霍夢穎 邵先杰 武 寧 朱 明 彭英明

(燕山大學， 河北 秦皇島 066004)

淺薄層特超稠油開發(fā)后期蒸汽驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化

霍夢穎 邵先杰 武 寧 朱 明 彭英明

(燕山大學， 河北 秦皇島 066004)

淺薄層特超稠油具有埋藏淺、厚度薄、黏度大、分布散的特點，屬于低品位稠油，開采十分困難。特別是到開發(fā)后期，由于氣竄和地下剩余油分散，導致含水率急劇上升、產(chǎn)油量快速下降。但此時的采收率并不高，地下仍有大量剩余油資源。以河南油田為例，通過對礦場蒸汽驅(qū)實驗效果的分析，利用數(shù)值模擬技術，對注采參數(shù)進行了優(yōu)化：轉(zhuǎn)驅(qū)的最佳時機是第9周期后；采用間歇汽驅(qū)效果相對較好；當周期注汽速度為120 m3/d，注汽量為 16 144 m3，間歇時間為50 d時，開發(fā)效果最好。

特超稠油； 開發(fā)后期； 蒸汽驅(qū)； 注氣速度； 間歇時間

隨著世界經(jīng)濟的發(fā)展，人們對能源的需求量日益增大。但常規(guī)石油資源的過度開采和消耗，使稀油儲量銳減，而稠油作為非常規(guī)石油資源愈加受到重視，即使如今越來越多的新能源(核能、太陽能等)被利用，但作為化工原料和動力原料的碳氫化合物是其他任何能源所不能替代的，稠油開發(fā)仍具有重要意義。熱力開采是一種主要的稠油開采方式，蒸汽驅(qū)即為熱力開采的一種，因此，優(yōu)化蒸汽驅(qū)技術的注采參數(shù)是提高淺薄層稠油開發(fā)后期開采效果的有效手段。河南油田是我國淺薄層稠油開發(fā)的典型，以河南油田為例進行研究。

1 油藏地質(zhì)特征

河南油田的淺薄層稠油主要分布在盆地邊緣地帶，距物源近，儲集層具多物源且沉積類型復雜[1-2]，斷層發(fā)育，構(gòu)造復雜，屬于品位低稠油資源。該類油藏的地質(zhì)特征主要為：(1)油藏埋藏淺。埋深一般小于400 m；(2)油層厚度薄。厚度為5～15 m，純總厚度比為0.5～0.8；(3)原油黏度高。油層溫度下，脫氣原油黏度為88.8～120 000.0 mPa·s，其中，大部分的黏度是在10 000 mPa·s以上；(4)油層分布散。井樓油田共8個油組，40個小層含油，單井含油井段長96.0 m，平均單井有效厚度只有17.9 m。

此外，油藏的類型復雜，既有不整合遮擋油藏、斷層遮擋油藏，也存在背斜油藏、巖性油藏[3-5]?？v向上油水間互出現(xiàn)，幾乎各小層均有自己獨立的油水系統(tǒng)，油水界面參差不齊[6]。同一斷塊內(nèi)，不同小層間的油水界面最大高差達215 m，含油面積相差數(shù)十倍。在開發(fā)后期，會因氣竄和剩余油減少而產(chǎn)生含水率上升、產(chǎn)油量下降等問題。

2 油藏開發(fā)現(xiàn)狀

河南油田于1986年開展單井蒸汽吞吐試采，1987年進行普通稠油常規(guī)注水開發(fā)試驗。1987 — 1988年開辟了代表不同類型稠油油藏的3個蒸汽吞吐開發(fā)先導試驗區(qū)，1989 — 1991年在井樓、古城油田相繼進行規(guī)模化推廣應用[7-8]。截止到1997年底，井樓、古城油田共投入各類稠油開發(fā)井606口，原油生產(chǎn)能力20×104t，注水能力36.5×104t，注氣能力197×104t，累計生產(chǎn)稠油193.179 4×104t，累計注水117.7×104t，累計注氣464.4×104t。1998年1月初到2000年12月底，累計生產(chǎn)稠油為161.628 8×104t，地質(zhì)儲量采出程度為13.3%，可采儲量采出程度已達72.8%[9-11]。

