Y 油藏蒸汽吞吐转驱开发优化研究

韦燕兰，马 俊，廖占山

（长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

蒸汽吞吐后转驱开发已成为稠油油藏开发后期大幅提高采收率的重要开发方式。蒸汽吞吐开发后很多油藏进行了开发方式的转换，将其作为油藏主要的开发阶段，进一步改善储层动用状况，提高油藏的最终采收率[1，2]。如美国Kern River 油田和印度尼西亚Duri 油田蒸汽驱采收率分别达到了62 %和55 %[3]。通过数值模拟对目标区块蒸汽吞吐转蒸汽驱参数优化进行研究分析，对进一步提高稠油油藏采收率具有十分重要的意义。

1 油藏概况

Y 油藏位于哈萨克斯坦共和国，平均孔隙度为36.1 %、渗透率1 875 mD、地层原油黏度260 mPa·s。1966 年开始依靠天然能量开采，在2004 年5 月开始注蒸汽吞吐开采。截止到2014 年5 月底，累计产油23.4×104t，累计产水80.2×104t，累计注汽21.4×104t，单井平均日产油1.43 t，含水77.4 %，采出程度为25.9 %。通过对本区热采井吞吐情况分析，随着吞吐轮数的增加，每轮累产油逐渐减少，亟需对目前的生产开发现状进行调整，改善开发效果（见表1）。

2 储层建模及历史拟合研究

为充分体现地质因素和开发因素对地下剩余油分布的影响，数模选用较成熟的CMG 软件，按照模拟区域的选取原则，选择Ⅰ区4 个井组作为模拟区域。根据地质模型粗化的网格，网格步长20 m，平面上为33 m×23 m，在纵向上细分为6 层，网格节点数为4 554 个。建模后进行了地质储量和生产动态拟合，生产动态拟合主要进行了全区累计产油量、日产油量、含水率和单井日产油量等指标的拟合，拟合精度较高。

3 蒸汽吞吐转驱开发优化研究

3.1 转驱注入介质优化研究

基于油藏数值模拟软件应用及现场资料分析，取注汽速度150 m3/d、注汽温度280 ℃，对热水、湿蒸汽以及过热蒸汽进行优选，其中三种介质的井底干度分别取0、0.5 以及0.8，模拟生产两年，其结果显示：蒸汽驱效果明显优于热水驱，湿蒸汽驱累产油比热水驱多出1.68×104t，阶段采出程度高出1.86 %；同时较过热蒸汽驱，湿蒸汽的累积产油只比其少1 300 t，阶段采出程度比其低0.15 %，随着驱替倍数的增加蒸汽的驱替效果要比热水的好，其主要原因是蒸汽的高热焓对原油具有很强的蒸馏作用，从而提高了原油的驱油效率[4]。考虑锅炉效率与经济效益，建议最优的转驱注汽介质为湿蒸汽。

表1 试验区累计生产情况分析

3.2 转汽驱时机优化研究

针对I 区实验区转汽驱时机的确定，利用油藏数值模拟方法对其进行优选。设计以下4 个方案对转驱时机进行优化：实际吞吐三轮后转驱、在原有基础上继续吞吐一轮后转驱、继续吞吐两轮后转驱以及继续吞吐三轮后转驱，生产时间为4 年，其结果显示：实际吞吐三轮后转驱累产油为5.16×104t，阶段采出程度为5.73 %，其他3 种方案随着转驱时机的延后，累产油和阶段采出程度逐渐降低，综合对比，故最优的转汽驱时机是实际吞吐三轮后立即开始转驱。

3.3 转驱开发方式对比研究

针对I 区试验区4 井组，设计了3 个汽驱开发方式优选方案：连续汽驱、间歇汽驱注一停一和间歇汽驱注一停二，三种方式的注汽速度均为150 m3/d，采用1.2的采注比。通过模拟研究，生产4 年，其结果（见表2）。

表2 转驱方式对比分析

对表2 结果进行分析：间歇注一停一的汽驱方式比连续汽驱累产油多700 t，同时由于连续汽驱，注汽量消耗很大，可以看到间歇汽驱注一停一的生产方式的油汽比是连续汽驱的2 倍，故间歇汽驱比连续汽驱的开发方式好。

