96沈84断块高凝油油藏开采方式模拟研究

沈84断块高凝油油藏开采方式模拟研究

高永荣Ξ　刘尚奇　张　霞(中国石油天然气总公司石油勘探开发科学研究院　北京　100083)

摘要　沈阳油田沈84断块原油的主要特点是高含蜡、高凝固点,低胶质和低沥青质含量。地层条件下原油粘度较低;油藏埋藏深,油层非均质性严重。针对本断块油藏及其流体特征,运用数值模拟技术,在建立非均质地质模型的基础上,进行了开采方式的优化研究。结果表明,采用注80℃热水段塞是改善这类油藏开发效果,提高采收率的有效途径。主题词　高凝油 数值模拟 热水段塞 沈84块

GaoYongrong,LiuShangqi,ZhangXia(PetroleumExploration&DevelopmentInstituteof

CNPC　Beijing

100083):Simulationstudyofproductionschemeofhighpourpointcrude

infaultblockShen84.SOGR3(2),1996Abstract　ThemainfeaturesofthecrudeoilinfaultblockShen84ofShenyangoilfieldarehighwaxcontent,highpourpoint,andlowcontentsofgumandasphaltine.Theviscosi2tyofcrudeoilislowundertheformationcondition,theburieddepthofreservoirisdeepandtheheterogeneityofreservoirissevere.Accordingtothisfaultblockreservoiranditsfluidcharacteristic,usingnumericalsimulationtechnique,basedonheterogeneousgeologicalmodel,optimalstudyofproductionschemewascarriedout.Theresultshowsthatinjectingslugofhotwaterof80℃isaeffectivemethodofimprovingthedevelopmentresultanden2hancingtherecoveryofthiskindofreservoir.Subjectwords　highpourpointcrude,numericalsimulation,slugofhotwater,blockShen84

前 言我国的辽河、吉林、大港、大庆等油田都有相当储量的高凝油油藏。由于高凝油油藏有其特殊的性质[1],凝固点高,析蜡温度高,注冷水开发效果很差。如何有效地开发这类油藏,本文以

沈阳油田沈84断块高凝油油藏为例,进行了开采方式的数值模拟研究,来寻求一种开发这类油藏的经济可行的有效方法。

1996年特　种　油　气　藏第3卷第2期Ξ高永荣,女,29岁,工程师,1989年毕业于西南石油学院开发系,现从事稠油油藏热采数模研究工作油藏地质概况沈84断块为沈阳油田静安堡构造的一个含油断块,位于静安堡断裂构造带南部。该断块四周为断层所围限,内部为断层切割的背斜构造,走向为北东向。该断块构造幅度850m,长910km,宽214km,闭合面积1912km

2。

沙三段在本区厚度大,分布广。根据旋回特点,沙三段由下至上又分为E

2s

43、E2s33、E2s23、E2s1

3

四个岩性段,其中E

2s

4

3储层层数多,一般30～40层,单层厚度大(3～5m),平均单层厚317m;

大于2、4m的层分别占总厚度的80%和40%。E

2s

4

3油层平均孔隙度2111%,渗透率360×

10-3Λm2。油层埋藏深度1900m,油藏原始地层压力19117MPa,油层温度74℃。

沈84断块含油面积416km

2,有效厚度5219m,单储系数1015,储量×××××104

t。其

中E

2s

43含油面积415km2,有效厚度3818m,地质储量×××××104t。

高凝油流变特性沈84断块的高凝油,含蜡量31134%～45133%,析蜡温度58～54℃,凝固点44℃以上,

最高64℃,相对密度018653～019390,胶质和沥青质含量低,一般10%～15%,其中沥青质含量低于110%。高凝油析蜡温度高,流动性特殊,析蜡温度以上原油呈牛顿流体,流动性好,随温度升高粘度明显下降;析蜡温度以下原油呈非牛顿流体。高凝油地层原油物性见表1。表1　高凝油地层原油物性

