下二門油田氣頂稠油油藏蒸汽驅可行性分析

謝俊遠，郭恩常，毛艷華，盧 俊，楊篤奇

（1.中國石化河南油田分公司第一采油廠，河南桐柏 474780；2.中國石化河南油田分公司石油勘探開發研究院）

下二門油田氣頂稠油油藏蒸汽驅可行性分析

謝俊遠1，郭恩常2，毛艷華1，盧 俊2，楊篤奇1

（1.中國石化河南油田分公司第一采油廠，河南桐柏 474780；2.中國石化河南油田分公司石油勘探開發研究院）

下二門油田北塊淺層系H2I3小層為帶氣頂、油環及邊水的特稠油油藏，先后采用邊外注水開采、出砂冷采（用螺桿泵）以及蒸汽吞吐開發，取得了一定的開發效果。為進一步提高儲量動用程度，采用數值模擬方法對不同開發方式及效果進行了預測，認為直接蒸汽驅效果優于繼續蒸汽吞吐和間歇蒸汽驅，并對該層轉蒸汽驅開發的技術可行性及效果進行了分析。

下二門油田；稠油油藏；蒸汽驅；

下二門油田北塊淺層系H2I3小層為帶氣頂、油環及邊水的特稠油油藏，地質儲量65×104t。該層先后經過試油常采和出砂冷采，目前進行全面蒸汽吞吐開發。由于油藏條件比較特殊，開發過程中既要考慮氣頂氣壓力變化和邊水侵入的影響，又要考慮蒸汽吞吐過程中汽（氣）竄的影響。經過多年的開發，取得了一定的開發效果，采出程度達9.7%。隨著吞吐周期增加，吞吐效果逐步變差，為進一步改善單元開發效果，迫切需要轉變開發方式。研究結果表明，實施蒸汽驅開發將有助于進一步改善該單元開發效果。

1 油藏特點及開發歷程

1.1 油藏特點

下二門油田淺層系北塊主力油層（淺北區塊）H2I3小層位于下二門油田⑤號斷層以北，油氣富集主要受⑤號斷層控制，屬構造巖性油藏，構造高部位為氣頂，外圍為油環分布，低部位為邊水。H2I3小層為特稠油，埋藏深度在950～980 m，平均有效厚度6.0m，最厚9.8 m；平均孔隙度23.6%，平均滲透率0.695μm2，原油相對密度0.96 g／cm3，脫氣原油粘度（70℃）3 073～5 734.3 mPa·s（油層中部溫度48℃左右，油層條件下在10 000～18 000 mPa·s之間）；具有地面原油密度、粘度、膠質瀝青質較高，凝固點和含臘量相對較低的特點［1］。

1.2 開發歷程

該層自1978年試油后，大致經歷以下四個開發階段：

（1）零星試采階段（1978－1999年）：H2I3小層在淺122井、淺14井等4口井試油資料統計，常規試油日產油量為0.045～1.4 t，日產水0.008～3.37 m3，日產油量低。試油后該層在少數井點上射孔與其它層合采，由于油稠，流動性差，效果不理想。

（2）稠油冷采階段（2000－2004年）：為改善淺層系H2I3小層的開發效果，從2000年開始進行出砂冷采試驗（用螺桿泵生產輔助電加熱降粘生產）。通過部署5口新井和利用1口老井（下3－113井）上返生產，單采H2I3小層，日產油1～2 t，因產量低，只能間歇生產，后于2002年先后轉采其它層，老井3－113因氣大、產量低，于2004年11月暫關，該層暫時停采。折算前兩個階段采出程度僅為2.0%，該層剩余油潛力較大。

（3）單井蒸汽吞吐試驗階段：2005年4月～12月開始吞吐試驗，共部署4口試驗井，Ⅰ3小層單井油層厚度5.6～7.6 m，注汽壓力12.1～14.5 MPa，注汽溫度330～340℃，注汽干度70%～75%，單周期注汽量650～920 t，產油320～870 t，油汽比0.50～0.88。至2007年10月，先后對4口井進行3～5輪注蒸汽，單井累積產油1 473.9～2 472.3 t，單井吞吐試驗獲得較好的增油效果。

