江37区块浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐参数优化

2015-02-17刘义坤王凤娇刘雨薇沈安琪

特种油气藏 2015年6期

关键词：干度稠油油层

刘义坤，刘扬，2，王凤娇，刘雨薇，沈安琪

(1.东北石油大学，黑龙江大庆 163318；(2.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163853)

江37区块浅薄层稠油油藏蒸汽吞吐参数优化

刘义坤1，刘扬1，2，王凤娇1，刘雨薇1，沈安琪1

(1.东北石油大学，黑龙江大庆 163318；(2.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163853)

大庆油田江37区块稠油开发区原油埋藏浅、油层厚度薄，按照常规稠油油藏注汽参数开采难以有效动用储层。在精细地质建模和历史拟合的基础上，利用数值模拟技术，按照不同有效厚度级别对注汽速度、注汽强度、井底干度、闷井时间等注汽参数进行优化并确定其合理范围。研究表明：有效厚度不小于5 m的稠油储层，第1周期的注入强度为100 t/m，注入速度大于100 m3/d，井底干度不小于50%，闷井时间5 d为宜；有效厚度小于5 m的稠油储层，第1周期的注入强度为120 t/m，注入速度大于75 m3/d，井底干度不小于50%，闷井时间5 d为宜。该技术在矿场试验中取得了较好的开发成果，完成了22口井共计61井次的蒸汽吞吐注汽，累计产油量为2.23×104t。研究成果对浅、薄层蒸汽吞吐合理开发具有应用价值。

浅、薄层稠油油藏；蒸汽吞吐；参数优化；数值模拟；江37区块

0 引言

稠油是大庆油田可持续发展的重要接替储量，西部斜坡区稠油油藏具有油藏埋藏浅、原油黏度大、油层厚度薄、储层疏松的特点，国内外没有开发薄层稠油的成功经验可供借鉴[1-5]。大庆油田西部斜坡江37试验区位于松辽盆地西部超覆带，主要产油层为高台子油层和萨尔图油层。50 ℃时地面原油黏度为368 mPa·s，地层温度条件下原油黏度为1 340 mPa·s。油层分布范围较小，且平面厚度变化较大。GI1层有效厚度钻遇率为100%，单井钻遇有效厚度分布区间为0.4～6.4 m，平均为2.5 m；SII和SIII层有效厚度范围为0.6～3.7 m，平均为1.6 m，高达82.2%的有效厚度在3 m以下，目标区块以薄油层为主。该文拟开展薄层稠油油藏蒸汽吞吐注汽参数优化研究，并以此成果为依据指导矿场生产，可为深化稠油油藏地质认识，摸清蒸汽吞吐开发规律，科学有效地动用薄层稠油资源提供技术支撑。

1 油藏数值模型

根据油田生产数据、单井动态数据及平面网格划分结果，使用STARS热采数值模拟软件的地质建模模块，建立了江37区块的非均质精细油藏数值模型。在平面上按网格长度为5 m划分为93×145的均匀网格系统。垂向上划分为10个层；考虑到主力油层(GI1-1层)在蒸汽吞吐过程中的蒸汽超覆影响以及在该层有3口水平井的情况，将其分成3个模拟层，建立了134 850个网格块的网格系统。利用数值模拟技术，分别对注汽速度、注汽强度、井底干度、闷井时间等注汽参数进行优化。

2 蒸汽吞吐合理注汽参数研究

2.1 注汽速度

稠油油藏热采开发中不同厚度的油层，其注采参数有着明显的差别[6-7]。进行注采参数数值模拟研究中，根据江37区块高台子油层以薄层为主的实际情况，分别对厚度不小于5 m油层、5 m以下油层进行了数模计算(图1)。

图1 不同有效厚度级别下注汽速度对蒸汽吞吐开发效果的影响

由图1可知，注汽速度对蒸汽吞吐开发效果的影响并不显著，在该阶段注蒸汽时间较短，注入蒸汽在注汽管网、井筒内损失均相对较小，同时向目标储层上、下层的热量流出要远小于蒸汽驱，因此，开发效果受注汽速度的影响不明显。但适当提高注汽速度能有效缩短目标井的注入时间，这对于生产井提高产油速率非常有利，从而提升经济效益。所以，以地层破裂压力为限，应该适当提高注入蒸汽速度；但是，高注汽速度将使储层压力急速增加，从而导致蒸汽注入难度加大。综上，优选结果为厚度不小于5 m油层注汽速度应大于100 m3/d，5 m以下油层的注汽速度大于75 m3/d。

