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摘 要：王146块油藏埋深达1740m，50℃地面原油粘度11525mPa·s,属于深层特稠油油藏。由于其埋藏深、压力高，注蒸汽干度低，热采效果差。因此为实现王146块油藏高效开发，开展了利用分支水平井和降粘剂加CO2化学冷采开发技术界限数值模拟研究。优化了影响油藏开发效果的井型、井网井距、分支水平井参数、化学剂注入量等关键参数，为开发方案设计提供了技术依据。
关键词：深层稠油 分支水平井 技术界限
1 建立模型
选取王146井附近，靠近沉积中心，油层厚度大，连续性好、物性好的Cx32小层上部油层 作为模型区。模型物性参数根据取心井资料和测井解释取值，孔隙度24.3～33%，平均31.6%；渗透率61～306×10-3um3，平均245×10-3um3。
为满足方案研究的需要，根据方案区地质研究成果，利用CMG软件建立主力层三维井组模型，主要用于开发技术界限的优化研究。模型纵向上分为7个模拟层，单层步长5×5m，网格节点211001个，对王146井进行了历史拟合。
2 井网井距
考虑后期转热水驱需要，设计了正对井网和排状交错两种水平井-水平井组合井网形式根据井组模型预测结果，排状交错井网的采出程度和净累油均高于正对井网形式，因此推荐水平井-水平井排状交错井网方式。从热水驱末期的饱和度场上（图1）也可以看出：热水驱水平井的端点效应不像蒸汽驱那么明显，特别是对王146块低渗稠油油藏，注入井间相对不容易发生窜流，排状交错井网虽然在生产井间存在剩余油，但注入井间剩余油饱和度低；正对交错井网和正对井网在注入井排和生产井排之间均存在大量剩余油，未动用区域加大，致使生产效果差。推荐水平井-水平井排状交错的井网方式。
图1 不同井网热水驱末期饱和度场图
针对王146块油藏特点，分别计算了100m、150m、200m和250m井距下注CO2+降粘剂常规开采生产效果，随着井距的增大，考虑投资因素计算的单储净产油先增加后下降，井距在150到200m时效果最优，考虑井网及实际油藏的非均质性，推荐井距180m。
3 分支水平井參数优化
通过井型优化，分支水平井布井极限厚度小于普通水平井，且数值模拟优化研究表明，由于分支的存在，分支井较水平井对薄互层油藏可以实现更为有效的动用，且双侧分支井开发效果好。为了研究分支水平井的合理参数，方案依据该块井区参数建立了单井三维地质模型，利用CMG热采软件，X方向72个网格，Y方向31个网格，网格步长10m，Z 方向划分6个层，总节点数为13206。
3.1主支长度优化
利用数模计算了主支长度分别为150m、200m、250m、300m的开发效果，随着主支长度的增大，生产时间加长，累积产油逐渐增加，由于单井控制储量不同，采出程度逐渐减小，净累油指标在主支长度在250m左右时最高。考虑本块油藏地质条件及全区钻井施工，推荐王146-支平1井设计主支长度260m。
3.2分支数优化
考虑侧分支等间距分布，当主干长度为260m时，计算了分支数为0、1、2、3、4个时的开发效果。不同分支数开发效果表明：随着分支数的增加，采出程度逐渐增加，净产油量增大到一定程度后有所减小，当分支数为3～4个时，效果最好。
井网优化表明，当采用正对式井网时开发后期蒸汽驱阶段正对注汽井的分支过早的汽窜，使整个分支井效果变差。为充分发挥分支的优势，又能避免分支对后期开发的影响，王146块应采用交错式井网。推荐分支水平井采用3分支，且在砂体边部一侧设计2分支，靠近砂体中心一侧设计1分支。
3.3分支水平段与主干水平段夹角优化
数值模拟优化分支角度在10°～15°开发效果最好，主要考虑储层发育情况和目前分支水平井钻井技术，推荐分支角度为10°。
3.4分支长度优化
当分支数为3分支时，采用60m、80m、100m、120m四个不同分支长度进行数模计算，随着分支长度的增加，累产油增加，采出程度增加；由于分支长度增加，钻井投资也增加，净产油量表现出先增加后减小的规律，分支水平段长度100m左右较为合理（表2）。根据油藏的实际地质情况，为了尽可能控制王146-支平1井与断层之间储量，优化王146-支平1井分支长度100m。
3.5垂向位置优化
根据王146块沙四段Cx3砂组地质认识，认为上部Cx332+Cx331单砂层是本块主力层，水平井纵向位置应主要集中在Cx332+Cx331单砂层，因此，在CMG中进行纵向位置优化时，模型中将Cx33小层纵向上细分为6个模拟层。水平井在油层中的最佳位置，应是油层在纵向上动用程度、及采收率最高位置。数值模拟优化表明分支水平支位于3号层时开发效果较好，考虑到分支水平井区油层厚度薄及隔夹层发育情况优化设计主支纵向位置位于油层中部、分支纵向位置由油层中部延伸至顶部。
4 降粘剂周期用量
在周期注入相同量的CO2条件下，利用井组模型预测了周期降粘剂注入量分别为10t、20t、30t和40t时的开发效果，从预测指标来看，随着降粘剂周期注入量的增加，累产油和采出程度增加，由于降粘剂成本因素，净产油指标先增加后降低，降粘剂周期注入量在20t时净产油量最大，采出程度也较高，推荐降粘剂周期注入量为20t。
5 周期CO2用量
