热采稠油油汽比评价图版的制定与应用——以辽河油田热采稠油油藏为例<br/>

热采稠油油汽比评价图版的制定与应用——以辽河油田热采稠油油藏为例

2014-12-16叶锋

石油地质与工程 2014年5期

叶锋

（中国石油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁盘锦124010）

我国从1982年开始稠油注蒸汽试验，先后在辽河、新疆、胜利和河南油田获得成功。目前我国稠油年产量保持在1 000×104t以上，占总产量的l 0%左右［1－2］。由于稠油热采开发存在着“投资大，成本高，经济风险性大”的特点，油汽比作为衡量热采稠油注蒸汽开发油藏的一项重要技术经济指标就显得尤为重要。

目前，国内外学者针对油汽比指标评价开展了大量的变化规律和经济极限值的评价研究［3－7］，受油藏客观因素及开发主观因素影响，研究方法及结果差异较大，推广应用效果差。本文以辽河油田45个热采稠油主力油藏的实际生产动态资料为基础，运用热采稠油注采特征关系曲线，借鉴水驱油藏地质储量与水驱特征关系曲线的统计规律方法，推导了瞬时油汽比与采收率关系的理论公式，并建立油汽比评价图版。

1 瞬时油汽比理论公式推导

稠油注蒸汽开发实践表明：对于蒸汽吞吐开采的油藏，在井网保持相对稳定，并具有两个周期以上的生产历程后，其累积产油量和累积注汽量之间在半对数坐标上具有较好的线性关系，通常称之为“注采特征曲线”［8］，其数学表达式为：

式中：Zs——累积注汽量，104t；Np——累积产油量，104t；A1——截距；B1——斜率。

将（1）式两边对时间求导，得：

将（3）式代入（1）式，得：

将（4）式两边同时除以地质储量N，得：

当油气比OSR取极限值时，得：

式中：ER——采收率，%；OSRmin——极限油汽比，蒸汽吞吐油藏为0．25，蒸汽驱油藏为0．15。

（6）式减（5）式，并整理得：

童宪章先生曾将国内外23个水驱砂岩油田甲型水驱曲线直线斜率B1，与其相应油田的地质储量统计分析，得到水驱油藏动态储量与甲型水驱曲线斜率的比值为定值7．5［9］。那么热采稠油油藏注采特征曲线斜率B值是否与储量也有类似统计规律呢？本文将辽河油区41个热采稠油主力油藏注采特征曲线得到的斜率B1值与对应的可采储量值进行统计分析，1／B1值与NR值之间的固定比例关系明显，相关性为R2＝0．9905（图1）可看作一个常数，则（8）式中C＝B1NR为定值0．9257。

图1 热采稠油注采曲线斜率B1与可采储量关系曲线

由此可确定热采稠油的瞬时油汽比评价的理论公式为：

根据（9）式可制作热采稠油在不同最终采收率下随采出程度变化的瞬时油汽比的标准评价图版。

2 实例应用

齐108块地处欢喜岭油田北部，构造上位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡南部欢曙上台阶中段上倾部位，构造形态为一在斜坡背景下发育的、被断层复杂化的断裂背斜构造，主力开发层系为古近系沙河街组莲花油层，平均孔隙度28．4%，渗透率1 636×10－3μm2，泥质含量9．95%，20℃时原油密度平均值为0．953 g／cm3，50 ℃时脱气原油黏度平均为1 595．1 mPa·s，为具有边底水的薄互层稠油油藏。该块于1990年采用118 m井距正方形井网、蒸汽吞吐方式投入开发。1998年以来，通过实施加密调整及侧钻，优选单井实施分层注汽和调补层，提高储量动用程度，各项开发指标趋于正常。目前井距为50～100 m，标定采收率31%，采出程度30．5%，年油汽比0．28。

利用（9）式制作齐108块不同采收率状况下的瞬时油汽比随采出程度变化的标准图版（图2），对该区块瞬时油汽比进行评价。

从图2可见，齐108块采出程度在5%～10%时，瞬时油汽比沿着采收率15%理论曲线变化，通过实施加密调整和综合治理措施，瞬时油汽比逐渐平移，当采出程度在20%后，油汽比沿着标定采收率31%理论曲线变化，开发水平效果逐渐好转，采收率大幅提高。