李 星，黃 鄭，費永濤 胡德鵬，孫 鵬（中石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院，河南 南陽473132）

過熱蒸汽吞吐開采界限及注采參數(shù)優(yōu)化研究

李 星，黃 鄭，費永濤 胡德鵬，孫 鵬（中石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院，河南 南陽473132）

過熱蒸汽吞吐相比普通濕蒸汽吞吐能夠大幅度提高淺薄層超稠油油藏的開發(fā)效果，是提高該類油藏采收率的有效途徑。建立淺薄層超稠油油藏三維地質(zhì)模型，進行過熱蒸汽吞吐數(shù)值模擬研究，確定了不同油層埋藏深度和油汽比條件下的厚度下限；研究原油產(chǎn)量與原油粘度的關(guān)系，確定了過熱蒸汽吞吐原油粘度上限，并進行注采參數(shù)優(yōu)化研究，優(yōu)選出最佳的周期注汽量、注汽速度、燜井時間和最大排液量。從井樓油田過熱蒸汽吞吐試驗區(qū)的實施效果看，取得了顯著的成效，大大增加了該類油藏的技術(shù)可采儲量。

過熱蒸汽吞吐；淺薄層超稠油油藏；開采界限；注采參數(shù)優(yōu)化

過熱蒸汽與相同壓力下的飽和蒸汽相比，具有更高的溫度、更多熱焓和更大的比容；高溫、高能量的過熱蒸汽將油層加熱到更高溫度，且加熱范圍更大，過熱蒸汽與儲集層流體及礦物質(zhì)發(fā)生更強烈的物理、化學反應(yīng)；過熱蒸汽加熱降粘、使原油熱膨脹、轉(zhuǎn)變巖石表面潤濕性、擴大高溫相滲范圍及改善井底周圍滲流環(huán)境等作用更顯著；過熱蒸汽吞吐增油量更高，生產(chǎn)周期更長。過熱蒸汽吞吐油層開采界限和注采參數(shù)的研究還較少［1～3］。

過熱蒸汽吞吐井生產(chǎn)效果受油層條件和注采參數(shù)等諸多因素共同影響［4］，筆者在油藏數(shù)值模擬的基礎(chǔ)上，對淺薄層超稠油油藏過熱蒸汽吞吐開采界限和注采參數(shù)進行優(yōu)化研究，并且應(yīng)用研究結(jié)果進入現(xiàn)場綜合評價了該類油藏過熱蒸汽吞吐井的開采效果。

1 油藏地質(zhì)模型的建立及歷史擬合

1.1 油藏地質(zhì)模型的建立

根據(jù)井樓油田淺薄層超稠油油藏地質(zhì)特點，建立了L121井區(qū)Ⅱ61層超稠油油藏地質(zhì)模型（圖1）。該類油藏埋深200m，有效 厚 度（h）4.0m， 純 總 比0.5，油層原始壓力1.7MPa，油層溫度26℃，平均孔隙度（φ）34%，平均滲透率（k）2.8μm2，含油飽和度（So）70%，原油密度0.97g/cm3；Ⅱ61層原油粘度，據(jù)L118井原油粘溫分析，油層溫度（33℃）下脫氣原油粘度為81925mPa·s。模型在縱向上劃分為2個單油層和1個泥巖夾層，建立了15×15×3的模擬網(wǎng)格系統(tǒng)。

圖1 淺薄層超稠油油藏地質(zhì)模型

1.2 歷史擬合

以上述地質(zhì)模型為基礎(chǔ)，擬合了超稠油油藏平均各周期的開采效果。歷史擬合5個周期，時間580d。擬合注汽量3352t，產(chǎn)油量1188t，產(chǎn)水量1653t，與實際吞吐指標相比，符合率分別為95.1%、98.2%和91.0%?？梢?，注汽量與產(chǎn)油量符合率較高，產(chǎn)水量擬合符合率偏低。數(shù)模擬合結(jié)果與實際吞吐情況基本符合。

