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1、查干凹陷毛8块低渗稠油油藏水平井开发技术界限探究摘要：查干凹陷毛8块具有低渗稠油的地质特点，利用直井热采开发产量低，效果差。为实现该块的有效动用，对水平井开发技术界限进行了油藏数值模拟研究。分析了开发方式、水平井长度、注汽强度等对开发效果的影响,并优选了最佳的开发方式和注采参数，为该类油藏的有效开发与动用提供了技术支持和借鉴经验。关键词：低渗稠油油藏水平井油藏数值模拟一、概况查干凹陷毛8块位于银-额盆地次一级构造单元查干德勒苏坳陷的中部。地处内蒙古自治区巴彦淖尔盟乌拉特后旗，地面海拔1000-1700m,为典型的沙漠型气候。毛8块目的层为银根组底部发育的厚度10m左右的一套砂砾岩体，总体构造
2、形态为以毛西断层为边界，南东向北西倾没的逆牵引半背斜构造，油藏顶面埋深950-1020m,油藏闭合高度70m,地层倾角5-10度。测井解释孔隙度11.5%〜26%,平均20.6%,渗透率4.6〜64.6X10-3Um2,平均25.7X10-3Pm2,属中-低孔隙、低渗透型储层。油藏温度36匸下脱气原油粘度为5100mPa.s,为普通稠油。二、水平井开发技术政策界限研究HDCS技术是一种采用高效油溶性复合降粘剂和二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐，利用其滚动接替降粘、热动量传递及增能助排作用，降低注汽压力、扩大波及范围，实现中深层稠油油藏的有效开发技术。HDCS即水平井(Horizontalwell)
3、,油溶性复合降粘剂(Dissolver)、二氧化碳(Carbondioxide)和蒸汽(Steam)四个英文词组的首字母组合。1.开发方式优化合理的开发方式对于实现油藏有效动用的至关重要。根据毛8块的油藏特点，设计了常规开发、蒸汽吞吐和HDCS三种开发方式的方案，从优化结果看：HDCS方式采收率和经济效益最高，因此推荐采用HDCS的开发方式(表2-l)o2.水平段长度优化水平井蒸汽吞吐效果的好坏，与沿水平段能否注入较高干度的蒸汽密切相关。油层越深，蒸汽吞吐时井筒热损失越大，到达水平段首端的蒸汽干度越低。另外，蒸汽沿水平段向末端运动时，由于油层吸汽和热交换，蒸汽干度也会越来越低，造成末端加热效
4、应变差。因此热采水平井的水平段不是越长生产效果越好。利用数值模拟方法优化了不同水平段长度的生产效果，从计算结果看：随着水平段长度的增加，采出程度和单储净产油均先增加后降低。水平段长度200-250m时的采出程度较高，经济效益较好，因此推荐水平段长度为200-250ni。表2-1不同开发方式生产效果对比表表2-2不同水平段长度生产效果对比表3•注汽强度注入油层内的蒸汽携带的热量，在蒸汽吞吐过程中，一部分损失到顶、底盖层中，一部分残留在距井眼较远的热前缘部位，优化合理的注汽强度即周期注入量，使注入的蒸汽量能够提供充分加热油层体积所需的热量，同时又不至于因注入量太大而造成过多的热量损失。设计了注汽
5、强度为4-10t/m四组方案，计算结果表明：随着注汽强度的增加，采出程度和净产油呈增加趋势，但是增加的趋势减小，注汽强度在6-8t/m时生产效果和经济效益较好，因此确定注汽强度为6-8t/mo表2-3不同注汽强度生产效果对比表4.降粘剂周期注入量由于该块油层渗透率低，原油粘度较高，注汽困难，注入降粘剂可以降低井筒附近粘度，降低注汽压力。合理的降粘剂注入量既可以有效地降低原油粘度，改善开发效果，又不至于注入量过多造成经济上的浪费。数值模拟优化结果显示，随着降粘剂周期注入量的增加，采出程度增加，但是达到一定值之后增加的幅度变小，净产油量随着降粘剂注入量的增加先增加后降低，周期注入量在20-301
6、时采出程度和净产油较高，确定降粘剂周期注入量为20-30to表2-5不同降粘剂周期注入量生产效果对比表4.二氧化碳周期注入量利用二氧化碳气体的膨胀性，可以增加蒸汽腔的体积，其溶解性可以降低原油粘度，综合作用可以提高蒸汽腔的波及范围，改善开发效果。数值模拟优化结果显示，随着周期注入量的增加，采出程度增加，但是达到一定值之后增加的幅度变小，净产油量随着二氧化碳注入量的增加先增加后降低，周期注入量在150t时采出程度和净产油较高，确定二氧化碳周期注入量为150to表2-6不同C02周期注入量生产效果对比表三、应用实例根据水平井开发技术界限设计完钻1口水平井吉2-平1井，注降粘剂30t,注C0220
7、0t,注入蒸汽930t,炯井后生产，生产119天，初期日产油10t/d,峰值油量达到25t/d,平均日产油4.5t/d,累积产油527.2t,累积油汽比0.567t/t,取得了较好的开发效果。四、结论1.利用HDCS开发方式可以有效地改善低渗稠油油藏的开发效果，提高采出程度；2•热采水平井的水平段长度受注入蒸汽干度影响，并不是越长越好，一般在200m左右时生产效果最好；3•由于蒸汽超覆和重力泄油的影响，水平井