在周期注入相同量的降粘剂条件下，利用井组模型预测了CO2周期注入量分别为150t、200t、250t、300t、350t时的生产效果，计算结果表明，随着CO2注入量的增加，累积产油量和采出程度不断增加，考虑CO2成本因素，净累油指标呈现出先增大后减小的规律，当CO2周期注入量为300t时，净累油最大。因此推荐合理的CO2周期注入量为300t。
关键词：深层稠油 分支水平井 技术界限
1 建立模型
选取王146井附近，靠近沉积中心，油层厚度大，连续性好、物性好的Cx32小层上部油层 作为模型区。模型物性参数根据取心井资料和测井解释取值，孔隙度24.3～33%，平均31.6%；渗透率61～306×10-3um3，平均245×10-3um3。
为满足方案研究的需要，根据方案区地质研究成果，利用CMG软件建立主力层三维井组模型，主要用于开发技术界限的优化研究。模型纵向上分为7个模拟层，单层步长5×5m，网格节点211001个，对王146井进行了历史拟合。
2 井网井距
考虑后期转热水驱需要，设计了正对井网和排状交错两种水平井-水平井组合井网形式根据井组模型预测结果，排状交错井网的采出程度和净累油均高于正对井网形式，因此推荐水平井-水平井排状交错井网方式。从热水驱末期的饱和度场上（图1）也可以看出：热水驱水平井的端点效应不像蒸汽驱那么明显，特别是对王146块低渗稠油油藏，注入井间相对不容易发生窜流，排状交错井网虽然在生产井间存在剩余油，但注入井间剩余油饱和度低；正对交错井网和正对井网在注入井排和生产井排之间均存在大量剩余油，未动用区域加大，致使生产效果差。推荐水平井-水平井排状交错的井网方式。
图1 不同井网热水驱末期饱和度场图
针对王146块油藏特点，分别计算了100m、150m、200m和250m井距下注CO2+降粘剂常规开采生产效果，随着井距的增大，考虑投资因素计算的单储净产油先增加后下降，井距在150到200m时效果最优，考虑井网及实际油藏的非均质性，推荐井距180m。
3 分支水平井參数优化
通过井型优化，分支水平井布井极限厚度小于普通水平井，且数值模拟优化研究表明，由于分支的存在，分支井较水平井对薄互层油藏可以实现更为有效的动用，且双侧分支井开发效果好。为了研究分支水平井的合理参数，方案依据该块井区参数建立了单井三维地质模型，利用CMG热采软件，X方向72个网格，Y方向31个网格，网格步长10m，Z 方向划分6个层，总节点数为13206。
3.1主支长度优化
利用数模计算了主支长度分别为150m、200m、250m、300m的开发效果，随着主支长度的增大，生产时间加长，累积产油逐渐增加，由于单井控制储量不同，采出程度逐渐减小，净累油指标在主支长度在250m左右时最高。考虑本块油藏地质条件及全区钻井施工，推荐王146-支平1井设计主支长度260m。
3.2分支数优化
考虑侧分支等间距分布，当主干长度为260m时，计算了分支数为0、1、2、3、4个时的开发效果。不同分支数开发效果表明：随着分支数的增加，采出程度逐渐增加，净产油量增大到一定程度后有所减小，当分支数为3～4个时，效果最好。
井网优化表明，当采用正对式井网时开发后期蒸汽驱阶段正对注汽井的分支过早的汽窜，使整个分支井效果变差。为充分发挥分支的优势，又能避免分支对后期开发的影响，王146块应采用交错式井网。推荐分支水平井采用3分支，且在砂体边部一侧设计2分支，靠近砂体中心一侧设计1分支。
3.3分支水平段与主干水平段夹角优化
数值模拟优化分支角度在10°～15°开发效果最好，主要考虑储层发育情况和目前分支水平井钻井技术，推荐分支角度为10°。
3.4分支长度优化
当分支数为3分支时，采用60m、80m、100m、120m四个不同分支长度进行数模计算，随着分支长度的增加，累产油增加，采出程度增加；由于分支长度增加，钻井投资也增加，净产油量表现出先增加后减小的规律，分支水平段长度100m左右较为合理（表2）。根据油藏的实际地质情况，为了尽可能控制王146-支平1井与断层之间储量，优化王146-支平1井分支长度100m。
3.5垂向位置优化
根据王146块沙四段Cx3砂组地质认识，认为上部Cx332+Cx331单砂层是本块主力层，水平井纵向位置应主要集中在Cx332+Cx331单砂层，因此，在CMG中进行纵向位置优化时，模型中将Cx33小层纵向上细分为6个模拟层。水平井在油层中的最佳位置，应是油层在纵向上动用程度、及采收率最高位置。数值模拟优化表明分支水平支位于3号层时开发效果较好，考虑到分支水平井区油层厚度薄及隔夹层发育情况优化设计主支纵向位置位于油层中部、分支纵向位置由油层中部延伸至顶部。
4 降粘剂周期用量
在周期注入相同量的CO2条件下，利用井组模型预测了周期降粘剂注入量分别为10t、20t、30t和40t时的开发效果，从预测指标来看，随着降粘剂周期注入量的增加，累产油和采出程度增加，由于降粘剂成本因素，净产油指标先增加后降低，降粘剂周期注入量在20t时净产油量最大，采出程度也较高，推荐降粘剂周期注入量为20t。
5 周期CO2用量
在周期注入相同量的降粘剂条件下，利用井组模型预测了CO2周期注入量分别为150t、200t、250t、300t、350t时的生产效果，计算结果表明，随着CO2注入量的增加，累积产油量和采出程度不断增加，考虑CO2成本因素，净累油指标呈现出先增大后减小的规律，当CO2周期注入量为300t时，净累油最大。因此推荐合理的CO2周期注入量为300t。