（4）全面蒸汽吞吐開發階段（2006年－目前）：在單井蒸汽吞吐試驗取得成功的基礎上，于2006年開始全面投入蒸汽吞吐開發，生產井數逐漸增多。截止2010年9月底，有采油井33口，開井30口，日產油40 t，采油速度1.32%，采液速度6.63%，累積注汽25.98×104t，累積產油6.34×104t，綜合含水80.0%，累積油汽比0.317，采注比1.43，采出程度9.7%。經過5年蒸汽吞吐開發，H2Ⅰ3層整體上取得了較好的效果，到2007年產量達到最高25 101 t，后產量逐步下降，至2009年產油量仍有11 751t。

2 蒸汽吞吐開發存在問題

2.1 邊水、出砂和汽竄影響吞吐效果

邊水是影響下二門油田H2I3層蒸汽吞吐效果的主要因素之一，雖然采取了生產井遠離邊水等措施，但隨著吞吐周期的增加，地層壓力逐步下降，引起邊水內侵，油井含水快速上升（圖1），采注比下降較快（圖2）。

圖1 H2I3層不同吞吐周期含水率變化

圖2 H2I3層不同吞吐周期采注比變化

由于部分吞吐井出砂嚴重，必須經常沖砂，導致沖砂周期變短，其中T4－2121、T4－2123井因出砂井卡分別于2005年5月～7月和2005年8月到2006年5月間進行2～4次沖砂，間隔時間50～150天不等。同時由于部分井汽竄影響，熱損失增加，汽竄井單井吞吐效果變差。

2.2 氣頂氣竄影響吞吐效果

靠近油氣邊界的生產井，隨著吞吐周期的增加，地層壓力下降后，導致頂部的氣頂氣向油井竄流，影響油井生產，嚴重時停產。如T4－2121井靠近氣頂，2006年4月20到2007年3月20日近1年間，氣竄嚴重，導致套管氣量大而關井，階段影響產油1 500 t。其它類似井如T4－2124井等大多采取不定期放掉套管氣體的辦法保證吞吐井正常生產。

由于上述多種因素影響，H2I3層吞吐雖取得了較好的效果，但多周期后，效果逐步變差。初期每周期平均產量為340 t，目前周期平均產油量已降至200 t左右，吞吐油汽比呈快速下降的趨勢，目前吞吐油汽比已經低于0.2，處于邊界開采狀態，亟需轉換開發方式。

3 蒸汽吞吐轉汽驅可行性研究

3.1 油藏條件及適應性分析

根據對蒸汽驅的調研及經驗，主要從以下幾個方面對H2I3層轉蒸汽驅開發的可行性進行分析。

（1）構造形態：汽驅的地層傾角不宜過大，若過大蒸汽將強烈地向上傾方向運動，使下傾方向的油得不到充分開采；因此傾角過大的油藏不適宜蒸汽驅。H2I3層傾角10°左右，適合蒸汽驅開發的范圍。

（2）斷層：當斷層落實程度高，能夠形成有效的注采井網的情況下，斷層發育不會影響蒸汽驅效果。研究認為，H2I3層斷層落實，在油藏區域內完全可以形成完整有效的注采井網，斷層不會對汽驅開發效果造成影響。

（3）油層厚度：連續汽驅的有效油層厚度為5～50 m時能取得較好效果。H2I3層平均油層厚度為6.0m，達到汽驅油層厚度下限條件［2］，適宜進行蒸汽驅開發。

（4）油層非均質性：研究表明［2］，滲透率變異系數大于0.7的油藏不適合蒸汽驅。H2I3油層大部分區域的滲透率變異系數小于0.7，因此該區油層非均質情況能夠滿足蒸汽驅開發條件。

