八面河油田面138区薄层稠油油藏蒸汽吞吐方案优化

赵艳宁，赵业富，费成俊

（中国石化胜利油田分公司清河采油厂工艺研究所，山东 寿光262714）

面138区位于八面河油田南部斜坡带中南段，为普通稠油II类油藏，其原油地面平均密度为0.971 g／c m3、地面平均粘度为7 718 mPa.s、凝固点为8℃～17℃。面138块沙四段油层平均有效厚度4.3 m，根据我国稠油蒸汽吞吐开采筛选标准衡量，属低于5类油藏、按稠油蒸汽驱筛选标准，属于4等不适于注蒸汽开采的油藏。因此，开发初期认为该块不具备热采条件，开采方式主要以油井冷采为主，单井产量低，产量下降快，开发效果差。

随着油藏开发的需要和热采技术的进步，于2006年对该区进行了6井次的蒸汽吞吐工艺试验，突破了原稠油蒸汽吞吐标准，在厚度仅为4 m～6 m的薄油层取得了成功。这表明，对于5 m以下的薄油层进行蒸汽吞吐是可行的。但由于油层薄，注入蒸汽的热损失大，对油层热损失产生的原因缺乏系统的研究和针对性措施；注汽参数是借鉴厚油层蒸汽吞吐的经验，设计缺乏理论依据和指导，注汽效率较低；回采水率逐年降低，地下存水率较高，对下周期的注汽热效率和油藏整体开发效果不利。因此，研究薄层稠油油藏的散热规律，优化蒸汽吞吐工艺参数，提高薄层稠油油藏蒸汽吞吐开发效果，对薄层稠油油藏的开发具有重要意义。

1 稠油油藏厚度对蒸汽吞吐效果的影响

对薄层稠油蒸汽吞吐过程中的热效率和地层温度场的变化研究表明，对于小于5 m的薄层稠油油藏，油层厚度对蒸汽吞吐热效率的影响显著增加。在工艺参数相同的条件下，5 m厚度的稠油油藏在为期15天的蒸汽吞吐（注汽、焖井和开采）过程中，油层温度比10 m油层厚度的稠油油藏低30℃。面138区沙四段稠油油藏的油层平均厚度仅为4.3 m，因此可以认定，油层厚度是影响面138区沙四段薄层稠油油藏蒸汽吞吐热效率的主要因素。

2 地质因素对薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的影响

注汽参数与油藏地质参数的匹配是保证稠油蒸汽吞吐效果的关键。对于特定油藏，注汽参数的确定和优化必须以地质参数为基础。在开发138区块沙四段油层的过程中，发现射开厚度、层数和注汽量基本相当的油井，其生产效果差异明显，以 M138－5－X2井和M138－12－X25井为例，具体见表1、表2。

表1 热采井效果统计对比表

表2 热采井地质流体参数对比表

分析认为，上述油井间的开发效果差异，是油藏的综合地质参数所致，面138－5－X2的流动系数和储量系数均高于面138－12－X25，因此蒸汽吞吐效果较好。

面138区沙四段砂体平面上油层厚度分布特征为相间分布，存在多个局部厚油带，最厚油层为9.1 m，最薄的小于2 m。利用CMG软件的BUILDER模块构建地质模型进行数值模拟，以及以面138区沙四段薄层稠油油藏热采井的注汽参数、地质参数和动态生产数据为基础进行统计分析，结果均表明，影响该区蒸汽吞吐效果的主要地质因数是油层厚度和地层渗透率。

3 注汽参数优化

蒸汽吞吐效果的好坏取决于油藏的地质条件和注汽参数，为了提高蒸汽吞吐的开采效果，必须针对特定的油藏地质条件进行注汽工艺参数的优化。用数值模拟的方法，研究注汽工艺参数对蒸汽吞吐效果的影响规律，为确定适宜的注汽参数提供依据。根据面138区沙四段的实际，对该区域的蒸汽吞吐开采工艺进行了如下优化。

3.1 井底蒸汽干度

根据研究结果，当井底蒸汽干度达到0.6时，其周期产油量和油汽比提高的幅度趋缓。根据现有锅炉设备条件并对隔热注汽管柱进行优化，保证地面蒸汽干度大于0.7。

3.2 注汽速度

在其他生产和注汽参数不变的情况下，对不同注入速度的蒸汽吞吐开采效果进行模拟计算显示，随着注入速度的增加，生产效果也在变好；注汽速度降低，由于井筒的热损失，导致井底蒸汽干度降低，吞吐效果下降，即吞吐效果是与注汽速度成正比；另一方面，受油层的吸汽能力、破裂压力、蒸汽锅炉的最高工作压力等因素的影响，注入速度也不能过高，否则易发生汽窜。根据数值模拟和现场实践，面138区沙四段稠油油藏蒸汽吞吐注汽速度宜控制在9 t／h（强度216 t／d）左右。

