下二门油田气顶稠油油藏蒸汽驱可行性分析

谢俊远，郭恩常，毛艳华，卢 俊，杨笃奇

（1.中国石化河南油田分公司第一采油厂，河南桐柏 474780；2.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院）

下二门油田气顶稠油油藏蒸汽驱可行性分析

谢俊远1，郭恩常2，毛艳华1，卢 俊2，杨笃奇1

（1.中国石化河南油田分公司第一采油厂，河南桐柏 474780；2.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院）

下二门油田北块浅层系H2I3小层为带气顶、油环及边水的特稠油油藏，先后采用边外注水开采、出砂冷采（用螺杆泵）以及蒸汽吞吐开发，取得了一定的开发效果。为进一步提高储量动用程度，采用数值模拟方法对不同开发方式及效果进行了预测，认为直接蒸汽驱效果优于继续蒸汽吞吐和间歇蒸汽驱，并对该层转蒸汽驱开发的技术可行性及效果进行了分析。

下二门油田；稠油油藏；蒸汽驱；

下二门油田北块浅层系H2I3小层为带气顶、油环及边水的特稠油油藏，地质储量65×104t。该层先后经过试油常采和出砂冷采，目前进行全面蒸汽吞吐开发。由于油藏条件比较特殊，开发过程中既要考虑气顶气压力变化和边水侵入的影响，又要考虑蒸汽吞吐过程中汽（气）窜的影响。经过多年的开发，取得了一定的开发效果，采出程度达9.7%。随着吞吐周期增加，吞吐效果逐步变差，为进一步改善单元开发效果，迫切需要转变开发方式。研究结果表明，实施蒸汽驱开发将有助于进一步改善该单元开发效果。

1 油藏特点及开发历程

1.1 油藏特点

下二门油田浅层系北块主力油层（浅北区块）H2I3小层位于下二门油田⑤号断层以北，油气富集主要受⑤号断层控制，属构造岩性油藏，构造高部位为气顶，外围为油环分布，低部位为边水。H2I3小层为特稠油，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%，平均渗透率0.695μm2，原油相对密度0.96 g／cm3，脱气原油粘度（70℃）3 073～5 734.3 mPa·s（油层中部温度48℃左右，油层条件下在10 000～18 000 mPa·s之间）；具有地面原油密度、粘度、胶质沥青质较高，凝固点和含腊量相对较低的特点［1］。

1.2 开发历程

该层自1978年试油后，大致经历以下四个开发阶段：

（1）零星试采阶段（1978－1999年）：H2I3小层在浅122井、浅14井等4口井试油资料统计，常规试油日产油量为0.045～1.4 t，日产水0.008～3.37 m3，日产油量低。试油后该层在少数井点上射孔与其它层合采，由于油稠，流动性差，效果不理想。

（2）稠油冷采阶段（2000－2004年）：为改善浅层系H2I3小层的开发效果，从2000年开始进行出砂冷采试验（用螺杆泵生产辅助电加热降粘生产）。通过部署5口新井和利用1口老井（下3－113井）上返生产，单采H2I3小层，日产油1～2 t，因产量低，只能间歇生产，后于2002年先后转采其它层，老井3－113因气大、产量低，于2004年11月暂关，该层暂时停采。折算前两个阶段采出程度仅为2.0%，该层剩余油潜力较大。

（3）单井蒸汽吞吐试验阶段：2005年4月～12月开始吞吐试验，共部署4口试验井，Ⅰ3小层单井油层厚度5.6～7.6 m，注汽压力12.1～14.5 MPa，注汽温度330～340℃，注汽干度70%～75%，单周期注汽量650～920 t，产油320～870 t，油汽比0.50～0.88。至2007年10月，先后对4口井进行3～5轮注蒸汽，单井累积产油1 473.9～2 472.3 t，单井吞吐试验获得较好的增油效果。

（4）全面蒸汽吞吐开发阶段（2006年－目前）：在单井蒸汽吞吐试验取得成功的基础上，于2006年开始全面投入蒸汽吞吐开发，生产井数逐渐增多。截止2010年9月底，有采油井33口，开井30口，日产油40 t，采油速度1.32%，采液速度6.63%，累积注汽25.98×104t，累积产油6.34×104t，综合含水80.0%，累积油汽比0.317，采注比1.43，采出程度9.7%。经过5年蒸汽吞吐开发，H2Ⅰ3层整体上取得了较好的效果，到2007年产量达到最高25 101 t，后产量逐步下降，至2009年产油量仍有11 751t。

2 蒸汽吞吐开发存在问题

2.1 边水、出砂和汽窜影响吞吐效果

边水是影响下二门油田H2I3层蒸汽吞吐效果的主要因素之一，虽然采取了生产井远离边水等措施，但随着吞吐周期的增加，地层压力逐步下降，引起边水内侵，油井含水快速上升（图1），采注比下降较快（图2）。

图1 H2I3层不同吞吐周期含水率变化

图2 H2I3层不同吞吐周期采注比变化

由于部分吞吐井出砂严重，必须经常冲砂，导致冲砂周期变短，其中T4－2121、T4－2123井因出砂井卡分别于2005年5月～7月和2005年8月到2006年5月间进行2～4次冲砂，间隔时间50～150天不等。同时由于部分井汽窜影响，热损失增加，汽窜井单井吞吐效果变差。