2.1蒸汽驅(qū)礦場試驗

河南油田自1995年4月份在井樓零區(qū)試驗區(qū)投產(chǎn)2口加密井(J02、J03)以來，截止到1997年11月底，共投產(chǎn)加密井60口，分布在井樓油田的零區(qū)、三區(qū)、一區(qū)和古城油田的BQl0區(qū)，其中1997年新投產(chǎn)加密井29口(BQl0區(qū)14口、一區(qū)15口)[12-13]。

(1) BQl0區(qū)8口老加密井第一周期生產(chǎn)時間長，第二、三周期產(chǎn)量遞減幅度大。1996年6月BQl0區(qū)投產(chǎn)的8口加密井第一周期吞吐效果統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，8口井平均單井周期生產(chǎn)217 d，產(chǎn)油量884 t，日產(chǎn)油4.1 t，油汽比1.05，采注比3.70。第二周期生產(chǎn)時，能量虧空較大，據(jù)J502井測壓資料，投產(chǎn)前該井地層壓力2.3 MPa，第二周期間測壓值為0.97 MPa，下降 1.33 MPa，壓力下降幅度大。第二、三周期分別產(chǎn)油411、263 t，生產(chǎn)時間不到第一周期的一半，周期產(chǎn)量下降幅度大，效果不如第一周期。

(2) 三區(qū)加密井J306、J301井采取補孔調(diào)剖和堵水措施后，吞吐效果有所改善。J306井自1996年6月投產(chǎn)后一直高含水，到1997年3月生產(chǎn)202 d，累計產(chǎn)液量為1 641 t，產(chǎn)油量僅為53 t，綜合含水率達97%。1997年3月底，對該井采取了用水泥漿堵 Ⅳ2、補Ⅳ1層措施后，生產(chǎn)148 d，產(chǎn)液量461 t，產(chǎn)油量307 t，含水率33.4%，日產(chǎn)油量2.1 t，吞吐效果明顯改善；J301井于1996年10月投產(chǎn)，投產(chǎn)后一直高含水，到1997年8月底，累計生產(chǎn)199 d，產(chǎn)液量 2 040 t，產(chǎn)油量僅為70 t，綜合含水率達96.5%。1997年9月13日，對該井采取了堵水措施，目前該井日產(chǎn)液量6.5 t，日產(chǎn)油量2.5 t，含水率61.5%，堵水見到一定效果。

2.2存在的問題

經(jīng)過20多年的技術攻關，河南油田取得了淺薄層稠油油藏蒸汽吞吐技術的成功，大大拓寬了稠油開采領域，為國內(nèi)外淺薄層稠油開發(fā)積累了重要經(jīng)驗。但在目前的開發(fā)中仍存在以下問題：

(1) 大部分吞吐井已進入高周期吞吐，生產(chǎn)效果變差。在產(chǎn)量占2/3的熱采單元中，60%的油井吞吐周期在8個以上，平均單井吞吐11.1個周期。

(2) 目前油藏的動用程度較低，且隨著開采的進行，可采剩余油日益變少，穩(wěn)產(chǎn)基礎不足。

(3) 開采過程中存在嚴重的氣竄現(xiàn)象，影響開發(fā)效果。

3 蒸汽驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化

蒸汽吞吐僅能開采出各個油井附近油層中的原油，高周期吞吐結(jié)束后，油藏壓力下降，溫度上升，含油飽和度降低，但在油井與油井之間還留有大量的死油區(qū)，造成原油采收率較低，因此，考慮轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)開采。采用轉(zhuǎn)驅(qū)的方式開采時，需在四口吞吐井的中間打加密井。此時，由于單井控油面積減少，加密井的注采參數(shù)應不同于老井，必須重新進行優(yōu)化研究。

3.1轉(zhuǎn)驅(qū)時機優(yōu)化

在最初的開采中，蒸汽吞吐開采的一次投資較少，而且生產(chǎn)見效快，經(jīng)濟回收期短，經(jīng)濟效益好，是一種理想的開發(fā)方式。但是，隨著多周期吞吐進程，產(chǎn)量遞減迅速，效益變差。因此，為實現(xiàn)效益最大化需確定轉(zhuǎn)驅(qū)時機。

