乐安油田草33稠油油藏水平井井网蒸汽驱技术研究

2012-10-24赵凯

中国石油大学胜利学院学报 2012年4期

赵凯

（中国石化胜利油田分公司现河采油厂，山东东营257000）

随着水平井技术在埋藏深、厚度薄、分布散的稠油油藏大规模应用，较充分地动用了该类难动用储量。但是随着热采吞吐周期的增加，地层能量越来越差，周期产量越来越低，周期效益逐渐变差。水平井蒸汽驱技术能够解决开发后期的生产矛盾，现河采油厂在乐安油田草33稠油油藏开展水平井井网下的蒸汽驱技术研究，优化转驱时机、注采参数等油藏工程参数。

1 油藏概况

草33区块被西南部的石村断层及东北部的草25断层所切割，地层向西北倾没，总体构造形态为向东南方向逐渐抬升超覆的平缓鼻状构造，地层倾角为2.0°～3.0°。油藏埋深884.0～1 014.0m。储层为疏松砂砾岩，厚度小于6m，但分布较稳定、连通性好。储层孔隙度一般30%，渗透率变化范围为（1 340～7 752）×10-3μm2。原油密度0.967 1～0.993 4g／cm3，50℃温度条件下，地面脱气原油黏度10～60Pa·s，属特稠油油藏。

1997年直井试采效果较差，随着薄油层利用水平井技术的成功开发，部署水平井39口，新建产能8×104t。当油井吞吐进入第4周期后，开始表现出排水期延长，地层能量下降快，汽窜频繁等矛盾，产量递减加快，周期油汽比下降，经济效益降低。因此在该区块开展了蒸汽驱开发技术研究。

2 蒸汽驱技术界限

2.1 蒸汽驱的可行性评价

对于水平井井网的蒸汽驱研究尚没有完整的实践统计资料，因此利用数值模拟技术开展系列评价［1］。以草33区块实际油藏参数为条件，利用CMG稠油油藏数值模拟技术建立三维模型。模型网格步长为5m×5m，角点网格，共分为5个小层。I方向120个网格，J方向31个网格，共计18 600个网格。模拟油层有效厚度4m，孔隙度34%，渗透率5 000×10-3μm2，原始含油饱和度62%，油藏原始压力9.57MPa，原始温度55℃。并对草33区块不同温度下的相渗曲线进行模拟研究（图1）。

图1 不同温度下的相渗曲线

2.1.1 提高采收率

根据概念模型数模结果，若采用蒸汽吞吐方式开发，最终采收率为14.08%，油汽比为1.15；如果在蒸汽吞吐4周期后转蒸汽驱，虽然油汽比仅为0.15，但最终采收率可提高到27.1%，蒸汽驱能使区块采收率提高13.02%。

2.1.2 抑制边水推进

草33区块处于构造高部，含水率较低，原始地层压力为12.3MPa，蒸汽吞吐4周期后，地层压力下降到6.5MPa。随着吞吐周期的增加，区块压力下降，亏空加大，边水将逐渐侵入［2］。为保持地层压力，抑制边水侵入，需要在该区块开展蒸汽驱。根据国内外经验，转驱压力5MPa左右效果最好。目前草33区块地层压力为5～6MPa，满足蒸汽驱压力要求。

2.1.3 储层物性参数满足蒸汽驱要求

根据蒸汽驱的筛选标准（表1），草33区块除油层厚度较薄外，其他参数如油藏深度、含油饱和度、孔隙度、渗透率、纯总厚度比等均满足水平井蒸汽驱条件。但随着水平井开发技术与注汽配套工艺的改进，对于这种薄层稠油油藏的开发是可以实现的。

表1 稠油油藏蒸汽驱油藏参数筛选标准

2.2 蒸汽驱界限评价

经济极限油汽比是稠油油藏热采开发中极其重要的技术经济指标［3］，是反映开发技术水平和经济效益的综合指标。其随油价而变化，也与生产成本密切相关。根据乐安油田草33区块馆陶组油藏已投产水平井的各项成本和费用，采用静态法计算出不同油价下水平井的热采经济极限累积产油量，指导开发技术界限研究。根据不同油价下测算的本区块经济极限累积产油量曲线（图2），当吨油成本25 US＄／bbl，油价50US＄／bbl时蒸汽吞吐经济极限累积产油量6 654t，极限油汽比为0.15。目前高油价下蒸汽驱经济极限油汽比应该更低，取0.12。

