毛1块普通稠油降粘冷采数值模拟技术研究

朵爽

中国石油化工股份有限公司中原油田分公司勘探开发研究院 457001

摘要：基于室内驱替实验，考虑乳化降粘机理，建立了毛1块普通稠油降粘冷采数值模拟模型；在此基础上进行了参数优化，筛选了冷采方式，并分别对冷采驱替和冷采吞吐进行参数优化，并指导了毛1块方案设计。

关键词：降粘、冷采、数值模拟、方式优化

1、地质概况

毛1块区域构造位置位于银-额盆地东部查干德勒苏坳陷中部。2012年苏二段上报探明面积2.85km2，地质储量270.79万吨。油藏埋深1000-1200m，储层岩性为砂砾岩、含砾不等粒砂岩，油层薄单层厚度2-3m，油藏温度41.23℃、地温梯度2.48℃/100m，原始地层压力8.89Mpa、原始地层压力系数0.75-0.79，原始含油饱和度59.9%，油藏平均孔隙度17.4%，油藏平均渗透率40.5md，50℃时脱气原油粘度510-2500mPa.s，20℃时地面原油密度0.9342-0.9785g/m3,属于低压低渗普通稠油油藏。

2、主要研究内容

2.1 开展室内实验，优选毛1块适配降粘剂

毛1块采出程度低，剩余储量大。开发过程中发现，毛1块常规试油试采不能获得经济有效产能，并且稠油热采试验也未获得突破。近年来，辽河、胜利、河南等油田应用降粘冷采技术并取得了一定成效，因此有必要开展毛1块降粘冷采开发先导试验，探索毛1块效益开发方式。

为降低投资风险，通过毛1块毛1井区降粘剂\HPAM冷驱试验，探索毛1块有效开发途径。针对毛8-2、毛6井区，分别优选了油溶性（吞吐）、水溶性降粘剂（驱替），进行室内岩心驱替实验，表明毛1块通过降粘剂开采可提高采收率12%左右。

2.2 基于室内实验，建立降粘冷采模型

1、建立流体模型

考虑稠油、降粘剂、聚合物、二氧化碳、乳化油、水6种组分，分别给定组分的临界压力、温度、分子量等参数，建立流体模型。

2、室内驱油实验

在室内岩心驱替基础上，利用降粘驱替模型，对驱替试验进行了拟合，采收率、含水曲线变化趋势拟合较好，表明模型能够较好的描述降粘驱替过程。

2.3冷采方式优化

1、分别对比吞吐、驱替注入方式进行对比，综合考虑见效周期、见效增油情况，物性好、储层发育稳定的区域，考虑降粘驱替，物性差、储层变化快的区域，采用单井吞吐。

图2-3-1 驱替、吞吐累产油对比图            图2-3-2 驱替、吞吐含水对比图

2、冷采驱替参数优化

冷采驱替降粘剂浓度

对驱替用水溶性降粘剂浓度进行优化研究，浓度大于0.7%时，增加降粘剂浓度，效果增加趋势变缓，推荐驱替用降粘剂浓度为0.7%。

图2-3-3 注不同浓度降粘剂累产油对比图       图2-3-4 注不同浓度降粘剂日产油对比图

3、冷采吞吐优化

（1）周期二氧化碳注入量

模拟不同二氧化碳周期注入量，结果表明，周期注入二氧化碳大于200t之后，再增加二氧化碳注入量，油量增加幅度减缓，建议二氧化碳周期注入量200t。

（2）周期降粘剂注入量

模拟不同降粘剂周期注入量，结果表明，周期注入降粘剂大于20t之后，再增加入量，油量增加幅度减缓，建议二氧化碳周期注入量20t。

（3）焖井时间

保持相同注入量，周期焖井时间分别取10、15、20、25、30天，对比模拟效果，结果表明，焖井时间10天时，增油效果最好。

3 毛1块整体方案编制思路

3.1、开发原则

（1）优先动用储量丰度高、储量和产能均较为落实的井区，针对不同井区的油藏特征，采取不同的开发方式。

（2）整体部署，分步实施，减少风险。

（3）立足直井，加强与工程结合。

（4）以冷采为主，降低开发成本。

3.2、开发方式

毛1井区：实施降粘剂溶液水驱；毛6井区和吉12井区：首先进行注降粘剂+辅助剂实施冷采吞吐；之后进行降粘剂溶液水驱。

3.3、布井原则 

（1）充分利用已完钻老井。

（2）在物性相对较好和储量丰度高的范围内布井 。

（3）毛1井区开发井距150-200m，毛6井区井距初步确定100m左右。

参考文献：

[1]董本京, 穆龙新. 国内外稠油冷采技术现状及发展趋势,[J].钻采工艺，2002（06）：18-21.

[2] E.S .Denbina， 刘新福， 杨志斌. 稠油冷采模拟研究,[J].国外油田工程，2003（01）：8-12.

[3]熊钰，冷傲燃，孙业恒，闵令元，吴光焕. 稠油冷采降黏剂分散机理与驱替实验评价,[J].新疆石油地质，2021（01）：68-75.