利用稠油熱采軟件，模擬不同吞吐總周期數(shù)下原油的動用情況，選定參數(shù)分別為：油層埋深 360 m、厚度10 m；原油密度868.7 g/cm3、孔隙度0.28、滲透率1 μm2，含油飽和度0.70，注入蒸汽干度0.60。蒸汽吞吐數(shù)值模擬結(jié)果統(tǒng)計見表1。

表1 蒸汽吞吐數(shù)值模擬結(jié)果統(tǒng)計表

分析發(fā)現(xiàn)：吞吐周期低于9個周期時，隨周期數(shù)的增大，各周期產(chǎn)油量呈上升趨勢，累積產(chǎn)油量迅速增加；吞吐周期大于9個周期后，各周期產(chǎn)油量明顯下降，累計產(chǎn)油量基本平穩(wěn)，略有增加，若繼續(xù)吞吐則不能滿足經(jīng)濟極限的要求，故應在第9周期結(jié)束后轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)開采。模擬得到蒸汽吞吐9個周期后地層中的含油飽和度分布圖(見圖1)，此時蒸汽波及區(qū)約占總區(qū)域的50.27%。

3.2連續(xù)汽驅(qū)與間歇汽驅(qū)效果對比

蒸汽驅(qū)有連續(xù)汽驅(qū)和間歇汽驅(qū)2種方式，其中，連續(xù)汽驅(qū)是向地層中連續(xù)注入蒸汽，而間歇汽驅(qū)則在2次注蒸汽之間存在一定的間歇時間。

采用不同的汽驅(qū)方式，所得到的驅(qū)油效果不同。為對比連續(xù)汽驅(qū)和間歇汽驅(qū)的開采效果，在注汽速度80 m3/d、間歇時間10 d的情況下對2種汽驅(qū)進行了模擬，得到注汽量相同時，分別進行連續(xù)汽驅(qū)和間歇汽驅(qū)過后地層中的剩余油飽和度分布圖見圖2。

圖1 蒸汽吞吐開采9個周期后含油飽和度分布圖

圖2 蒸汽驅(qū)后剩余油飽和度分布圖

轉(zhuǎn)驅(qū)后蒸汽波及區(qū)域明顯擴大：連續(xù)汽驅(qū)的蒸汽波及面積擴大到了68%左右，間歇汽驅(qū)的蒸汽波及面積則擴大到了73%左右。這主要是因為，在注入井向油層中注入高干度蒸汽時，蒸汽不斷加熱油層，大大降低了地層原油的黏度；同時，注入的蒸汽在地層中變?yōu)闊崃黧w，將原油驅(qū)趕到生產(chǎn)井周圍，使吞吐時的死油區(qū)得到開發(fā)利用。

但由于間歇汽驅(qū)在一次注汽后有一定的停注時間，有利于注入的蒸汽對地層中的原油充分作用，因此，相對于連續(xù)汽驅(qū)，間歇汽驅(qū)的效果更明顯，吞吐后應轉(zhuǎn)為間歇汽驅(qū)開采。

3.3注汽速度優(yōu)化

注汽速度是影響蒸汽驅(qū)效果的主要因素之一，注汽速度越低，注入蒸汽的干度在井筒中損失就越大，蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果就越差；但注汽速度過高勢必增加井底注汽壓力，易壓破地層，加劇蒸汽在油層中的竄流頻率和程度，增加注入蒸汽在儲層中的熱損失，從而減少熱利用效率。因此，合適的注汽速度是保證良好開采效果的一個重要因素。

保持總注汽量和間歇時間不變，進行注汽速度為80、100、120、140、160、180、200 m3/d的間歇汽驅(qū)模擬，統(tǒng)計累計產(chǎn)油量、總產(chǎn)油量、采油速度和油汽比(見表2)并繪制出累計產(chǎn)油量、油汽比與注汽速度的關系曲線(見圖3)。

