葉 鋒

（中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦124010）

我國從1982年開始稠油注蒸汽試驗，先后在遼河、新疆、勝利和河南油田獲得成功。目前我國稠油年產(chǎn)量保持在1 000×104t以上，占總產(chǎn)量的l 0%左右［1－2］。由于稠油熱采開發(fā)存在著“投資大，成本高，經(jīng)濟風險性大”的特點，油汽比作為衡量熱采稠油注蒸汽開發(fā)油藏的一項重要技術經(jīng)濟指標就顯得尤為重要。

目前，國內(nèi)外學者針對油汽比指標評價開展了大量的變化規(guī)律和經(jīng)濟極限值的評價研究［3－7］，受油藏客觀因素及開發(fā)主觀因素影響，研究方法及結果差異較大，推廣應用效果差。本文以遼河油田45個熱采稠油主力油藏的實際生產(chǎn)動態(tài)資料為基礎，運用熱采稠油注采特征關系曲線，借鑒水驅油藏地質儲量與水驅特征關系曲線的統(tǒng)計規(guī)律方法，推導了瞬時油汽比與采收率關系的理論公式，并建立油汽比評價圖版。

1 瞬時油汽比理論公式推導

稠油注蒸汽開發(fā)實踐表明：對于蒸汽吞吐開采的油藏，在井網(wǎng)保持相對穩(wěn)定，并具有兩個周期以上的生產(chǎn)歷程后，其累積產(chǎn)油量和累積注汽量之間在半對數(shù)坐標上具有較好的線性關系，通常稱之為“注采特征曲線”［8］，其數(shù)學表達式為：

式中：Zs——累積注汽量，104t；Np——累積產(chǎn)油量，104t；A1——截距；B1——斜率。

將（1）式兩邊對時間求導，得：

將（3）式代入（1）式，得：

將（4）式兩邊同時除以地質儲量N，得：

當油氣比OSR取極限值時，得：

式中：ER——采收率，%；OSRmin——極限油汽比，蒸汽吞吐油藏為0．25，蒸汽驅油藏為0．15。

（6）式減（5）式，并整理得：

童憲章先生曾將國內(nèi)外23個水驅砂巖油田甲型水驅曲線直線斜率B1，與其相應油田的地質儲量統(tǒng)計分析，得到水驅油藏動態(tài)儲量與甲型水驅曲線斜率的比值為定值7．5［9］。那么熱采稠油油藏注采特征曲線斜率B值是否與儲量也有類似統(tǒng)計規(guī)律呢？本文將遼河油區(qū)41個熱采稠油主力油藏注采特征曲線得到的斜率B1值與對應的可采儲量值進行統(tǒng)計分析，1／B1值與NR值之間的固定比例關系明顯，相關性為R2＝0．9905（圖1）可看作一個常數(shù)，則（8）式中C＝B1NR為定值0．9257。

圖1 熱采稠油注采曲線斜率B1與可采儲量關系曲線

由此可確定熱采稠油的瞬時油汽比評價的理論公式為：

根據(jù)（9）式可制作熱采稠油在不同最終采收率下隨采出程度變化的瞬時油汽比的標準評價圖版。

2 實例應用

齊108塊地處歡喜嶺油田北部，構造上位于遼河坳陷西部凹陷西斜坡南部歡曙上臺階中段上傾部位，構造形態(tài)為一在斜坡背景下發(fā)育的、被斷層復雜化的斷裂背斜構造，主力開發(fā)層系為古近系沙河街組蓮花油層，平均孔隙度28．4%，滲透率1 636×10－3μm2，泥質含量9．95%，20℃時原油密度平均值為0．953 g／cm3，50 ℃時脫 氣原油黏度平均為1 595．1 mPa·s，為具有邊底水的薄互層稠油油藏。該塊于1990年采用118 m井距正方形井網(wǎng)、蒸汽吞吐方式投入開發(fā)。1998年以來，通過實施加密調整及側鉆，優(yōu)選單井實施分層注汽和調補層，提高儲量動用程度，各項開發(fā)指標趨于正常。目前井距為50～100 m，標定采收率31%，采出程度30．5%，年油汽比0．28。

利用（9）式制作齊108塊不同采收率狀況下的瞬時油汽比隨采出程度變化的標準圖版（圖2），對該區(qū)塊瞬時油汽比進行評價。

從圖2可見，齊108塊采出程度在5%～10%時，瞬時油汽比沿著采收率15%理論曲線變化，通過實施加密調整和綜合治理措施，瞬時油汽比逐漸平移，當采出程度在20%后，油汽比沿著標定采收率31%理論曲線變化，開發(fā)水平效果逐漸好轉，采收率大幅提高。

圖2 齊108塊油汽比與采出程度關系圖版

3 結論

（1）借鑒水驅油藏評價圖版的研究思路，制定了不同采收率狀況下的油汽比變化曲線評價圖版，進一步拓寬了注采特征曲線的應用范圍，通過實例驗證，評價結果直觀，對熱采稠油開發(fā)指標評價具有一定借鑒作用。

（2）瞬時油汽比標準評價圖版不僅可以直觀地評價單一油藏開發(fā)效果的好壞，間接反映油藏采收率演變過程，而且可以實現(xiàn)不同類型油藏開發(fā)效果的橫向對比。

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