2.2 气顶气窜影响吞吐效果

靠近油气边界的生产井，随着吞吐周期的增加，地层压力下降后，导致顶部的气顶气向油井窜流，影响油井生产，严重时停产。如T4－2121井靠近气顶，2006年4月20到2007年3月20日近1年间，气窜严重，导致套管气量大而关井，阶段影响产油1 500 t。其它类似井如T4－2124井等大多采取不定期放掉套管气体的办法保证吞吐井正常生产。

由于上述多种因素影响，H2I3层吞吐虽取得了较好的效果，但多周期后，效果逐步变差。初期每周期平均产量为340 t，目前周期平均产油量已降至200 t左右，吞吐油汽比呈快速下降的趋势，目前吞吐油汽比已经低于0.2，处于边界开采状态，亟需转换开发方式。

3 蒸汽吞吐转汽驱可行性研究

3.1 油藏条件及适应性分析

根据对蒸汽驱的调研及经验，主要从以下几个方面对H2I3层转蒸汽驱开发的可行性进行分析。

（1）构造形态：汽驱的地层倾角不宜过大，若过大蒸汽将强烈地向上倾方向运动，使下倾方向的油得不到充分开采；因此倾角过大的油藏不适宜蒸汽驱。H2I3层倾角10°左右，适合蒸汽驱开发的范围。

（2）断层：当断层落实程度高，能够形成有效的注采井网的情况下，断层发育不会影响蒸汽驱效果。研究认为，H2I3层断层落实，在油藏区域内完全可以形成完整有效的注采井网，断层不会对汽驱开发效果造成影响。

（3）油层厚度：连续汽驱的有效油层厚度为5～50 m时能取得较好效果。H2I3层平均油层厚度为6.0m，达到汽驱油层厚度下限条件［2］，适宜进行蒸汽驱开发。

（4）油层非均质性：研究表明［2］，渗透率变异系数大于0.7的油藏不适合蒸汽驱。H2I3油层大部分区域的渗透率变异系数小于0.7，因此该区油层非均质情况能够满足蒸汽驱开发条件。

（5）原油粘度：H2I3油层虽为稠油油藏，油层条件下粘度10 000～18 000 mPa·s，经长期蒸汽吞吐开发，生产井间已部分建立了热联通，原油具有一定流动能力，适宜进行蒸汽驱。

（6）含油饱和度：据研究，油层厚度在6 m时，含油饱和度不低于50%是开展蒸汽驱的界限条件。综合结果来看，H2I3层吞吐后剩余油饱和度在60%左右，能够满足蒸汽驱开发的需要。

3.2 开发方式优化［3－4］

H2I3层经过5年多的蒸汽吞吐开发，开发效果变差，地层弹性能量也大幅衰减，伴随着能量衰减及井间干扰等因素，亟待通过开发方式转换来改善区块开发效果。

根据H2I3层的油藏条件分析，现阶段可能开发方式是：继续蒸汽吞吐、间歇蒸汽驱、蒸汽驱。为了研究不同开发方式的开发效果，采用数值模拟方法进行了效果分析，模型采用具有边水、气顶的符合油藏实际情况的油藏模型，其中汽驱方式按照汽窜井组合在一起的原则，共划分7个转驱井组，采用平均井距120 m反九点井网，与油水边界、油气边界接近一个井距，且油层有效厚度5.0m以上范围内布井。模拟结果表明，采用全区蒸汽驱方式采收率增幅达19.2%，均高于其它两种方式（表1）。

表1 H2I3层不同开发方式预测效果对比

从预测结果来看，继续蒸汽吞吐的开发效果有限，这主要是由于存在边水和气顶，继续降压开采将引起更严重的汽（气）窜和边水内侵，无法取得更好的开发效果。而间歇汽驱比蒸汽驱净产油减少40%。通过对比认为，采用连续蒸汽驱的最终效益最好。

4 结论与认识

（1）下二门油田H2I3层前期依靠蒸汽吞吐开发取得了较好的效果，但随着吞吐周期的增加，吞吐效果逐渐变差。

（2）H2I3层蒸汽吞吐后期转变开发方式很有必要，在构造形态、断层影响、油层厚度、油层非均质性、原油粘度和剩余油饱和度等主要方面均满足蒸汽驱条件，转汽驱是可行的。

（3）数值模拟表明，对H2I3层实施连续蒸汽驱效果较好，提高采收率幅度较大。

［1］ 许冬进，马丽，孙磊，等.下二门油田浅北区块稠油油藏开发先导试验［J］.石油地质与工程，2008，22（2）：64－66.

［2］ 刘文章.稠油注蒸汽热采工程［M］.北京：石油工业出版社，1997：181－182.

［3］ 张海锋，张文娟，宋宏宇，等.下二门油田中层系剩余油分布及注采井网综合调整研究［J］.石油地质与工程，2011，25（2）：46－48.

［4］ 苏玉亮，高海涛.稠油蒸汽驱热效率影响因素研究［J］.断块油气田，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

谢俊远，工程师，1965年生，1987年毕业于重庆石油学校采油工程专业，现主要从事油田开发研究及管理工作。

李金华