（5）原油粘度：H2I3油層雖為稠油油藏，油層條件下粘度10 000～18 000 mPa·s，經長期蒸汽吞吐開發，生產井間已部分建立了熱聯通，原油具有一定流動能力，適宜進行蒸汽驅。

（6）含油飽和度：據研究，油層厚度在6 m時，含油飽和度不低于50%是開展蒸汽驅的界限條件。綜合結果來看，H2I3層吞吐后剩余油飽和度在60%左右，能夠滿足蒸汽驅開發的需要。

3.2 開發方式優化［3－4］

H2I3層經過5年多的蒸汽吞吐開發，開發效果變差，地層彈性能量也大幅衰減，伴隨著能量衰減及井間干擾等因素，亟待通過開發方式轉換來改善區塊開發效果。

根據H2I3層的油藏條件分析，現階段可能開發方式是：繼續蒸汽吞吐、間歇蒸汽驅、蒸汽驅。為了研究不同開發方式的開發效果，采用數值模擬方法進行了效果分析，模型采用具有邊水、氣頂的符合油藏實際情況的油藏模型，其中汽驅方式按照汽竄井組合在一起的原則，共劃分7個轉驅井組，采用平均井距120 m反九點井網，與油水邊界、油氣邊界接近一個井距，且油層有效厚度5.0m以上范圍內布井。模擬結果表明，采用全區蒸汽驅方式采收率增幅達19.2%，均高于其它兩種方式（表1）。

表1 H2I3層不同開發方式預測效果對比

從預測結果來看，繼續蒸汽吞吐的開發效果有限，這主要是由于存在邊水和氣頂，繼續降壓開采將引起更嚴重的汽（氣）竄和邊水內侵，無法取得更好的開發效果。而間歇汽驅比蒸汽驅凈產油減少40%。通過對比認為，采用連續蒸汽驅的最終效益最好。

4 結論與認識

（1）下二門油田H2I3層前期依靠蒸汽吞吐開發取得了較好的效果，但隨著吞吐周期的增加，吞吐效果逐漸變差。

（2）H2I3層蒸汽吞吐后期轉變開發方式很有必要，在構造形態、斷層影響、油層厚度、油層非均質性、原油粘度和剩余油飽和度等主要方面均滿足蒸汽驅條件，轉汽驅是可行的。

（3）數值模擬表明，對H2I3層實施連續蒸汽驅效果較好，提高采收率幅度較大。

［1］ 許冬進，馬麗，孫磊，等.下二門油田淺北區塊稠油油藏開發先導試驗［J］.石油地質與工程，2008，22（2）：64－66.

［2］ 劉文章.稠油注蒸汽熱采工程［M］.北京：石油工業出版社，1997：181－182.

［3］ 張海鋒，張文娟，宋宏宇，等.下二門油田中層系剩余油分布及注采井網綜合調整研究［J］.石油地質與工程，2011，25（2）：46－48.

［4］ 蘇玉亮，高海濤.稠油蒸汽驅熱效率影響因素研究［J］.斷塊油氣田，2009，16（2）：73－74.

Xiaermen oilfield north block shallow layer H2Ⅰ3 layers is extra heavy oil reservoir with gas cap，oil ring and edge water.Out edge water flood，sand carrying cold pro－duction（by screw pump）and steam huff and puff have been applied，which obtained certain development effect.In order to improve the producing degree of reserves，using the numerical simulation method to predict different development way and the effect.It is thought that the direct steam flooding is superior to steam huff and puff and intermittent steam flooding.The converting steam flooding technology feasibility and effect were analyzed in the paper.

82Feasibility analysis of gas cap in steam flooding of heavy oil in Xiaermen oilfield

Xie Junyuan et al（No.1 production plant，Henan Oilfield Branch Company，Sinopec，Tongbai，Henan 474780）

Xiaermen oilfield；heavy oil reservoir；steam flooding

TE345

A

1673－8217（2012）04－0082－03

2012－12－20

謝俊遠，工程師，1965年生，1987年畢業于重慶石油學校采油工程專業，現主要從事油田開發研究及管理工作。

李金華