稠油油藏蒸汽吞吐后轉驅方式研究

吳景春，王寶琦

（東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室， 黑龍江 大慶 163318）

稠油油藏蒸汽吞吐后轉驅方式研究

吳景春，王寶琦

（東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室， 黑龍江 大慶 163318）

從C油藏的地質因素出發探討該稠油油藏經過若干輪次蒸汽吞吐后，最適宜的轉驅方式，通過數值模擬的方法，比較蒸汽吞吐后轉接的不同溫度的熱水驅、蒸汽驅與常規水驅的開發效果，對比得出了320 ℃的蒸汽驅為最佳轉驅方式。利用油藏工程論證及數值模擬法，確立了該區塊最佳井網形式為反九點法井網，井距90 m，最優注采參數為：注汽速度50 t/d，采注比1.2，井底蒸汽干度0.5。

蒸汽吞吐后期；轉換開發方式；蒸汽驅；提高采收率

隨著中國稠油油藏開發技術水平的提高，稠油油藏蒸汽吞吐后轉驅開發已成為大幅提高采收率的重要開發方式。因此，研究蒸汽吞吐后不同驅替方式對開發效果的影響程度，對選擇開發方式和進一步提高稠油油藏采收率具有十分重要的意義。稠油油藏進行熱采開采的特點是高技術、高投入、高速度、高耗能，能否取得高效益、高水平，其中重要的一方面就是油藏的地質條件。篩選適合熱采的稠油油藏地質條件可以降低熱采開發風險、提高經濟效益。為此本文以C區塊稠油油藏為例，通過數值模擬方法，研究稠油油藏不同驅替方式的驅油效果，以期為礦場實施提供一定的參考和指導［1-7］。

1 C油藏基本情況

C油田地勢較平坦，地面海拔125～185 m。油藏溫度為30 ℃。儲層孔隙度較高，在16%～27%之間，平均21.3%。滲透率范圍為40～250 mD，平均105.6 mD。有效厚度平均12.5 m；凈總厚度比0.145～0.263，平均0.203。油藏溫度條件下，C油藏原油粘度高達836 mPa·s，屬于普通稠油。但是，原油對溫度非常敏感，50 ℃時原油粘度降為10.5 mPa·s。可知，油藏溫度條件下（30 ℃），C油藏原油粘度高達 762.75 mPa·s，屬于普通稠油。但是，原油對溫度非常敏感，50 ℃時原油粘度降為10.75 mPa·s，結合第一章中油藏熱采篩選標準，可以初步判斷，原油粘度高，常規水驅開發并不可行，熱力開采是實現其有效動用的較合適技術。研究區原油粘度較高，常規生產條件下單井產液量低，必須先開展蒸汽吞吐，提高近井地帶加熱效果，有效提高生產井單井產液速度。

2 高溫驅替數值模擬分析

運用CMG軟件的STARS模塊開展蒸汽吞吐6周期后轉接不同溫度水驅與蒸汽驅驅替效果數值模擬對比研究，本次研究的基本理論模型參數如表1。網格大小35×41×10，DX=DY=5 m，DZ=5 m。

表1 數值模擬理論模型參數Table 1 The parameters of numerical simulation theory

根據常規熱采模擬設計原則，熱水驅模擬限制條件為含水率95%。利用單井組數值模擬預測了蒸汽吞吐轉熱水驅、轉蒸汽驅2種方式的開發效果。分析過程中是以熱水見效后含水率 95%為限制條件。開展了80、160、230 ℃不同溫度熱水驅及300、320 ℃模擬，與常規水驅（30 ℃）30年結果對比，模擬結果統計見表2。

可見，與常規水驅相比，熱水驅采收率（含水95%）可增加10%以上，累積產油量明顯增加，生產時間也有所縮短。雖然整體開發效果有所改善，但生產井單井產量仍然比較低。對比轉蒸汽驅與轉熱水驅的模擬，結果表明，轉蒸汽驅方式的采收率較高，這是因為蒸汽驅加熱效果更好。隨注入蒸汽溫度升高，采收率增加，320 ℃蒸汽驅采收率達到43.7%，生產時間也進一步縮短，因此推薦采月320 ℃蒸汽驅。