2 超稠油油藏注過熱蒸汽吞吐開采界限研究

2.1 油層厚度下限研究

在超稠油油藏單井過熱蒸汽吞吐開采數(shù)值模擬研究的基礎(chǔ)上，分別對不同油藏深度條件下，不同純總比時產(chǎn)油量與油層厚度進行回歸，得出超稠油油藏產(chǎn)油量與油層厚度的線性相關(guān)關(guān)系式，依照不同純總比、不同油藏深度下的相應(yīng)關(guān)系式，計算超稠油油藏過熱蒸汽吞吐開采的油層厚度下限。

1）在70m×100m井距條件下，油藏埋深為200～600m、純總比0.3～0.7，超稠油油藏一套層系過熱蒸汽吞吐的油層厚度下限為4.1～11.7m。

2）在70m×100m井距條件下，同一油藏深度下，隨著純總比增大，要求的油層厚度下限逐漸減小。油藏埋深300m條件下，純總比從0.3增大到0.7時，油層厚度下限由6.8m下降為4.8m，下降了2.0m，降幅為29.4%。

3）在70m×100m井距條件下，同一純總比下，隨著油藏深度增加，過熱蒸汽吞吐要求的油層厚度下限逐漸增大。純總比為0.5時，油藏深度從200m增加到600m時，油層厚度下限由4.6m增加到9.0m，增幅達95.6%。

4）在100m×141m井距條件下，油藏埋深為200～600m、純總比0.3～0.7，一套層系過熱蒸汽吞吐的油層厚度下限為2.7～7.8m。

5）在100m×141m井距條件下，同一油藏深度下，隨著純總比增大，要求的油層厚度下限逐漸減小。油藏埋深300m條件下，純總比從0.3增大到0.7時，油層厚度下限由4.6m降為3.3m，下降了1.3m，降幅28.3%。

6）在100m×141m井距條件下，同一純總比時，隨著油藏深度增加，過熱蒸汽吞吐要求的油層厚度下限逐漸增大。純總比為0.5時，油藏埋深從200m增加到600m時，油層厚度下限由2.9m增加到6.0m，增幅達106.8%。

2.2 原油粘度上限研究

1）原油粘度與產(chǎn)油量的關(guān)系 在歷史擬合的基礎(chǔ)上，對超稠油油藏原油粘度與產(chǎn)油量關(guān)系進行了研究。研究以油藏埋深300m、70m×100m井距、油層有效厚度5.0m、純總比0.5為基礎(chǔ)條件，分別對原油粘度為68000、100000和150000mPa·s時的開發(fā)指標作了預(yù)測，結(jié)果見表1。由表1可見，在相同條件下，隨著原油粘度增大，產(chǎn)油量、油汽比和采收率均呈下降趨勢。當原油粘度由68000mPa·s增大到150000mPa·s時，產(chǎn)油量從1180t降為940t，降幅20.3%；油汽比從0.31下降到0.25，降幅19.4%；采收率從24.1%下降到19.2%，降幅20.3%。

2）原油粘度上限研究 在對原油粘度與產(chǎn)油量關(guān)系研究的基礎(chǔ)上，研究了超稠油油藏過熱蒸汽吞吐開采的原油粘度上限。結(jié)果表明：在油藏埋深300m、井距70m×100m、油層厚度5.0m、純總比0.5的條件下，淺薄層超稠油油藏過熱蒸汽吞吐原油粘度上限達321034mPa·s。

表1 原油粘度對蒸汽吞吐開采效果的影響

3 超稠油油藏注過熱蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化研究

通過數(shù)值模擬研究對井樓油田L121井區(qū)Ⅱ61層超稠油油井注過熱蒸汽的注汽量、注汽速度、燜井時間和最大排液量進行了優(yōu)化研究，以便對比篩選出適宜的注采參數(shù)。

