深层特稠油油藏蒸汽驱井网优化研究与应用

刘广东，刘　兵，于蓬勃

(中国石油辽河油田分公司,辽宁盘锦 124010)



深层特稠油油藏蒸汽驱井网优化研究与应用

刘广东，刘兵，于蓬勃

(中国石油辽河油田分公司,辽宁盘锦 124010)

摘要：W38块深层特稠油油藏蒸汽驱面临井底干度低、产液能力低等问题，采用常规的反九点井网采注比难以达标，开发效果不理想。为此，设计了回字形蒸汽驱井网，即内线反五点、外线反九点的嵌套式井网架构，利用数值模拟技术对反九点井网和回字形井网的采收率进行了预测对比，并对回字形井网注采井对应关系进行了优化。结果表明，回字形井网比反九点井网蒸汽驱采收率提高4.9%。当注汽井射开程度为50%(由下往上)，内线采油井射开程度为30%～50%(由下往上)，外线采油井全井段射开时，蒸汽腔推进更均匀。现场试验2个井组增油效果明显，蒸汽驱油汽比同比反九点井网提高36%。研究结果对改善深层特稠油蒸汽驱开发效果具有参考意义。

关键词：蒸汽驱；井网；深层特稠油油藏；采注比

20 世纪80 年代末至2010 年，国内在新疆和辽河油田开展了11 个蒸汽驱先导试验项目，从试验效果看，深层和特深层油藏蒸汽驱技术指标和经济指标不能满足工业化推广的要求[1]。

辽河油区W38块东三段深层特稠油油藏自2007年开展蒸汽驱先导试验，试验采注比达不到方案要求，油汽比只有0.11，蒸汽驱开发效果不理想。本文通过分析W38块东三段油层反九点井网蒸汽驱的开发矛盾，设计了回字形蒸汽驱井网，应用数值模拟开展井网优化研究，在矿场试验中取得较好效果，研究结果对深层蒸汽驱开发有参考意义。

1 蒸汽驱基本情况

辽河油田W38块东三段油层埋深1335m，构造形态为断鼻构造，地层倾角为2°～6°，属于三角洲前缘沉积体系。岩性以中、细砂岩和不等粒砂岩为主，平均孔隙度为22.3%，平均渗透率为1066mD，为中高孔、高渗储层。储层结构成熟度高，非均质性较弱，油层厚度平均为21.5m，50℃地面脱气原油黏度为15090mPa·s，油藏类型为深层层状特稠油油藏。

W38块蒸汽驱先导试验主要设计参数如下：反九点井网，100m井距；注汽速率为1.8m3/(d·104m2·m)；井组采注比为1.2；井底干度大于50%；油藏压力小于4.0MPa。

2 深层蒸汽驱开发矛盾

张义堂[2]提出蒸汽驱开发方案设计及跟踪调整的4项基本准则，即：注汽速率大于1.6m3/(d·104m2·m)；井底干度大于40%；油藏压力在5MPa以下；蒸汽驱稳定阶段瞬时采注比不小1.2。以上4项指标必须同时满足，W38块东三段深层特稠油蒸汽驱采用反九点井网主要存在如下3方面的矛盾。

2.1 埋藏深，井底干度低

随着特稠油油藏埋深增大，注汽井筒热损失增大，注入井井底干度降低。深层典型油藏注汽井井筒模拟结果表明，在现有井筒隔热技术条件下，井深1400m，注汽速度为100t/d，井口蒸汽干度为75%，井底蒸汽干度只有20%～30%[3]。

提高注汽井井底干度的方法，除了提高井筒隔热效果外，主要依靠增大注汽速度。W38块东三段油层蒸汽驱测试结果表明，当注汽速度为120t/d时，井底蒸汽干度为40.5%，接近蒸汽驱要求的井底干度临界值，因此确定该块蒸汽驱的注汽速度不能低于120t/d。

2.2 黏度大，产液指数低

深层特稠油油藏原油黏度大，在注汽井井底干度低、汽化潜热较低的条件下，与浅层相比，其注采井间温度及压力剖面较陡，井间冷油带向生产井推进慢，生产井产液指数低并且上升缓慢，很难满足提高产液量的目标[1]。

2.3 反九点井网采注比低，蒸汽腔难以扩展

保证采注比大于1.2是蒸汽驱采油成败的关键[4-9]。W38块东三段油层油井比采液指数为1.09m3/(m·d·MPa)，按照井底流压为0.5MPa的开发技术界限，生产压差在2MPa左右，蒸汽驱油井产液能力为38.6m3/d，反九点井网理论注采井数比为1∶3，井组理论产液能力为116m3/d。按照上述最低注汽速度120t/d计算，W38块东三段油层反九点井网蒸汽驱理论采注比为0.97，达不到蒸汽驱采注比要求，蒸汽腔难以持续有效扩展，蒸汽驱无法取得预期效果。