3.4 连续转间歇汽驱时机优化研究

在转间歇汽驱前先对油藏进行一段时间的连续汽驱，可起到加热地层的作用，同时有利于井间形成热连通，对后期间歇汽驱起到很大帮助，提高最终采收率。

对I 区连续汽驱转间歇汽驱时机优选，设计了8个方案分别为：连续注汽1 年后注一停一生产、连续注汽2 年后注一停一生产、连续注汽1 年后注一停二生产、连续注汽2 年后注一停二生产、连续注汽1 年后注二停二生产、连续注汽2 年后注二停二生产、连续注汽1 年后注三停三生产以及连续注汽2 年后注三停三生产（其中注一停一是指：注汽一个月，停一个月，其他类似）。模拟生产4 年，结果（见表3）。

表3 连续汽驱转间歇汽驱时机研究

通过方案结果进行分析可知：对比其他转间歇汽驱时机，连续汽驱1 年然后注二停二是最优的，方案生产4 年，累计产油6.83×104t，油汽比为0.126，阶段采出程度为7.59 %，故最优的连续汽驱转间歇汽驱时机为连续汽驱1 年后注二停二生产。

3.5 连续汽驱转间歇汽驱注汽速度优化研究

在稠油生产中，连续汽驱转间歇汽驱时，两者存在一个最优的注汽速度组合。针对I 区试验区4 井组模型，设计了4 个注汽速度的方案，分别为：连续（150）+间歇（150）、连续（112）+间歇（112）、连续（75）+间歇（75）以及连续（50）+间歇（50）（其中，连续是指：连续汽驱1 年，间歇是指：注二停二）。其中蒸汽干度取0.5，采取比为1.2，模拟生产4 年，其结果（见表4）。

通过模拟结果分析：连续汽驱+间歇汽驱注汽速度均取75 m3/d 时效果较明显，模拟生产4 年累产油为7.58×104t，阶段油汽比为0.281，阶段采出程度为8.42 %，均为4 种方案中的最高值，故最优的连续汽驱转间歇汽驱注汽速度为75 m3/d。

3.6 汽驱井距井排优化研究

本区目前的井距井排主体为100 m×140 m，同时有些加密的区域为70 m×100 m。在调研的基础上采用反九点重新布井对试验区井排井距进行优化研究，设计如下3 个方案，方案一：井距100 m、井排140 m，方案二：井距80 m、井排120 m，方案三：井距60 m、井排100 m。在布井时，尽量满足反九点井型。生产4 年后，生产结果统计（见表5）。

表4 连续汽驱转间歇汽驱注汽速度优化

表5 井距井排优化生产统计

通过以上结果分析：60 m×100 m 条件下的累积产油量比100 m×140 m 时候的多3.2×104t，阶段采出程度比100 m×140 m 高3.49 %，但是随着井距井排的缩小，油汽比逐渐下降，其中60 m×100 m 条件下的油汽比比100 m×140 m 的低0.1，同时井距井排为80 m×120 m 时的累积产油、油汽比以及阶段采出程度在100 m×140 m 和60 m×100 m 之间。因此建议反九点布井，其中井距60 m～80 m、排距100 m～120 m。

4 结论

通过对Y 油藏I 区蒸汽吞吐转驱开发数模研究，研究结果表明：转驱驱替介质选择湿蒸汽驱替效果更好；蒸汽吞吐3 轮次后转驱阶段采出程度为5.73 %，效果明显；最优汽驱方式：选择一年转间歇汽驱、注二停二方式较好；注汽速度优选值为75 m3/d；生产4 年，模拟区累计产油7.6×104m3，累注汽27.0×104m3，阶段油汽比为0.28；建议采用反九点进行布井，其中井距在60 m～80 m，排距为100 m～120 m。

［1］ 刘文章.热采稠油油藏开发模式［M］.北京：石油工业出版社，1998：128-176.

［2］ 徐丕东，等.提高胜利油区稠油热采采收率技术研究［J］.油气采收率技术，2000，7（1）：13-16.

［3］ 沈平平.热力采油提高采收率技术［M］.北京：石油工业出版社，2005.

［4］ 王胜，曲岩涛，韩春萍.稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱驱油效率影响因素-以孤岛油田中二北稠油油藏为例［J］.油气地质与采收率，2011，（1）：48-50+114.