陳彩云 （中石化河南油田分公司第二采油廠，河南 南陽473400）

河南油田高淺3區(qū)普通稠油油藏過熱蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化研究

陳彩云 （中石化河南油田分公司第二采油廠，河南 南陽473400）

河南油田采油二廠普通稠油油藏轉過熱蒸汽注汽吞吐后，生產(chǎn)過程中沿用濕蒸汽注汽時的注采參數(shù)，2009年8月至2010年3月底，油汽比僅達到0.16。應用數(shù)值模擬技術，對高淺3區(qū)普通稠油油藏在不同油藏溫度下過熱蒸汽吞吐的注采參數(shù)進行優(yōu)化研究，現(xiàn)場應用后，油汽比提高到0.2，達到了降本增效的目的。

普通稠油；過熱蒸汽吞吐；注采參數(shù)

河南油田過熱蒸汽吞吐2009年8月投入運行，生產(chǎn)過程中沿用濕蒸汽注汽時的注采參數(shù)，汽竄嚴重，吞吐效果不理想，筆者利用數(shù)值模擬技術［1］對普通稠油油藏過熱蒸汽吞吐的注采參數(shù)進行優(yōu)化，達到降本增效的目的。

1 模型建立

根據(jù)高淺3區(qū)油藏地質(zhì)特征，建立油藏頂面深度為220m，油藏有效厚度為1.8m，粘度為4306mPa·s，儲層滲透率為1250×10－3μm2，孔隙度為31%，原始含油飽和度為65%，初始地層溫度為26℃。該油藏模型為21×21×3的網(wǎng)格系統(tǒng)，其中第2層為夾隔層，平面網(wǎng)格步長為5m。

2 周期注汽量

先設計其他注采參數(shù)：注汽天數(shù)為6d，燜井時間3d，采液強度為10t/（d·m），注入溫度300℃，注入壓力8.5MPa，吞吐周期為3個月，各個吞吐井在上述數(shù)據(jù)的基礎上，周期注汽量分別選擇110、130、150、170和190t/m，對應井的日注汽量見表1所示。

表1 厚度為1～3m的吞吐井不同周期注汽量下對應的日注汽量

在第8輪次的增產(chǎn)油汽比均達不到0.2，因此，選擇第6輪次的模擬結果優(yōu)化周期注汽量。圖1為經(jīng)過6個周期過熱蒸汽吞吐后，累積產(chǎn)油量、累積油汽比及增產(chǎn)油汽比隨注汽強度的變化關系圖。

由圖1可見，6輪次的累積產(chǎn)油量隨著注入強度的增加而增大，累積油汽比和增產(chǎn)油汽比均隨周期注汽量的增加而降低；當周期注汽量超過170t/m時，增產(chǎn)油汽比為0.218m3/m3，而當周期注汽量達到190t/m時， 增 產(chǎn) 油 汽 比 小 于 0.2， 達 到0.185m3/m3。綜合各因素可知，有效厚度為1～3m的普通稠油油藏的最優(yōu)周期注汽量為170t/m左右?，F(xiàn)場應用濕蒸汽周期注汽量為200t/m，兩者對比，過熱蒸汽第1周期每米減少注汽量30t/m。

圖1 厚度為1～3m的吞吐井注汽強度與采出程度關系圖

3 采液強度

優(yōu)化厚度1.8m普通稠油油藏過熱蒸汽吞吐的采液強度，其他注采參數(shù)的設計為：注汽天數(shù)7d，燜井時間3d，注入溫度300℃，注入壓力8.5MPa，周期注汽量200t/m。各個吞吐井在上述數(shù)據(jù)的基礎上，采液強度分別選擇8.0、9.0、10.0、11.0和12.0t/ （d·m），所對應的日產(chǎn)油量分 別 為：14.4、16.2、18.0、19.8 和 21.6t。圖2為經(jīng)過8個周期過熱蒸汽吞吐后，全區(qū)累積產(chǎn)油量隨采液強度的變化關系圖。

由圖2可見，累積產(chǎn)油量隨著采液強度的增加先增大而后降低。當采液強度為11.0t/（d·m）時，累積產(chǎn)油量最大。綜合各因素分析可知，對于1～3m厚的普通稠油油藏過熱蒸汽吞吐的最優(yōu)采液強度為11.0t/ （d·m），對應的日產(chǎn)液量為20t左右。

圖2 累積產(chǎn)油量與排液強度關系圖

圖3 1～3m厚的普通稠油油藏累積產(chǎn)油量與燜井時間的關系圖

4 燜井時間

針對1～3m厚的普通稠油油藏的過熱蒸汽吞吐井，優(yōu)化其過熱蒸汽吞吐的燜井時間，對應的該吞吐井的注汽量和采液強度采用最優(yōu)值，各個吞吐井在周期注汽量及采液強度優(yōu)化的基礎上，燜井時間分別選擇0、1、2、3和4d。圖3為經(jīng)過8個周期過熱蒸汽吞吐后，全區(qū)累積產(chǎn)油量隨燜井時間的變化關系圖。由圖3可以看出，隨燜井時間的增加累積產(chǎn)油量逐漸增加，當燜井時間超過1d后累積產(chǎn)油量的增加幅度變得平緩，而不燜井的措施累積產(chǎn)油量明顯低于具有一定燜井時間的方案結果。綜合各因素分析可知，對于1～3m厚的普通稠油油藏最優(yōu)燜井時間為2～3左右。

5 周期遞增率

研究不同輪次間注入蒸汽量的遞增率對吞吐開發(fā)效果的影響。其中，周期注入量、采液強度、燜井時間按前面優(yōu)化結果設置，過熱蒸汽為干度100%的干蒸汽，井底溫度300℃。周期間遞增率分別選擇11%、12%、13.5%、15%和16%。由統(tǒng)計結果可知：隨蒸汽注入量遞增率的增加，累積產(chǎn)油量呈線性增加關系，而累積油汽比呈線性遞減關系；但增產(chǎn)油汽比先增加而后降低，其關系特征為先緩慢增加，當遞增率超過15%后出現(xiàn)大幅度降低。因此，對于1～3m厚的普通稠油油藏注入蒸汽量的周期間遞增率應選擇14.6%，3個周期后不再遞增，濕蒸汽周期注汽量是第5周期后不再遞增，相比減少2個周期的注汽量。

圖4 1～3m厚的普通稠油油藏累積產(chǎn)油量隨周期間遞增率間的關系曲線

6 現(xiàn)場應用效果

12井次應用新的注采參數(shù)后，平均有效厚度2.6m，后使用過熱蒸汽注汽吞吐后，與濕蒸汽對比，周期節(jié)約注汽量90t，周期生產(chǎn)時間、日產(chǎn)油及油汽比維持不遞減 （見表2），說明過熱蒸汽能有效擴大蒸汽波及體積，周期注汽量適當降低，在吞吐效果得到保證的前提下，可達到降本增效的目的。

表2 濕蒸汽與過熱蒸汽平均單井吞吐效果對比表

［1］周體堯，程林松，何春百，等.注過熱蒸汽井筒沿程參數(shù)及加熱半徑計算模型 ［J］.石油勘探與開發(fā)，2010，37（1）：83～88.

TE345

A

1000－9752（2011）06－0312－03

2011－03－25

陳彩云 （1975－），女，1999年大慶石油學院畢業(yè)，工程師，現(xiàn)從事油藏開發(fā)工作。

［編輯］ 蕭 雨