杜239块稠油油藏吞吐后期转蒸汽驱开发可行性研究

李伟瑞

（中国石油辽河油田分公司曙光采油厂，辽宁盘锦 124109）

杜239块稠油油藏吞吐后期转蒸汽驱开发可行性研究

李伟瑞

（中国石油辽河油田分公司曙光采油厂，辽宁盘锦 124109）

曙光油田杜239块油藏投入开发二十余年，油井平均吞吐已达12个周期，处于“两高两低”的开发阶段，现开发方式难以进一步改善开发效果。结合油藏地质特点，从开发特点、剩余油分布规律研究入手，提出了适合油藏自身特点的蒸汽驱开发方案，可有效提高区块最终采收率。

稠油油藏；蒸汽驱；曙光油田；杜239块

1 油藏概况

杜239块构造上位于辽河断陷西斜坡中段齐曙上台阶东部，是曙光稠油的主要断块之一，开发目的层为古近系沙河街组大凌河油层，为一由北西向南东倾伏的单斜构造，地层倾角6°～10°。物源来自北部，平面上砂体变化较大，由北向南变薄，油层分布受岩性和构造双重因素控制，南部具有少量边水，属边水岩性构造油气藏。由于埋藏较浅，压实作用差，储层属大孔隙度，中、高渗透层，平均孔隙度30.9%，平均有效渗透率1.43×10－3μm2。地面原油密度0.9663 g／cm3，粘度（50℃）3 000～20 000 mPa·s，凝固点1 7℃，含蜡5.8 6%～6.7%，沥青＋胶质38.66%～47.61%，原油拐点温度50～60℃，原油性质为普通稠油～特稠油。地层水为NaHCO3型，总矿化度2 800 mg／L。原始平均地层压力为10.30 MPa，压力系数为1.004，地层温度42℃，温度梯度3.0℃／100m。

2 开发历程及特点分析

2.1 开发历程

杜239块于1990年进行试采，1991年采用141 m反九点法注采井网，分上、下两套油层组投入开发；1994年对上、下两油层组的注采井网重新进行了调整，其中Ⅰ油组采用141 m×100 m井距反五点正方形井网，Ⅱ油组采用100 m×141 m反九点法正方形井网。

2011年6月，杜239块共投产油井103口，平均单井吞吐12.6个周期。当月开井37口，日产油42 t，综合含水87.4%，累积产油316.7×104t，累积注汽291.6×104t，累积油汽比1.1，采油速度0.23%，采出程度39.1%。

2.2 开发特点分析

（1）周期内产量呈周期递减，符合正常规律。蒸汽吞吐周期内的产油符合递减规律（表1）。前6个周期内产油递减率呈现逐周期递减趋势。

表1 周期内日产油递减规律方程

（2）周期间生产指标呈指数递减，期末周期产量相对稳定。杜239块蒸汽吞吐随周期数增加，周期内随生产时间增加，高周期后基本平稳，平均周期生产天数为387天；随吞吐周期增加，周期产油量、周期油汽比呈指数递减规律［1］，1、2周期产油量为5 654～5 822t，油汽比为2.94～2.61；11、12周期产油量下降至954～1 207t，油汽比下降至0.43～0.52（图1）。

（3）周期回采水率呈上升趋势，但平面上有一定差距。总体规律表现为随着周期数增加，回采水率［2］均呈上升趋势。断块北部即高部位随着采出程度提高，油井含水上升，由投产初期的15%左右上升到80%～85%，属于正常的生产规律；而断块南部构造位置相对较低，发育有边水，其油井含水一直较高，均在80%左右，累积回采水率均大于100%。

图1 杜239块蒸汽吞吐周期产量变化

（4）蒸汽吞吐开发已获得较高水平，继续吞吐潜力有限。杜239目前已蒸汽吞吐开发20年，已进入蒸汽吞吐开采的后期，目前采出程度为39.1%，年产油仅1.83×104t。根据油井吞吐的周期递减规律，结合数模研究结果（表2）［3］预测，继续吞吐可提高阶段采出程度1%左右，潜力有限。