表2 不同注汽速度模擬結(jié)果統(tǒng)計表

圖3 累計產(chǎn)油量、油汽比與注汽速度關系曲線

從圖3可以看出，注汽速度小于120 m3/d時，累計產(chǎn)油量和油汽比上升幅度較大；在注汽速度為120 m3/d時，累計產(chǎn)油量和油汽比達到最大，蒸汽干度損失最少，效益最好；注汽速度大于120 m3/d時，累計產(chǎn)油量和油汽比均略有下降，但變化不大。說明在注汽速度低于120 m3/d的情況下，由于蒸汽在地層中的擴散速度較慢，蒸汽干度在井筒中的損失較大，且隨注汽速度的增加損失在降低；而在注汽速度高于120 m3/d的情況下，注汽壓力隨注汽速度的增加而增大了，可能造成注汽壓力大于地層破裂壓力使地層破裂，加劇注入蒸汽在地層中的竄流，導致儲層中蒸汽的熱損失增加。因此，最佳注汽速度為120 m3/d。

模擬得到注汽速度為120 m3/d時的含油飽和度圖(見圖4)。

圖4 注汽速度為120 m3/d時的含油飽和度分布圖

由圖4可看出，地層中蒸汽波及范圍明顯增加，達到了70%以上，地層中剩余油明顯減少，汽驅(qū)取得了一定的效果。

3.4間歇時間優(yōu)化

間歇時間是影響汽驅(qū)效果的又一主要因素。注汽的間歇時間會對地層溫度造成較大影響，從而影響剩余油開采。間歇時間是為了確保注入蒸汽使原油黏度充分降低，若間歇時間過短，注入地層的蒸汽不能使原油的黏度充分降低，則達不到最佳開采效果；若間歇時間過長，則可能導致進入地層的蒸汽和被蒸汽加熱過的原油溫度降低，降黏驅(qū)油效果變差。因此，需要確定合適的間歇時間。

在模擬的過程中，保證注汽速度為120 m3/d，其他條件不變，對間歇時間為10、20、30、40、50、60、70、80 d進行模擬和優(yōu)選。統(tǒng)計產(chǎn)油量、采油速度、含水率和油汽比(見表3)，分別繪制累計產(chǎn)油量、油汽比和采油速度與間歇時間的關系曲線(見圖5、圖6)。

間歇時間大于50 d時，產(chǎn)油量、油汽比和采油速度呈下降趨勢，效益變差。這是因為蒸汽吞吐結(jié)束后，地層中仍有蒸汽未波及到的區(qū)域，油層溫度不均，未波及區(qū)原油黏度較大，仍難以動用。加密井打在四口井中間，這里的地層溫度比較低，在一定范圍內(nèi)，注汽間歇越長地層溫度升高越快，同時，加密井周圍的原油黏度降低，易于開采。因此，間歇時間少于50 d時，累計產(chǎn)油量、油汽比和采油速度均隨間歇時間的增大而增大，在50 d時達到最大值，此時效益最好；但間歇時間大于50 d時，由于間歇時間過長，導致下一個注汽周期開始前地層溫度偏低、積水多，原油黏度回升，開采效果變差。因此，最佳間歇時間選為50 d。

表3 不同間歇時間模擬結(jié)果統(tǒng)計表

圖5 累積產(chǎn)油量與間歇時間的關系曲線

圖6 采油速度與間歇時間的關系曲線

以間歇時間50 d生產(chǎn)一段時間后，得到地層含油飽和度分布圖(見圖7)。

由圖7可看出間歇汽驅(qū)結(jié)束后，蒸汽波及面積達到85%以上，比轉(zhuǎn)驅(qū)之前提高了近35%，原油的最終采收率也提高了20.345%，效果十分顯著。

圖7 以間歇時間為50 d生產(chǎn)一段時間后含油飽和度分布圖

4 結(jié) 語

通過對淺薄層特超稠油油藏地質(zhì)特征、開發(fā)現(xiàn)狀的分析，結(jié)合河南油田早期的蒸汽驅(qū)礦場試驗，對蒸汽驅(qū)注采參數(shù)進行了優(yōu)化。間歇汽驅(qū)效果優(yōu)于連續(xù)汽驅(qū)，轉(zhuǎn)驅(qū)的最佳時機是吞吐9個周期后；周期注汽速度為120 m3/d，注汽量為16 144 m3，間歇時間為50 d時，開發(fā)效果最好，最終采收率可再提高20.345%。

[1] 邵先杰,湯達禎,樊中海,等.河南油田淺薄層稠油開發(fā)技術試驗研究[J].石油學報,2004,25(2):74-79.