图2 不同油价下经济极限累积产油量曲线

2.3 蒸汽驱井网

合理的井网部署形式能使区块发挥最佳的开发潜能。在稠油油藏开发中，蒸汽吞吐和蒸汽驱是两种最常见的注汽开发方式。对于蒸汽吞吐，由于采用单井注汽，单井采油，井网形式对其效果影响较小。一个稠油区块投入开发时，如果首先采用蒸汽吞吐开采，利用蒸汽携带的热量大幅度降低油藏中原油的黏度，提高原油流动能力，对油藏进行大范围预热，形成热连通，此后再采用蒸汽驱方式开发，这样井网形式对其开发效果影响较大，因此就需要考虑蒸汽驱的井网部署，以降低蒸汽驱现场实施难度及投入成本。由于草33区块目前已投产的生产井采用了交错型井网进行部署，所以转汽驱井网的概念模型设计了反五点交错井网和反七点交错井网进行数模优化。两种不同形式的井网模型长600m，宽150m，具有相同的地质储量9.8×104t，并包含相同的井数1.5口。反五点法井网的生产井与注汽井之比为1∶1；反七点法井网的生产井与注汽井之比为2∶1。图3为模拟的两种井网条件下蒸汽驱末期的饱和度场效果。

图3 干度60%下蒸汽驱末期饱和度场

反五点井网的注汽井多、注汽量大，油藏加热面积大，汽驱效果好；相同储量条件下，反七点井网的注汽井少、注汽量少，蒸汽腔不易扩展到生产井区。由于水平井注汽时产生的端点效应，注汽井与同一排的生产井很容易发生汽窜，降低了蒸汽的利用率。因此在反七点井网中虽然增加了生产井的数量，但是生产效果并不理想。在两种不同的井网形式下，反五点井网的采收率和净采油量高于反七点井网。

3 注采参数优化

3.1 转驱时机

在转驱时机优化中，主要考虑转驱时的油藏压力和井间的热连通性。在蒸汽吞吐中，第2周期到第4周期加热半径和加热区域不断扩大，到第4周期，井间已经建立起热连通。第5周期，其加热区域扩大较为缓慢，主要起到重复加热地层的作用。综合考虑蒸汽驱阶段油汽比、采收率和净采油量等因素，推荐在蒸汽吞吐4周期以后转驱，采收率可达27.1%。

3.2 注汽干度

数值模拟预测了5种不同干度条件下的蒸汽驱效果。注汽干度越高，采收率越高，净采油量也越大。干度为60%时蒸汽带的波及面积明显比干度为20%时的波及面积大。对草33这种薄层，中、深层稠油油藏进行蒸汽驱时，由于油藏深，油层中热损失大，低干度蒸汽很容易变成热水，因此要求蒸汽干度不低于60%。

3.3 注汽速度与压力

蒸汽注入速度影响着蒸汽驱的采收率。这是由于注入速度与井筒和地层的热损失有关，注入速度越高，热损失量越小，因此随着注入速度的增加蒸汽驱采收率不断增加。但是对于薄层稠油油藏，由于无法保证生产井有足够的排液量，因此注汽速度有一个最优值，在此速度下，油层加热效率高，热损失较小，蒸汽超覆或蒸汽窜进程度较轻，蒸汽带波及系数最大。在模型中分别模拟了注汽速度为3、4、5、6、7 t／h时的采收率。随着注汽速度的增加，采收率增加，净采油量增高。但注汽速度增加到7t／h时，净采油量不增反降。在实际生产中，由于油藏的非均质性，注汽速度过高会造成过早汽窜，从而使热效率降低。因此综合考虑油汽比、净采油量等因素，要求注汽速度在5～6t／h。

数值模拟优化了同一注汽速度（6t／h）下，注汽压力为18、14和10MPa下的地层吸汽量以及生产效果。注汽压力的变化直接影响蒸汽干度，注汽压力越低，蒸汽干度越高，蒸汽腔扩展体积越大，生产效果越好。在保证注汽干度的条件下，尽量降低注汽压力。

3.4 采注比

采注比是生产井的排液速度与注入井的注汽速度的比值。在油层物性、流体特征和几何参数确定以后，稠油蒸汽驱存在一个最佳的采注比。数值模拟分别预测了采注比为1、1.1、1.2和1.3时油藏采收率的变化。在采注比提高到1.2时，采收率最大，但当采注比将继续增大到1.3后，采收率不再增加。因此推荐采注比为1.2。