3.3 注汽压力

研究表明，在注汽压力比较低时，增加注汽压力可以有效地改善吞吐效果；但在注汽压力处于较高水平（大于8.0 Mpa）时，注汽压力的增加已对吞吐效果无明显影响。适宜的选择为在保证注汽速度的前提下，尽量降低注汽压力。由于面138区沙四段地层渗透性较差，注汽压力较高，根据数值模拟的结果，结合现场实践，注汽压力控制在18 MPa～20 MPa为宜。

3.4 焖井时间

用数值模拟显示，当焖井时间增加时，蒸汽与油层热交换充分，油井产油量增加。但当焖井时间增加到7天时，开发效果反而变差。因此，对面138区的热采焖井时间选择为5天。

3.5 注汽强度

注汽强度（注入量）一般按纯油层厚度选定。对于大于10 m的厚油层，最优范围通常认为是（80～120）t／m。但对于薄油层和非均质严重的互层油层，还没有一个通用的取值范围。面138区沙四段稠油油藏平均油层厚度只有4.3 m，注汽强度的优化是面138区沙四段薄层稠油油藏蒸汽吞吐参数优化的关键，需要重点进行优化。

1）第一周期注汽强度

数值模拟研究了注汽强度对面138区沙四段（油层厚度参数选定为5 m、渗透率为300×10－3μm2）稠油油藏第一蒸汽吞吐周期开采效果的影响。结果表明，不同注汽强度对蒸汽吞吐效果影响很大，其中注汽强度200 t／m时，开发效果最好。

2）多周期蒸汽吞吐注汽强度

多周期蒸汽吞吐主要研究上个周期的余热量和更大的加热面积估算。每一个吞吐周期结束后，油层中有一定的余热存在，这些剩余热量应附加到下一次注入的能量中去，这部分额外的能量将使新一轮吞吐过程扩大其加热半径，从而使得下一个周期的采油得到进一步改善。在确定下一个吞吐周期的参数时，将上一个吞吐周期结束时留在油层中的水量和余热结合进来求解，模拟的结果显示，下一周期的蒸汽注入量比上一周期高10%为佳。

3.6 优化参数修正

面138沙四段蒸汽吞吐优化参数对单油层大于5 m的油层具有很好适应性，但对于单油层厚度小于5 m和油层渗透率小于200×10－3μm2的热采井，由于热损失增大和物性变差，蒸汽吞吐优化参数（注汽强度）需要进行分类修正。

以油层厚度和渗透率为基础，综合油层和渗透率分类指标，将该区细分为以下八类。具体见表3。

表3 面138区沙四段薄层稠油油藏分类表

表3中，油层厚度是指是指射孔对应层位的全层解释厚度，平均渗透率是该层位的加权平均值。

在上述油藏分类的基础上，主要对热损失进行修正，修正系数按照热损失模拟计算结果进行计算，结果见表4。

周期注汽量优化结果按下式计算：

Q1＝（1＋热损失修正系数＋地质修正系数）×200×射开油层厚度；

式中：

Q1为第一吞吐周期的蒸汽注入量；

Qn为第n次吞吐周期的蒸汽注入量。

表4 面138区沙四段薄层稠油油藏蒸汽吞吐注汽强度修正系数

4 现场试验及效果分析

面138区已有11油口井进行了蒸汽吞吐热采。其中一轮次井4口，2轮次井3口，3轮次井4口。现场注汽参数见表5。

通过第三周期井效果统计对比，参数优化后，实际累积注汽量比原设计明显降低，周期油汽比和回采水率都有较大提高，已完成吞吐周期的两口井，第3轮周期油汽比和回采水率比上一吞吐周期分别提高提高35%和36%（见表6）。

表5 蒸汽吞吐试验井注汽参数

表6 第三吞吐周期井蒸汽吞吐试验井效果统计表

（接上表）

5 结论及建议

1）小于5 m的薄层稠油油藏，油层厚度对蒸汽吞吐热效率的影响显著，在工艺参数相同的条件下，5 m厚度的稠油油藏在蒸汽吞吐的注汽、焖井和开采15天的过程中，油层温度均比10 m油层厚度的稠油油藏低30℃。

2）面138区沙四段薄层稠油油藏的平均油层厚度4.3 m，影响该区蒸汽吞吐效果的主要地质参数是油层厚度和渗透率。面138区沙四段薄层稠油油藏定向井蒸汽吞吐油层厚度和渗透率的经济界限分别为2 m和150×10－3μm2。从经济效益的角度考量，油层厚度小于2 m和渗透率低于150×10－3μm2的稠油油藏不适宜蒸汽吞吐热采。

3）根据地质特征，将面138区沙四段薄层稠油油藏细分为8类，合理适用。在确定蒸汽吞吐参数时，针对性强且便于参数的优化修正，实际应用效果好，注汽量比原设计明显降低，周期油汽比和回采水率都有较大提高。

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