Y 油藏蒸汽吞吐轉驅開發優化研究

韋燕蘭，馬 俊，廖占山

（長江大學石油工程學院，湖北武漢 430100）

蒸汽吞吐后轉驅開發已成為稠油油藏開發后期大幅提高采收率的重要開發方式。蒸汽吞吐開發后很多油藏進行了開發方式的轉換，將其作為油藏主要的開發階段，進一步改善儲層動用狀況，提高油藏的最終采收率[1，2]。如美國Kern River 油田和印度尼西亞Duri 油田蒸汽驅采收率分別達到了62 %和55 %[3]。通過數值模擬對目標區塊蒸汽吞吐轉蒸汽驅參數優化進行研究分析，對進一步提高稠油油藏采收率具有十分重要的意義。

1 油藏概況

Y 油藏位于哈薩克斯坦共和國，平均孔隙度為36.1 %、滲透率1 875 mD、地層原油黏度260 mPa·s。1966 年開始依靠天然能量開采，在2004 年5 月開始注蒸汽吞吐開采。截止到2014 年5 月底，累計產油23.4×104t，累計產水80.2×104t，累計注汽21.4×104t，單井平均日產油1.43 t，含水77.4 %，采出程度為25.9 %。通過對本區熱采井吞吐情況分析，隨著吞吐輪數的增加，每輪累產油逐漸減少，亟需對目前的生產開發現狀進行調整，改善開發效果（見表1）。

2 儲層建模及歷史擬合研究

為充分體現地質因素和開發因素對地下剩余油分布的影響，數模選用較成熟的CMG 軟件，按照模擬區域的選取原則，選擇Ⅰ區4 個井組作為模擬區域。根據地質模型粗化的網格，網格步長20 m，平面上為33 m×23 m，在縱向上細分為6 層，網格節點數為4 554 個。建模后進行了地質儲量和生產動態擬合，生產動態擬合主要進行了全區累計產油量、日產油量、含水率和單井日產油量等指標的擬合，擬合精度較高。

3 蒸汽吞吐轉驅開發優化研究

3.1 轉驅注入介質優化研究

基于油藏數值模擬軟件應用及現場資料分析，取注汽速度150 m3/d、注汽溫度280 ℃，對熱水、濕蒸汽以及過熱蒸汽進行優選，其中三種介質的井底干度分別取0、0.5 以及0.8，模擬生產兩年，其結果顯示：蒸汽驅效果明顯優于熱水驅，濕蒸汽驅累產油比熱水驅多出1.68×104t，階段采出程度高出1.86 %；同時較過熱蒸汽驅，濕蒸汽的累積產油只比其少1 300 t，階段采出程度比其低0.15 %，隨著驅替倍數的增加蒸汽的驅替效果要比熱水的好，其主要原因是蒸汽的高熱焓對原油具有很強的蒸餾作用，從而提高了原油的驅油效率[4]。考慮鍋爐效率與經濟效益，建議最優的轉驅注汽介質為濕蒸汽。

表1 試驗區累計生產情況分析

3.2 轉汽驅時機優化研究

針對I 區實驗區轉汽驅時機的確定，利用油藏數值模擬方法對其進行優選。設計以下4 個方案對轉驅時機進行優化：實際吞吐三輪后轉驅、在原有基礎上繼續吞吐一輪后轉驅、繼續吞吐兩輪后轉驅以及繼續吞吐三輪后轉驅，生產時間為4 年，其結果顯示：實際吞吐三輪后轉驅累產油為5.16×104t，階段采出程度為5.73 %，其他3 種方案隨著轉驅時機的延后，累產油和階段采出程度逐漸降低，綜合對比，故最優的轉汽驅時機是實際吞吐三輪后立即開始轉驅。

3.3 轉驅開發方式對比研究

針對I 區試驗區4 井組，設計了3 個汽驅開發方式優選方案：連續汽驅、間歇汽驅注一停一和間歇汽驅注一停二，三種方式的注汽速度均為150 m3/d，采用1.2的采注比。通過模擬研究，生產4 年，其結果（見表2）。

表2 轉驅方式對比分析

對表2 結果進行分析：間歇注一停一的汽驅方式比連續汽驅累產油多700 t，同時由于連續汽驅，注汽量消耗很大，可以看到間歇汽驅注一停一的生產方式的油汽比是連續汽驅的2 倍，故間歇汽驅比連續汽驅的開發方式好。

