Production Plant,Shengli Oilfield Company,SINOPEC,Dongying 257000,China)

This study aims to improve the recovery effect of CO2and viscosity breaker assisted steam huff and puff technology for horizontal wells(HDCS)in consideration of the current development situation of extra-heavy oil reservoir in the Guang 9 Block of Shengli Oilfield.The viscosity reduction mechanism of HDCS was studied through numerical simulation,and the injection volumes of viscosity reducer,CO2and steam were optimized.It is suggested to transform from HDCS to HNS after 8 cycles of HDCS huff and puff for the exploitation.The results show that the injections of viscosity breaker,CO2and steam have a collaborative viscosity reduction in formation,and the effective viscosity reduction area of viscosity breaker is mainly near the wellbore with a 0-2.4 m radius,the effective viscosity reduction radius of CO2,6.4 m,while the steam has the most extensive operation radius of 11.2 m. Considering the premise of economic factor,the injection of viscosity reducer should be stopped after 4 cycles of HDCS huff and puff,while the injection of CO2should be stopped after 7 stimulation cycles.After 8 cycles of HDCS huff and puff,the oil production decreases rapidly due to the exhaustion of formation energy and the low viscosity of crude oil.The exploitation method is suggested to transform from HDCS to HNS after 8 cycles of HDCS huff and puff.

super-heavy oil;HDCS;viscosity reduction mechanism;parameter optimization;exploitation method

國家自然科學(xué)基金青年科學(xué)基金項(xiàng)目“致密油儲層納米流體滲吸驅(qū)油機(jī)制研究”（51604292）

TE345

A

10.6056/dkyqt201703025

2016-12-05；改回日期：2017-03-11。

張丁涌，男，1971年生，博士，研究方向?yàn)橛蜌馓镩_發(fā)技術(shù)與管理。E-mail：zhangdingyong.slyt@Sinopec.com。

張丁涌.超稠油油藏HDCS開采技術(shù)優(yōu)化［J］.斷塊油氣田，2017，24（3）：409-412.

ZHANG Dingyong.Optimization of CO2and viscosity breaker assisted steam huff and puff technology for horizontal wells in super-heavy oil reservoir［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：409-412.