2.2 注汽强度

基于上述研究结果，厚度不小于5 m的储层注汽速度设定为100 m3/d，第1周期注汽强度分别为60、80、100、120、140、160 t/m；对于小于5 m储层，注汽速度设定为75 m3/d，第1周期注汽强度分别为50、75、125、150、175 t/m；进行蒸汽吞吐注汽强度数值模拟(图2)。由图2可知，当注汽强度大量研究表明，合理注入强度的经验值为80～120 t/m[8]。根据数值模拟研究结果，结合江37区块薄互油层特性，不同有效厚度条件下前4周期注汽强度优选结果见表1。

图2 不同注汽强度时蒸汽吞吐的产油量及油汽比增加时，相应的注蒸汽量会上升，随之每个周期的产油量以及累计产油量都会有不同幅度的增加，相对油汽比较大幅度的降低。但稠油油藏蒸汽吞吐开采的规律是随着蒸汽吞吐周期的增加，加热区域内的油饱和度降低，产油能力下降。此时，为保持一定的产能，逐周期增加注汽量，以保持地层压力，逐渐扩大蒸汽加热半径，保证生产井的供液和产油能力。

表1 蒸汽吞吐注汽强度优选结果

2.3 蒸汽干度

对注汽速度和注汽强度进行优化后，按照各自合理值对模型相关参数进行赋值。对蒸汽干度进行优选(图3)。由图3可知，总的趋势是蒸汽吞吐开发效果随井底干度增加而变好。在注入蒸汽量相同的情况下，高蒸汽干度会加大被加热储层的体积，带来更好的增产效果。由计算结果可知，注入蒸汽的干度应该大于75%。根据目前矿场实际经验，大庆油田稠油热采蒸汽发生器出口的蒸汽干度最高可达75%左右[9-10]，综合确定目标区块蒸汽吞吐锅炉出口的最适宜蒸汽干度是75%，井底处的干度不小于50%。

图3 不同蒸汽干度时蒸汽吞吐的产油量及油汽比

2.4 闷井时间

闷井时间过长会导致加热储层向相邻层位的的严重热量损失，需要对闷井时间进行优化。模拟了不同有效厚度储层闷井时间分别为3、5、7、9 d时的蒸汽吞吐开采效果(图4)。

图4 不同闷井时间的开发效果

由图4可知，产油量受闷井时间的影响并不显著，长时间闷井作业会延长蒸汽吞吐周期，从而降低经济效益，因此，江37井区初步确定闷井时间为5 d。

2.5 合理注汽参数组合设计

根据以上数值模拟研究结果，针对影响蒸汽吞吐开发效果的各种因素，如蒸汽的注入强度、注入速度、蒸汽干度及闷井时间综合考虑，确定江37区块不同有效厚度级别下最佳蒸汽吞吐注汽参数组合(表2)。

表2 江37区块蒸汽吞吐注汽参数优化结果

3 矿场应用

基于上述不同有效厚度级别的稠油蒸汽吞吐注采参数优化成果，在目标区块开展了矿场试验。试验区自2013年8月投产以来，取得了较好的开发效果(表3)，共完成22口井、61井次蒸汽吞吐，累计产油2.23×104t。今后，应进一步针对储层厚度级别、储量丰度、生产能力等因素与不同井型、井位的匹配性进行研究，从而形成系统的薄层稠油油藏开发方案。

表3 江37试验区蒸汽吞吐效果

4 结论

(1) 开展薄层稠油油藏开采合理参数研究，以有效厚度5 m为界限，通过数值模拟技术，确定江37区块不同有效厚度储层蒸汽吞吐合理参数值。

(2) 目标区块蒸汽吞吐注采参数优化结果如下：有效厚度不小于5 m储层，第1周期的注入强度为100 t/m，注入速度为大于100 m3/d，井底干度不小于50%，闷井时间5 d为宜；有效厚度小于5 m的薄稠油储层，第1周期的注入强度为120 t/m，注入速度为大于80 m3/d，井底干度不小于50%，闷井时间宜为5 d。

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编辑张耀星

20150801；改回日期：20150924

国家科技重大专项“大庆长垣特高含水油田水驱开发效果评价及优化方法研究”(2011ZX05052-12)