趙 凱

（中國石化勝利油田分公司 現(xiàn)河采油廠，山東 東營257000）

隨著水平井技術(shù)在埋藏深、厚度薄、分布散的稠油油藏大規(guī)模應(yīng)用，較充分地動用了該類難動用儲量。但是隨著熱采吞吐周期的增加，地層能量越來越差，周期產(chǎn)量越來越低，周期效益逐漸變差。水平井蒸汽驅(qū)技術(shù)能夠解決開發(fā)后期的生產(chǎn)矛盾，現(xiàn)河采油廠在樂安油田草33稠油油藏開展水平井井網(wǎng)下的蒸汽驅(qū)技術(shù)研究，優(yōu)化轉(zhuǎn)驅(qū)時機、注采參數(shù)等油藏工程參數(shù)。

1 油藏概況

草33區(qū)塊被西南部的石村斷層及東北部的草25斷層所切割，地層向西北傾沒，總體構(gòu)造形態(tài)為向東南方向逐漸抬升超覆的平緩鼻狀構(gòu)造，地層傾角為2.0°～3.0°。油藏埋深884.0～1 014.0m。儲層為疏松砂礫巖，厚度小于6m，但分布較穩(wěn)定、連通性好。儲層孔隙度一般30%，滲透率變化范圍為（1 340～7 752）×10-3μm2。原油密度0.967 1～0.993 4g／cm3，50℃溫度條件下，地面脫氣原油黏度10～60Pa·s，屬特稠油油藏。

1997年直井試采效果較差，隨著薄油層利用水平井技術(shù)的成功開發(fā)，部署水平井39口，新建產(chǎn)能8×104t。當油井吞吐進入第4周期后，開始表現(xiàn)出排水期延長，地層能量下降快，汽竄頻繁等矛盾，產(chǎn)量遞減加快，周期油汽比下降，經(jīng)濟效益降低。因此在該區(qū)塊開展了蒸汽驅(qū)開發(fā)技術(shù)研究。

2 蒸汽驅(qū)技術(shù)界限

2.1 蒸汽驅(qū)的可行性評價

對于水平井井網(wǎng)的蒸汽驅(qū)研究尚沒有完整的實踐統(tǒng)計資料，因此利用數(shù)值模擬技術(shù)開展系列評價［1］。以草33區(qū)塊實際油藏參數(shù)為條件，利用CMG稠油油藏數(shù)值模擬技術(shù)建立三維模型。模型網(wǎng)格步長為5m×5m，角點網(wǎng)格，共分為5個小層。I方向120個網(wǎng)格，J方向31個網(wǎng)格，共計18 600個網(wǎng)格。模擬油層有效厚度4m，孔隙度34%，滲透率5 000×10-3μm2，原始含油飽和度62%，油藏原始壓力9.57MPa，原始溫度55℃。并對草33區(qū)塊不同溫度下的相滲曲線進行模擬研究（圖1）。

圖1 不同溫度下的相滲曲線

2.1.1 提高采收率

根據(jù)概念模型數(shù)模結(jié)果，若采用蒸汽吞吐方式開發(fā)，最終采收率為14.08%，油汽比為1.15；如果在蒸汽吞吐4周期后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，雖然油汽比僅為0.15，但最終采收率可提高到27.1%，蒸汽驅(qū)能使區(qū)塊采收率提高13.02%。

2.1.2 抑制邊水推進

草33區(qū)塊處于構(gòu)造高部，含水率較低，原始地層壓力為12.3MPa，蒸汽吞吐4周期后，地層壓力下降到6.5MPa。隨著吞吐周期的增加，區(qū)塊壓力下降，虧空加大，邊水將逐漸侵入［2］。為保持地層壓力，抑制邊水侵入，需要在該區(qū)塊開展蒸汽驅(qū)。根據(jù)國內(nèi)外經(jīng)驗，轉(zhuǎn)驅(qū)壓力5MPa左右效果最好。目前草33區(qū)塊地層壓力為5～6MPa，滿足蒸汽驅(qū)壓力要求。