3.1 注汽量優(yōu)化

周期每米油層所注入的蒸汽量，是影響蒸汽吞吐效果的重要因素。

在井底干度90%、注氣溫度300℃和周期廢棄產(chǎn)量2.0t/d的情況下，分別按不同的油層厚度3.5、5和10m模擬了第1周期每米油層注汽量為80、100、120、140和160t前3個周期的吞吐效果，其中第2周期和第3周期注汽量按前一周期10%遞增。

從模擬結(jié)果可以看出，不同油層厚度都是隨著周期注汽量的增加，累計產(chǎn)油量增加，但累計產(chǎn)油量增加的幅度先大后小。油層厚度3.5m，每米注汽量為140t；油層厚度5m，每米注汽量為120t；油層厚度10m，每米注汽量為80t，增產(chǎn)幅度達到最大，增產(chǎn)油汽比也最大，隨后注汽量增大，累計增油量減少。綜合考慮，油層厚度3.5m選擇每米油層注汽量為120t；油層厚度5m選擇每米油層注汽量為100t；油層厚度10m選擇每米油層注汽量為80t。

3.2 注汽速度優(yōu)選

注汽速度主要取決于水相和汽相的滲透率、油層厚度、原油粘度、油層壓力、注入壓力以及油層的吸汽能力等，可以用改變井口注汽壓力的方法來控制注汽速度。

在總注入量與蒸汽干度一定的情況下，分別按不同的油層厚度3.5、5和10m模擬了注汽速度為30、50、70、90、110、130、150t/d時吞吐3個周期的生產(chǎn)情況。模擬結(jié)果表明：隨著注汽速度的提高，前3個周期累計產(chǎn)油量依次增加，油層厚度3.5m，注汽速度為70t/d；油層厚度5m，注汽速度為90t/d；油層厚度10m，注汽速度為110t/d時產(chǎn)油量增幅最大，之后產(chǎn)油量增幅減緩。因此，優(yōu)選注汽速度一般為70～110t/d。

3.3 燜井時間優(yōu)選

注汽后的燜井，是為了把蒸汽所攜帶的潛熱有效地傳給油藏，均勻充分地加熱油層，防止生產(chǎn)時采出過多的蒸汽，以提高蒸汽的利用率。燜井時間的選擇也直接影響周期生產(chǎn)效果的好壞。

在前面優(yōu)選的注汽速度，井底蒸汽干度90%，井底蒸汽溫度300℃下，分別對燜井時間為1、3、5、7d的情況模擬計算了3個周期。結(jié)果表明，從3d增加到5d時，累計產(chǎn)油量增多，油汽比升高，說明蒸汽與油層熱交換日趨充分；而當燜井時間再增加時，累計產(chǎn)油量減少，說明熱量已經(jīng)有所損失。所以，根據(jù)數(shù)值模擬計算得出的最佳燜井時間為3～5d。

3.4 最大排液量優(yōu)選

在前面優(yōu)選的注汽量、注汽速度和燜井時間的前提下，對5m油層模擬最大排液量分別為10、20、30、40、50t/d時過熱蒸汽吞吐3個周期的生產(chǎn)效果。結(jié)果表明：當排液量超過20t/d時，平均日產(chǎn)油增加幅度不大，累計產(chǎn)油量反而減少。綜合考慮，確定最佳排液量為20t/d。

4 現(xiàn)場實施效果

數(shù)值模擬研究表明，過熱蒸汽吞吐井底蒸汽干度90%以上，比濕的注入蒸汽熱焓增加27.5%～33.0%，單井累計注汽8640t，累計產(chǎn)油3199t，過熱蒸汽吞吐油汽比0.37，采收率達25.6%［5］。

從井樓油田過熱蒸汽吞吐試驗區(qū)的開發(fā)效果來看，在周期產(chǎn)油量、平均日產(chǎn)油、峰值產(chǎn)油和周期油汽比等關(guān)鍵指標來看，均比普通濕蒸汽吞吐有較大改善（表2）。依據(jù)開發(fā)界限研究結(jié)果，經(jīng)篩選過熱蒸汽吞吐在河南油田可經(jīng)濟動用899×104t超稠油低品位儲量，增加可采儲量224.8×104t。