表2 不同溫度熱水驅、蒸汽驅開發效果Table 2 The effect of Steam drive development at different temperature

3 蒸汽驅注入參數優化

3.1 熱采單井產液能力分析

為合理的計算熱采過程中的產液能力，這里使用油藏工程論證方法，從吞吐階段的加熱半徑入手，確定加熱區的范圍，進而確定單井產液能力。

計算熱采加熱半徑公式為：

式中：is— 蒸汽注入速率，kg/h；

hm— 注入蒸汽的焓，kJ/kg；

h — 油層厚度，m；

Mr—油層熱容量，kJ/（m3· ）℃；

as—頂底層熱擴散系數，m2/h；

λs—頂底層巖石導熱系數，kJ/（h·m·）℃；

Ts，Tr— 蒸汽溫度和原始地層溫度，℃。

通過計算，C油藏蒸汽吞吐加熱半徑與吞吐輪次關系如圖1所示。

圖1 C油藏加熱半徑與吞吐輪次關系Fig.1 The relationship between turns of steam stimulation and heating radius

熱采產量公式：

綜合分析可知研究區油藏產液速度可達 18～23 m3/d。

3.2 井網井距優選

依據單井產液能力分析結果，設定采注比為1:2。考慮到井底蒸汽干度對注汽速度的限制（注汽速度不能低于35 t/d），分析認為，五點井網和反七點法井網注汽速度低，不能滿足井底蒸汽干度要求，因此不可行。選用反九點法井網方式。

表3 單井產液能力計算不同井網條件下的注汽速度Table 3 Single well production capacity calculation under the condition of different well pattern of steam injection rate

4 結 論

（1）當蒸汽吞吐開發到了后期，繼續蒸汽吞吐面臨諸多困難，轉換開發方式勢在必行。

（2）理論計算和數值模擬表明，蒸汽驅是C油藏蒸汽吞吐后合適的開發方式，通過轉換蒸汽驅開發方式，最終采收率可以達到42%以上。

（3）油藏工程研究結果表明，反九點井網是 C油藏蒸汽驅驅開發的合理井網形式。

［1］何萬軍， 鮑海娟， 馬鴻， 楊柳. 超稠油油藏小井距蒸汽吞吐轉蒸汽驅先導試驗［J］. 特種油氣藏， 2014（04）: 130-133+157.

［2］劉榮光， 陳敏杰， 鄢宇杰， 劉敏. 井樓油田特稠油油藏蒸汽吞吐轉蒸汽驅注采參數優化［J］. 內蒙古石油化工， 2010， 22: 146-147.

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［6］楊公鵬. 齊40塊蒸汽驅油藏深部調驅機理與實用技術研究［D］. 大慶：東北石油大學， 2013.

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Research on Production Method in Late Period of Heavy Oil Steam Huff and Puff

WU Jing-chun，WANG Bao-qi
（Key laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry ， Northeast petroleum University，Heilongjiang Daqing 163318，China）

On the basis of the geologic factors of the reservoir C， the best way of reservoir production was studied after the heavy oil reservoir C has been exploited with the cyclic steam stimulation in several times. Hot water flooding and steam flooding at different temperature were numerically simulated. The results show that the best way to succeed cyclic steam soak is the 320 ℃ steam flooding. The best well pattern is the reversed nine point well pattern with a 90 m- well spacing，and the best steam injection rate is 50 t/d ，and the best production-injection ratio is at 1.2， the best steam quality is at 0.5.

The late stage of cyclic steam； Development fashion transformation； Steam flooding； Enhanced oil recovery

TE 357

A

1671-0460（2015）12-2864-02

2015-08-06

吳景春（1968-），男，黑龍江大慶人，教授，2006年獲東北石油大學油氣田開發工程專業博士學位，研究方向：油氣田開發、提高采收率原理與技術。E-mail：w6529@163.com。

王寶琦（1989-），男，在讀碩士研究生，就讀于東北石油大學油氣田開發工程專業，研究方向：提高采收率原理與技術。E-mail：28377204@qq.com。