2.1.3 儲層物性參數(shù)滿足蒸汽驅(qū)要求

根據(jù)蒸汽驅(qū)的篩選標準（表1），草33區(qū)塊除油層厚度較薄外，其他參數(shù)如油藏深度、含油飽和度、孔隙度、滲透率、純總厚度比等均滿足水平井蒸汽驅(qū)條件。但隨著水平井開發(fā)技術(shù)與注汽配套工藝的改進，對于這種薄層稠油油藏的開發(fā)是可以實現(xiàn)的。

表1 稠油油藏蒸汽驅(qū)油藏參數(shù)篩選標準

2.2 蒸汽驅(qū)界限評價

經(jīng)濟極限油汽比是稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)中極其重要的技術(shù)經(jīng)濟指標［3］，是反映開發(fā)技術(shù)水平和經(jīng)濟效益的綜合指標。其隨油價而變化，也與生產(chǎn)成本密切相關(guān)。根據(jù)樂安油田草33區(qū)塊館陶組油藏已投產(chǎn)水平井的各項成本和費用，采用靜態(tài)法計算出不同油價下水平井的熱采經(jīng)濟極限累積產(chǎn)油量，指導(dǎo)開發(fā)技術(shù)界限研究。根據(jù)不同油價下測算的本區(qū)塊經(jīng)濟極限累積產(chǎn)油量曲線（圖2），當噸油成本25 US＄／bbl，油價50US＄／bbl時蒸汽吞吐經(jīng)濟極限累積產(chǎn)油量6 654t，極限油汽比為0.15。目前高油價下蒸汽驅(qū)經(jīng)濟極限油汽比應(yīng)該更低，取0.12。

圖2 不同油價下經(jīng)濟極限累積產(chǎn)油量曲線

2.3 蒸汽驅(qū)井網(wǎng)

合理的井網(wǎng)部署形式能使區(qū)塊發(fā)揮最佳的開發(fā)潛能。在稠油油藏開發(fā)中，蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)是兩種最常見的注汽開發(fā)方式。對于蒸汽吞吐，由于采用單井注汽，單井采油，井網(wǎng)形式對其效果影響較小。一個稠油區(qū)塊投入開發(fā)時，如果首先采用蒸汽吞吐開采，利用蒸汽攜帶的熱量大幅度降低油藏中原油的黏度，提高原油流動能力，對油藏進行大范圍預(yù)熱，形成熱連通，此后再采用蒸汽驅(qū)方式開發(fā)，這樣井網(wǎng)形式對其開發(fā)效果影響較大，因此就需要考慮蒸汽驅(qū)的井網(wǎng)部署，以降低蒸汽驅(qū)現(xiàn)場實施難度及投入成本。由于草33區(qū)塊目前已投產(chǎn)的生產(chǎn)井采用了交錯型井網(wǎng)進行部署，所以轉(zhuǎn)汽驅(qū)井網(wǎng)的概念模型設(shè)計了反五點交錯井網(wǎng)和反七點交錯井網(wǎng)進行數(shù)模優(yōu)化。兩種不同形式的井網(wǎng)模型長600m，寬150m，具有相同的地質(zhì)儲量9.8×104t，并包含相同的井數(shù)1.5口。反五點法井網(wǎng)的生產(chǎn)井與注汽井之比為1∶1；反七點法井網(wǎng)的生產(chǎn)井與注汽井之比為2∶1。圖3為模擬的兩種井網(wǎng)條件下蒸汽驅(qū)末期的飽和度場效果。

圖3 干度60%下蒸汽驅(qū)末期飽和度場

反五點井網(wǎng)的注汽井多、注汽量大，油藏加熱面積大，汽驅(qū)效果好；相同儲量條件下，反七點井網(wǎng)的注汽井少、注汽量少，蒸汽腔不易擴展到生產(chǎn)井區(qū)。由于水平井注汽時產(chǎn)生的端點效應(yīng)，注汽井與同一排的生產(chǎn)井很容易發(fā)生汽竄，降低了蒸汽的利用率。因此在反七點井網(wǎng)中雖然增加了生產(chǎn)井的數(shù)量，但是生產(chǎn)效果并不理想。在兩種不同的井網(wǎng)形式下，反五點井網(wǎng)的采收率和凈采油量高于反七點井網(wǎng)。