3.4 連續轉間歇汽驅時機優化研究

在轉間歇汽驅前先對油藏進行一段時間的連續汽驅，可起到加熱地層的作用，同時有利于井間形成熱連通，對后期間歇汽驅起到很大幫助，提高最終采收率。

對I 區連續汽驅轉間歇汽驅時機優選，設計了8個方案分別為：連續注汽1 年后注一停一生產、連續注汽2 年后注一停一生產、連續注汽1 年后注一停二生產、連續注汽2 年后注一停二生產、連續注汽1 年后注二停二生產、連續注汽2 年后注二停二生產、連續注汽1 年后注三停三生產以及連續注汽2 年后注三停三生產（其中注一停一是指：注汽一個月，停一個月，其他類似）。模擬生產4 年，結果（見表3）。

表3 連續汽驅轉間歇汽驅時機研究

通過方案結果進行分析可知：對比其他轉間歇汽驅時機，連續汽驅1 年然后注二停二是最優的，方案生產4 年，累計產油6.83×104t，油汽比為0.126，階段采出程度為7.59 %，故最優的連續汽驅轉間歇汽驅時機為連續汽驅1 年后注二停二生產。

3.5 連續汽驅轉間歇汽驅注汽速度優化研究

在稠油生產中，連續汽驅轉間歇汽驅時，兩者存在一個最優的注汽速度組合。針對I 區試驗區4 井組模型，設計了4 個注汽速度的方案，分別為：連續（150）+間歇（150）、連續（112）+間歇（112）、連續（75）+間歇（75）以及連續（50）+間歇（50）（其中，連續是指：連續汽驅1 年，間歇是指：注二停二）。其中蒸汽干度取0.5，采取比為1.2，模擬生產4 年，其結果（見表4）。

通過模擬結果分析：連續汽驅+間歇汽驅注汽速度均取75 m3/d 時效果較明顯，模擬生產4 年累產油為7.58×104t，階段油汽比為0.281，階段采出程度為8.42 %，均為4 種方案中的最高值，故最優的連續汽驅轉間歇汽驅注汽速度為75 m3/d。

3.6 汽驅井距井排優化研究

本區目前的井距井排主體為100 m×140 m，同時有些加密的區域為70 m×100 m。在調研的基礎上采用反九點重新布井對試驗區井排井距進行優化研究，設計如下3 個方案，方案一：井距100 m、井排140 m，方案二：井距80 m、井排120 m，方案三：井距60 m、井排100 m。在布井時，盡量滿足反九點井型。生產4 年后，生產結果統計（見表5）。

表4 連續汽驅轉間歇汽驅注汽速度優化

表5 井距井排優化生產統計

通過以上結果分析：60 m×100 m 條件下的累積產油量比100 m×140 m 時候的多3.2×104t，階段采出程度比100 m×140 m 高3.49 %，但是隨著井距井排的縮小，油汽比逐漸下降，其中60 m×100 m 條件下的油汽比比100 m×140 m 的低0.1，同時井距井排為80 m×120 m 時的累積產油、油汽比以及階段采出程度在100 m×140 m 和60 m×100 m 之間。因此建議反九點布井，其中井距60 m～80 m、排距100 m～120 m。

4 結論

通過對Y 油藏I 區蒸汽吞吐轉驅開發數模研究，研究結果表明：轉驅驅替介質選擇濕蒸汽驅替效果更好；蒸汽吞吐3 輪次后轉驅階段采出程度為5.73 %，效果明顯；最優汽驅方式：選擇一年轉間歇汽驅、注二停二方式較好；注汽速度優選值為75 m3/d；生產4 年，模擬區累計產油7.6×104m3，累注汽27.0×104m3，階段油汽比為0.28；建議采用反九點進行布井，其中井距在60 m～80 m，排距為100 m～120 m。

［1］ 劉文章.熱采稠油油藏開發模式［M］.北京：石油工業出版社，1998：128-176.

［2］ 徐丕東，等.提高勝利油區稠油熱采采收率技術研究［J］.油氣采收率技術，2000，7（1）：13-16.

［3］ 沈平平.熱力采油提高采收率技術［M］.北京：石油工業出版社，2005.

［4］ 王勝，曲巖濤，韓春萍.稠油油藏蒸汽吞吐后轉蒸汽驅驅油效率影響因素-以孤島油田中二北稠油油藏為例［J］.油氣地質與采收率，2011，（1）：48-50+114.