表2 井樓油田過熱蒸汽吞吐試驗區(qū)開發(fā)效果對比表

5 結(jié) 論

1）通過油藏數(shù)值模擬研究，分別在70m×100m和100m×141m井距下，對不同油藏深度，不同純總比條件下超稠油油藏過熱蒸汽吞吐產(chǎn)油量與油層厚度進行回歸，得出超稠油油藏過熱蒸汽吞吐開采的油層厚度下限。

2）以油藏埋深300m、70m×100m井距、油層有效厚度5.0m、純總比0.5為基礎(chǔ)條件，分別對不同原油粘度下淺薄層超稠油油藏過熱蒸汽吞吐的開發(fā)指標作了預(yù)測，研究了超稠油油藏原油粘度與產(chǎn)油量的關(guān)系，得出了該類油藏過熱蒸汽吞吐原油粘度上限。

3）通過數(shù)值模擬研究對試驗區(qū)超稠油井注過熱蒸汽吞吐的注汽量、注汽速度、燜井時間和最大排液量進行了優(yōu)化研究，以便對比篩選出適宜的注采參數(shù)。

4）從試驗區(qū)的實施效果來看，周期吞吐產(chǎn)油量提高了1.1～2.2倍，周期油汽比提高了1.6～3倍，周期含水率降低了9%～34%，取得了顯著的效果，對淺薄層超稠油油藏改善開發(fā)效果提供了有效的途徑。

［1］閔娜.過熱蒸汽性質(zhì)及應(yīng)用［J］.電器工程設(shè)計，2005，33（1）：28～30.

［2］常毓文，張毅，胡用久，等.稠油熱采技術(shù)新進展［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997.

［3］陳月明.注蒸汽熱力采油［M］.東營：石油大學出版社，1996.64～83.

［4］劉文章.熱采稠油油藏開發(fā)模式［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.

［5］李春濤，錢根寶，吳淑紅，等.過熱蒸汽性質(zhì)及其在稠油油藏吞吐開發(fā)中的應(yīng)用——以哈薩克斯坦肯基亞克油田鹽上稠油油藏為例［J］.新疆石油地質(zhì)，2008，29（4）：495～497.

Production Limit and Injector－producer Parameter Optimization of Superheated Steam Soaks

LI Xing，HUANG Zheng，F(xiàn)EI Yong－tao，HU De－peng，SUN Peng（First Author's Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Henan Oilfield Company，SINOPEC，Nanyang473132，Henan，China）

Superheated steam soak could greatly improve development effect in shallow thin and extra－h(huán)eavy oil reservoirs compared to common stream soak，and it was an effective approach to enhance oil recovery.A 3Dgeological model was established for shallow and thin extra heavy oil reservoirs for a numerical simulation of superheated steam soaks，the low thickness limits of different reservoir burial depths and oil－gas ratio，the relation between oil production and oil viscosity was studied and the upper viscosity limit of the superheated steam soaks was determined and the injector－producer parameters were optimized，thus the optimal cyclic steam injecting volume，injection velocity，soak time and the largest liquid displacement rate.Seeing from the experiment of superheated steam soak in Jinglou Oilfield，obvious effect is achieved and technical recoverable reserves are improved in the oilfield.

superheated steam soak；shallow thin extra－h(huán)eavy oil reservoir；production limit；injector－producer parameter optimization

TE357.44

A

1000－9752（2012）06－0148－04

2011－12－29

中國石油化工股份有限公司科技攻關(guān)項目（P07051）。

李星（1982－），男，2004年大學畢業(yè)，碩士，工程師，現(xiàn)從事油田開發(fā)及油藏數(shù)值模擬工作。

［編輯］ 蕭 雨