3 注采參數(shù)優(yōu)化

3.1 轉(zhuǎn)驅(qū)時機

在轉(zhuǎn)驅(qū)時機優(yōu)化中，主要考慮轉(zhuǎn)驅(qū)時的油藏壓力和井間的熱連通性。在蒸汽吞吐中，第2周期到第4周期加熱半徑和加熱區(qū)域不斷擴大，到第4周期，井間已經(jīng)建立起熱連通。第5周期，其加熱區(qū)域擴大較為緩慢，主要起到重復(fù)加熱地層的作用。綜合考慮蒸汽驅(qū)階段油汽比、采收率和凈采油量等因素，推薦在蒸汽吞吐4周期以后轉(zhuǎn)驅(qū)，采收率可達27.1%。

3.2 注汽干度

數(shù)值模擬預(yù)測了5種不同干度條件下的蒸汽驅(qū)效果。注汽干度越高，采收率越高，凈采油量也越大。干度為60%時蒸汽帶的波及面積明顯比干度為20%時的波及面積大。對草33這種薄層，中、深層稠油油藏進行蒸汽驅(qū)時，由于油藏深，油層中熱損失大，低干度蒸汽很容易變成熱水，因此要求蒸汽干度不低于60%。

3.3 注汽速度與壓力

蒸汽注入速度影響著蒸汽驅(qū)的采收率。這是由于注入速度與井筒和地層的熱損失有關(guān)，注入速度越高，熱損失量越小，因此隨著注入速度的增加蒸汽驅(qū)采收率不斷增加。但是對于薄層稠油油藏，由于無法保證生產(chǎn)井有足夠的排液量，因此注汽速度有一個最優(yōu)值，在此速度下，油層加熱效率高，熱損失較小，蒸汽超覆或蒸汽竄進程度較輕，蒸汽帶波及系數(shù)最大。在模型中分別模擬了注汽速度為3、4、5、6、7 t／h時的采收率。隨著注汽速度的增加，采收率增加，凈采油量增高。但注汽速度增加到7t／h時，凈采油量不增反降。在實際生產(chǎn)中，由于油藏的非均質(zhì)性，注汽速度過高會造成過早汽竄，從而使熱效率降低。因此綜合考慮油汽比、凈采油量等因素，要求注汽速度在5～6t／h。

數(shù)值模擬優(yōu)化了同一注汽速度（6t／h）下，注汽壓力為18、14和10MPa下的地層吸汽量以及生產(chǎn)效果。注汽壓力的變化直接影響蒸汽干度，注汽壓力越低，蒸汽干度越高，蒸汽腔擴展體積越大，生產(chǎn)效果越好。在保證注汽干度的條件下，盡量降低注汽壓力。

3.4 采注比

采注比是生產(chǎn)井的排液速度與注入井的注汽速度的比值。在油層物性、流體特征和幾何參數(shù)確定以后，稠油蒸汽驅(qū)存在一個最佳的采注比。數(shù)值模擬分別預(yù)測了采注比為1、1.1、1.2和1.3時油藏采收率的變化。在采注比提高到1.2時，采收率最大，但當采注比將繼續(xù)增大到1.3后，采收率不再增加。因此推薦采注比為1.2。

3.5 采液量

根據(jù)數(shù)模結(jié)果，采注比為1.2左右時，采收率和經(jīng)濟效益最好。井組日注汽120t，日產(chǎn)液144t左右。采油井按平均原則配產(chǎn)，實際生產(chǎn)過程中根據(jù)液面調(diào)整生產(chǎn)制度。因此，館一井組單井采液量24 t／d；館二井組平均單井采液量29t／d。

4 結(jié)束語

研究表明，草33薄層稠油油藏在水平井井網(wǎng)條件下具備蒸汽驅(qū)可行性。但為了穩(wěn)妥起見，建議實施井組礦場試驗，在取得經(jīng)驗的基礎(chǔ)上大規(guī)模推廣，同時在試驗過程中需要加大監(jiān)測資料的錄取和分析，及時配套工藝技術(shù)解決現(xiàn)場的開發(fā)問題。

［1］程紫燕.勝利油田稠油熱采數(shù)值模擬研究進展［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2010，17（6）：71-72.

［2］李家寧，談繼強，趙斌，等.淺薄層稠油油藏水平井開發(fā)實踐與認識［J］.石油地質(zhì)與工程，2009，23（1）：67-68.

［3］何愛東.稠油油藏經(jīng)濟極限油氣比探討［J］.新疆石油天然氣，2009，5（1）：78-80.