平面非均质性对稠油油藏蒸汽驱开发效果的影响

屈亚光，安桂荣，丁祖鹏，张 伟，张 鹏

(1．海洋石油高效开发国家重点实验室，北京100027;2．中海油研究总院，北京100027)

蒸汽驱是针对稠油油藏提出的一种有效的采油方法，并在现场得到大规模的工业应用，成为蒸汽吞吐提高采收率后又一种有效方法，取得了很好的应用效果［1-5］。

蒸汽驱是指按优选的开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式［6-8］。稠油油藏蒸汽驱开发效果受到地质因素和开发因素的共同影响［9-15］。由于油藏的平面非均质性的存在，必然会影响不同注采井网的开发效果。本文以某一稠油油藏为背景，利用油藏数值模拟方法研究油藏平面非均质性分布对蒸汽驱开发效果的影响，为提高稠油油藏蒸汽驱开发效果提供参考。

1 稠油蒸汽驱开采机理

稠油蒸汽驱相对常规水驱油藏开采机理复杂得多，一般情况下，稠油油藏蒸汽驱的驱油效率能够达到80%左右，要远高于水驱油藏，同时由于注蒸汽稳定性要优于注水，对于非均质较强的油层来说，蒸汽驱的波及效率也要大大超过水驱。因此，稠油油藏蒸汽驱的最终采收率可达50%左右［10］，远高于水驱采收率。

蒸汽驱的主要机理主要包括如下几点:①油藏温度升高，油的黏度随之降低，从而可以改善油层中水油流度比，进而提高驱替效率和波及效率;②蒸汽蒸馏作用和油的混相驱作用;③原油受热后体积膨胀的驱油作用;④蒸汽剥离岩石表面油膜的剥离脱油作用;⑤提高油藏渗透率;⑥润湿性的变化;⑦重力分异作用［9-15］。

2 油藏非均质性分布及数值模型建立

以某一稠油油藏作为研究对象，该油藏为以陆源碎屑沉积为主的三角洲沉积体系，根据油田的沉积环境和沉积特征，储层三角洲的亚相类型主要为前缘斜坡亚相，储层沉积微相可以细分为水下分流河道、水下分流河道间、河口砂坝和前缘薄层砂。不同沉积微相中，储层的物性差别较大，沉积微相展布形态将直接决定油藏的平面非均质性程度。

沉积微相的平面展布关系到油藏渗透率、储层厚度及储层几何形态的分布规律。本油藏平面非均质性主要表现为渗透率平面非均质性、厚度非均质性和砂体几何形态非均质性3种类型，如图1所示。按照油田的储层沉积微相分布规律，首先建立如图1所示的概念油藏地质模型。为保证数值计算的收敛性，选用实际油藏的原油高压物性和地层传热系数等参数建立油藏数值模拟模型，保证每一类模型具有相同的工作制度。

该油藏基本物性参数如表1所示，可看出不同沉积微相中砂体的物性分布是不同的，那么不同的注采井位部署方式必然会影响蒸汽驱的开发效果。应用油藏数值模拟方法，依据实际油藏流体高压物性、3类平面非均质概念地质模型建立油藏数值模拟模型，使用广泛应用的商业数值模拟软件 ECLIPSE热采模块完成所有方案的数值计算。

图1 三类非均质概念地质模型Fig．1 Geological models of three kinds of heterogeneous concepts

表1 油藏基本参数Tab．1 Basic parameters of reservoir

3 渗透率平面非均质性对蒸汽驱开发效果的影响

实际油藏中沉积微相的接触关系可以分为3类:水下分流河道和水下分流间接触、水下分流河道和前缘薄层砂接触、水下分流间和前缘薄层砂接触。不同沉积微相内砂体的渗透率分布存在较大差异，注采井部署方式会影响油田蒸汽驱的开发效果。以水下分流河道和水下分流间接触为例阐述设计的实验对比方案。如图2所示。不同沉积微相内油层渗透率不同，参照表1中数据，同时假设油藏储层厚度及几何形态均质分布，设计了高渗带注气、低渗带采油和高渗带采油、低渗带注气2种对比方案，工作制度为注气井定注入压力(9 MPa)、油井定井底流压(6 MPa)。

图2 渗透率非均质性实验对比方案Fig．2 Contrast of permeability heterogeneity test schemes

依据沉积微相接触关系设计3类实验对比方案，渗透率级差从大到小分别为6、3、2，共建立了6个数值模拟模型。通过数值模拟计算，可得到每个方案的初期产能和累产油量，如图3所示。在同样的工作制度下，注采方式为(高采低注)油井位于水下分流河道(高渗带)、注气井位于前缘薄层砂(低渗带)时累产油高于(高注低采)油井位于前缘薄层砂(低渗带)、注气井位于水下分流河道(高渗带)。同时可进一步得出不同渗透率级差时同样工作制度下不同注采方式的累产油和差值，如图4所示。渗透率级差越大，累产油差值越大。如当渗透率级差为6时，不同注采方式的累产油相差3．53×104m3，油井位于水下分流河道(高渗带)、注气井位于前缘薄层砂(低渗带)时累积产油量高。随着渗透率级差减小，不同注采方式的初期产能差别也随之变小，当渗透率级差为2时累产油差值为1．56×104m3。