表2 杜239块蒸汽吞吐采收率预测结果

3 转蒸汽驱可行性分析

3.1 杜239块大凌河油藏条件适合采用蒸汽驱

根据目前国内外转换开发方式筛选标准（表3）及国内外蒸汽吞吐稠油油藏开发方式转换技术发展状况，基于该油层的地质特点及开发现状，初步认为杜239块大凌河油层油藏条件适合采用蒸汽驱开发。

表3 杜239块大凌河油层开发方式筛选

3.2 多周期吞吐后，仍具有较高剩余油饱和度

数模研究结果表明，多周期吞吐后，近井区域含油饱和度小于50%，较原始含油饱和度平均下降了23%以上，油层动用较好；远井区域含油饱和度为50%～75%，基本处于原始状态，油层动用较差，为剩余油富集区［4］。拟合结束时，上含油层系每平方千米剩余地质储量5.7×104～16.3×104t，单位面积剩余地质储量大。

3.3 200℃蒸汽驱开采驱油效率高

物理模拟表明，杜239断块稠油注热水开发驱油效率不高，200℃蒸汽驱开采效果最好（图2）。

3.4 蒸汽驱开发可获得较高采收率

研究结果表明，采用蒸汽驱开发效果较好，预测汽驱7.5年，累产油10.6×104t，阶段油汽比0.19，阶段采出程度28.7%，最终采收率可达60.4%。而继续吞吐可生产10年，累产油3.4×104t，阶段油汽比0.2，阶段采出程度4.5%，最终采收率42.2%，见表4。

图2 杜239块物理模拟成果

4 油藏工程设计

4.1 开发层系重新划分结果

杜239块大凌河主要发育上含油层系，油层含油井段长80～150m，油层厚度一般在30～80m，蒸汽驱最适宜油层厚度在20～40m，具备划分层系的条件［5－6］。但综合考虑隔层封隔性差及先期开发中汽窜严重等问题，同时结合数值模拟结果表明，采取一套层系和两套层系开发效果相差不大。为此，确定本次蒸汽驱采用一套开发层系。

表4 杜239断块蒸汽吞吐与蒸汽驱开发效果对比

4.2 井网井距确定

根据数模研究结果，认为在油层厚度大于40m的区域适合采用70m井距、反九点井网，开发效果好，采收率高（表5），可成功实现蒸汽驱。

表5 不同井距的模拟开发效果

4.3 注汽方式优化结果

模拟结果显示，将原上、下层系开发井网，重新按注汽井分为三层注汽后，开发效果最好（表6）。

表6 蒸汽驱注汽方式优选模拟结果

5 结论与建议

（1）杜239块由目前的蒸汽吞吐开发转蒸汽驱开发是可行的。

（2）稠油油藏在吞吐末期实施方式转换可有效提高最终采收率，但应选择适合于油藏特点的开发方式，以保障实施效果。

（3）对开发井网较为完善的油藏，转换开发方式时应有效利用老井网，选择合理的井网井距，降低开发成本。

（4）实施蒸汽驱后，要对注汽方式进行优化，使油藏达到最高采收率。

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［5］ 罗水亮，曾流芳，李林祥，等.多油层复杂断块油藏开发层系细分研究［J］.西南石油大学学报，2010，32（6）：98－102.

［6］ 高博，覃青松.齐40块蒸汽驱试验区井组开发后期转热水驱研究与应用［J］.石油地质与工程，2011，25（1）：86－87.

Du239 block in Shuguang oilfield has developed for more than twenty years，oil well average huff and puff reached12 cycles，which is in the"two high and two low"stage of development.The current development methods is hard to further improve the development effect.Combined with the geological characteristics，it is put forward suitable steam flooding development plan for reservoir own characteristics from the development characteristics and remaining oil distribution，which can effectively improve the ultimate recovery rate.

88Feasibility analysis of converting steam flood in the later stage of huff and puff in Du 239block heavy oil reservoir

Li Weirui（Shuguang Oil Production Plant of Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124109）

Heavy oil reservoir；steam flooding；Shuguang oilfield；Du 239 block

TE345

A

1673－8217（2012）04－0088－03

2012－02－17

李伟瑞，高级工程师，1972年生，1995年毕业于西南石油学院石油地质勘查专业，现从事油田开发研究工作。

李金华