[2] 付衛(wèi)杰,韓立新.稠油油藏地質(zhì)特征與熱采配套技術研究[J].中國科技博覽,2014(12):55-55.

[3] BAO L C, ZHI Y M, DUAN X Y, et al. Geological Characteristics and Reservoir Forming Conditions of Super Heavy Oil Reservoir, Xinglongtai Formation, She1 Area[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2000, 7(增刊1): 1-3.

[4] CHEN S Y, ZHANG S, WANG Y S, et al. Lithofacies Types and Reservoirs of Paleogene Fine-grained Sedimentary Rocks Dongying Sag, Bohai Bay Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development Online, 2016, 43(2):218-229.

[5] 韓宏恩.河南油田稠油油藏識別評價方法[J].四川地質(zhì)學報,2010(1):35-36.

[6] YANG Z M, GAO T F. Effect of Heterogeneity on Water Producing of Ultra-low Permeability Oil Reservoir [J]. Science & Technology Review, 2014, 32(13): 36-40.

[7] 曲文瀚.稠油開采現(xiàn)狀與相關技術研究[J].中國新技術新產(chǎn)品,2013(6):164-165.

[8] 賈學軍.高黏度稠油開采方法的現(xiàn)狀與研究進展[J].石油天然氣學報,2008(2):529-531.

[9] 胡德鵬,費永濤,劉寧,等.井樓油田中區(qū)稠油油藏蒸汽吞吐后期開發(fā)潛力分析[J].石油地質(zhì)與工程,2015(1):110-112.

[10] 汪暢,李彥平,張培洋,等.特超稠油油藏加密吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)可行性及礦場試驗[J].石油地質(zhì)與工程,2003(2):36-37.

[11] 肖衛(wèi)權,高孝田,張玉霞,等.河南油田超稠油油藏蒸汽驅(qū)的可行性及先導性試驗[J].石油天然氣學報,2008(1):341-343.

[12] LIU H B, XIAO L Z, GUO B X, et al. Heavy Oil Component Characterization With Multi-dimensional Unilateral NMR[J]. Petroleum Science, 2013(3): 402-407.

[13] 王長久,劉慧卿,鄭強.稠油油藏蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)驅(qū)方式優(yōu)選及注采參數(shù)優(yōu)化[J].特種油氣藏,2013,20(3):72-75.

Abstract:Shallow thin layer super heavy oil has the characteristics of shallow burial, thin thickness, high viscosity and dispersion distribution. It belongs to low grade heavy oil and it′s very difficult in developing. Especially in the late stage of development, the gas channeling and remaining oil underground dispersion lead the moisture content to rise sharply and the oil production to decline rapidly. Though the recovery rate is not high at this time, there is still a large amount of remaining oil resource underground. This paper takes Henan Oilfield as an example, through analyzing the experiment effect of field steam flooding, the injection production parameters are optimized with the numerical simulation technology. The best time to convert flooding is after ninth cycles; the effect of intermittent steam flooding is better; when cyclic steam injection rate is 120 m3/d, steam injection volume is 16 144 m3and interval time is 50 d, the development effect is the best.

Keywords:super heavy oil; late development; steam flooding; gas injection rate; intermittent time

OptimizationofSteamFloodingInjectionProductionParametersinLateStageofShallowThinLayerSuperHeavyOilDevelopment

HUO Mengying SHAO Xianjie WU Ning ZHU Ming PENG Yingming

(Yanshan University, Qinhuangdao Hebei 066004, China)

TE357.4

A

1673-1980(2017)05-0035-05

2017-04-27

河北省自然科學基金項目“火燒煤層提高煤層氣采收率機理及關鍵技術研究”(D2016203253)

霍夢穎(1991 — )，女，燕山大學在讀碩士研究生，研究方向為油氣田開發(fā)。