井号层位井段(m)饱和压力(MPa)体积系数收缩率(%)气油比(m3󰃗t)溶解系数(10m3󰃗m3MPa)压缩系数(10-4MPa-1)原油密度

(g󰃗cm3)

地层原

油粘度(mPa・s)

静8　E

2s

4

3

2095

～217118

7185111191015937014621113801777<015

静65227E

2s

4

3

186414

～2047

912611129111393301431819201775514

静63227E

2s

4

3

188113

～200613

8176111191016350015411218501777611

静67223E

2s

4

3

165918

～1800

1314011160131797901382911001756313

注水温度对开采效果的影响为了研究注水温度对热水驱效果的影响,我们利用井筒热损失的计算结果,分别进行了井底温度为80,100,130,160,200℃及冷水驱效果的敏感性分析。其模拟条件相同,都为注入1

PV的水,结果如图1。图1模拟结果表明,当注入水的井底温度,由冷水到200℃逐渐升高时累积采油量逐渐增

91第3卷第2期高永荣等:沈84断块高凝油油藏开采方式模拟研究图1　注水温度与累积采油量和净采油量的关系曲线加,不同的温度区间,增加幅度不同。由冷水到80℃热水,累积采油量增加最多,为6141×10

4

t,80℃热水到

200℃热水,累积采油量增加幅度很小,为1179×10

4

t。这是因为随着温

度的升高,原油中蜡的晶体全部溶解,原油表现出牛顿流体性质,粘度降低,从而油水粘度比减小,最终提高原油的驱油效率。当注入冷水时,

注水井附近油层温度降低,当降到析蜡点附近时,原油中某些蜡的晶体就会析出,原油表现出非牛顿流体性质,粘度陡然升高,使油水粘度比很大,发生粘度指进现象,降低驱油效率。由图1还可以看出,随着注水温度的升高,净产油量(累积采油量减去注入不同温度的热水所烧掉的油量)逐渐减少,这是因为注入相同量的热水,高温热水烧掉的油多,图中阴影部分即为烧掉的油量。所以根据本断块原油特点,要取得较好的开发效果,需保持油层温度高于析蜡温度。温度过高,消耗的燃料多,推荐注入水的井底温度不低于80℃。

注热水段塞优化研究表2　不同的热水段塞对开发效果的影响段塞(PV)生产时间(d)累积注水(热󰃗冷)(t)累积采油(104t)累积采水(104t)净产油量(104t)采收率(%)

0105640031936󰃗721864161315715816126241720110631871884󰃗6719321714056141171302613601156344111820󰃗6413081716856151171522617901206372151756󰃗6017081719356166171722711701306428231640󰃗5314961813857163181072718501506944391420󰃗43190819130621621817829124直注热水97021161424󰃗 21164941322011032179

在进行注水温度对热水驱效果影响的基础上,又分别进行了热水段塞为0105,011,012,013,015PV及一直注热水对开发效果的影响研究。采用井底温度为80℃的热水,当生产井综合含水达到95%时,

开采结束,结果见表2。从表2中可以看出,当注入的热水段塞由0105PV增加到011PV时,注热水量增加一倍,净采油量由16126×10

4

t

增加到17130×10

4

t,其增加幅度为614%;注入量从011PV增加到015PV时,热水注入量增

加4倍,净采油量由17130×10

4t增加到18178×104

t,增加幅度为8155%,因此,当注入011

PV的热水段塞时,其综合开发效果最为理想。以上模拟结果表明,注热水段塞加冷水驱的开发效果远远好于直接冷水驱的开发效果。当注入011PV的热水段塞结束后,近井地带的油层温度升高,含油饱和度降低。图2和图4分别是注入011PV的热水段塞加冷水驱和直接冷水驱结束时的温度场,图3和图5分别为其含油

02特　种　油　气　藏1996年