图3 渗透率级差为6时的不同注采方式的累积产油量Fig．3 Cumulative oil production of different injection-production ways when the permeability difference is 6

图4 不同渗透率级差不同注采方式间累积产油量差值Fig．4 Difference in cumulative oil production of different injection-production ways under different permeability difference

通过以上分析可得出蒸汽驱的开发效果与注采井和沉积微相的相对位置有关，在相同的注入压力和流压条件下，不同注采方式开发效果存在差异。通过分析地层压力分布规律，如图5所示，可以看出高注低采时，注入端地层压力明显高于采出端，地层平均压力高，压力波从高渗带向低渗带传播时阻力要大于压力从低渗带向高渗带传播;注入井附近流体从高渗带向低渗带渗流速度慢，导致注入井附近压力上升快，整个地层泄压效果差。由于2种注采方式下注气井注入压力相同，因此，高注低采时注入量小于高采低注。

从地层的温度场分布也可以看出，在同样条件下，高采低注时蒸汽驱的波及面积要大于高注低采，因此，高采低注的蒸汽驱开发效果要优于高注低采。

图5 渗透率级差为6时的不同注采方式地层压力场和温度场分布Fig．5 Reservoir pressure and temperature distributions in different injection-production ways as the permeability difference is 6

4 砂体厚度分布和几何形态非均质性对蒸汽驱开发效果的影响

根据实际油藏砂体厚度和几何形态非均质分布特征建立模型，分析不同注采方式的蒸汽驱开发效果。砂体厚度的非均质模型与渗透率非均质模型相同，如图2所示，砂体厚度分布按照沉积微相接触关系设计3种，参数如表1所示，厚度级差从大到小分别为6、3、2。几何形态的非均质模型如图6所示，共设计了3类模型，左右砂体的宽度比值分别为6、3、2。

砂体厚度和几何形态非均质模型分别设计了厚注薄采、厚采薄注和宽采窄注、宽注窄采两种对比方案，工作制度为注气井定注入压力(9 MPa)、油井定井底流压(6 MPa)。

图6 砂体几何形态非均质模型Fig．6 Heterogeneous models of sandbody geometry

通过数值模拟计算，得到每个对比方案的累产油量，得出厚度非均质模型在同样注采条件下采油井位于砂体厚的区域、注气井位于砂体薄的区域时，累产油量高于采油井位于砂体薄的区域、注气井位于砂体厚的区域。同时可以得到不同厚度级差条件下的不同注采方式之间的累产油差值，如图7所示，当砂体厚度级差越大时累产油差值也越大。

对于砂体几何形态非均质模型，在相同注采条件下采油井位于砂体宽的区域、注气井位于砂体窄的区域时，累产油量均高于采油井位于砂体窄的区域、注气井位于砂体宽的区域。

砂体厚度分布和几何形态非均质性对蒸汽驱开发效果的影响机理与渗透率非均质性类似，主要是不同注采方式下流体从一种沉积微相流动到另一种沉积微相中渗流阻力不同，压力波传播速度存在差异，导致地层泄压效果不同，从而影响开发效果。

图7 两类非均质不同级差不同注采方式累产油差值Fig．7 Difference in cumulative oil production of two injection-production ways of two kinds of heterogeneous models under different difference

5 敏感性分析

以上分别研究了3类非均质性条件下不同注采方式的蒸汽驱开发效果。为了明确不同非均质性对蒸汽驱开发效果的影响程度，基于以上建立的3类非均质油藏数值模拟模型，同时又补充了5组对比方案，渗透率非均质性考虑了左右砂体级差分别为2、3、4、6、10 共5 组对比方案，厚度非均质性同样考虑了左右砂体厚度比值为2、3、4、6、10共5组对比方案，几何形态考虑左右砂体宽度比值为2、3、4、6共4组方案。

通过定义一个变化系数来衡量不同非均质性的影响程度，变化系数可用每一类非均质模型累产油高值与累产油低值的差值与累产油高值之比表示。由此可计算出3类非均质不同级差条件下的变化系数，如图8所示。可看出在同样的级差条件下，砂体渗透率非均质的变化系数最大，砂体几何形态非均质变化系数最小。由此得出，渗透率平面非均质性影响程度最大，砂体厚度非均质性次之，砂体几何形态非均质性影响程度最小。根据拟合曲线的斜率可看出，厚度非均质性和几何形态非均质性变化系数的变化幅度大致相当，斜率在0．036左右，但是要低于渗透率非均质性变化幅度，直线斜率为0．092。

图8 三类非均质不同级差条件下的变化系数Fig．8 Variation coefficient of three kinds of heterogeneous models under different difference

6 结论

(1)对于砂体渗透率和厚度非均质性，在同样的工作制度下，注采方式为高采低注、厚采薄注即油井位于水下分流河道(高渗带)、注气井位于前缘薄层砂(低渗带)时开发效果优于高注低采、厚注低采即油井位于前缘薄层砂(低渗带)、注气井位于水下分流河道(高渗带)。

(2)对于几何形态的非均质性，当注采关系为采油井位于砂体宽的区域、注气井位于砂体窄的区域时的开发效果优于采油井位于砂体窄的区域、注气井位于砂体宽的区域。

(3)三类非均质性中砂体渗透率平面非均质性对不同注采方式蒸汽驱开发效果的影响程度最大，厚度次之，几何形态影响程度最小。

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