3 井网优化研究

3.1 井网设计

针对W38块东三段油层反九点井网蒸汽驱的开发矛盾，设计了回字形蒸汽驱井网，即内线反五点和外线反九点的嵌套式井网架构(图1)。

3.2 模型建立及历史拟合

3.2.1 模型建立

以W38块东三段蒸汽驱先导试验区为研究对象，利用离散随机模型建立砂体结构模型，通过相控建模建立储层属性分布模型。地质建模过程应用的网格是10m×10m×0.5m，试验模拟区总网格为41602(61×62×11)个，试验模拟区油藏基础参数见表1。

表1　W38块东三段油层数值模拟区油藏基础参数表

3.2.2 历史拟合

本次拟合的参数主要包括累计产液量、累计产油量等。从拟合结果看(图2)，试验区累计产液量、累计产油量拟合精度达90%以上，模型与地下实际情况较吻合，保证了方案预测的精度。

3.3 指标对比及参数优化

3.3.1 井网指标对比

在历史拟合基础上，利用数值模拟开展了两种不同井网设计的指标预测对比，设计参数见表2。

表2　两种井网设计主要参数对比表

注：设计液量为22m3/d。

预测对比结果，回字形井网开发效果好于反九点井网(图3)。按照经济极限油汽比为0.1预测，W38块东三段反九点井网蒸汽驱阶段采收率为15.4%，回字形井网蒸汽驱阶段采收率为20.3%。回字形井网对比反九点井网采收率提高4.9%。

3.3.2 回字形井网注采对应关系优化

3.3.2.1 注汽井射孔优化

设计注汽井射开程度分别为30%、50%、70%、100%(由下往上)的不同方案，累计产油量和累计油汽比模拟对比结果表明，注汽井合理射开程度为50%～70%；射开50%时，蒸汽腔纵向推进更均匀，预测期末采收率为14.7%(图4)。

3.3.2.2 采油井射孔优化

对注汽井下部射开50%，外线采油井全部射开，内线采油井分别射开30%、50%、70%、100%(由下往上)的不同方案进行对比。结果表明，内线采油井合理射开程度为30%～50%；30%的射开程度预测期末采收率为17%(图5)。对比两种井网的蒸汽驱效果，回字形井网蒸汽驱主要技术优势为：

(1)增加采注井数比，大幅提高采注比。与常规反九点井网相比，回字形井网理论采注井数比由3∶1增加到7∶1，具有少井注、多井采的特点，井组产液能力提高，采注比更易满足要求，有利于蒸汽腔形成和扩展。

(2)改变驱替通道，提高纵向动用程度。内线采油井射开油层下部，外线采油井全井段射开，原油通过蒸汽降黏流入井底，实现内线采油井采油目的；蒸汽与地层热交换后形成的冷凝水流入井底由内线采油井采出，从而提高井底蒸汽干度；在纵向上内线采油井对蒸汽腔向井底方向产生一个拖拽力，平面上向外线采油井扩展，从而整体扩大蒸汽波及体积。

(3)回字形井网内线采油井井距相同，实现了均衡降压开采，外线采油井能充分利用油藏边部油井，提高蒸汽热利用效率。

4 矿场应用效果

目前在W38块东三段油层开展2个井组回字形井网蒸汽驱试验，2井组日产液量由178.8m3上升至338.4m3，日产油量由17.2t上升至42.0t，综合含水率由90.8%降至88.8%，蒸汽驱油汽比达到0.15。

5 结束语

设计了回字形蒸汽驱注采井网，通过数值模拟将其与常规反九点井网的采收率进行对比，并对回字形井网注采井对应关系进行了优化研究。结果表明，回字形井网比反九点井网蒸汽驱采收率提高4.9%。注汽井射开程度为50%(由下往上)，内线采油井射开程度为30%～50%(由下往上)，外线采油井全部射开时，蒸汽驱开发效果较好，并对回字形井网采油机理及技术优势进行了探讨。目前W38块东三段油层回字形井网蒸汽驱矿场应用见到效果，蒸汽驱开发效果明显向好，该研究成果对改善深层特稠油蒸汽驱开发效果有参考意义。

参考文献

[1]任芳祥，周鹰，孙洪安，等. 深层巨厚稠油油藏立体井网蒸汽驱机理初探[J].特种油气藏，2011，18 (6)： 61-65.

[2]张义堂，李秀峦，张霞. 稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则[J].石油勘探与开发,2008，35 (6)： 715-719.

[3]束青林，王宏，孙建芳.孤岛油田稠油油藏高轮次吞吐后提高采收率技术研究与实践[J].油气地质与采收率，2010，17(3)：61-64.

[4]贺永利，徐仲其.小洼油田洼38断块试验区蒸汽驱参数优化[J].油气地质与采收率，2010，17(6)：77-80.

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[8]杨光璐,唐震，王中元，等. 边底水稠油油藏蒸汽驱注采系统优化研究[J].特种油气藏，2003，13(2)：51-55.

[9]柴利文.中深层块状稠油油藏蒸汽驱开发试验主要问题及对策研究[J].特种油气藏，2005，12(6)：44-47.

Steam Flooding Well Pattern Optimization of Deep and Super Heavy Oil Reservoir

Liu Guangdong，Liu Bing，Yu Pengbo

(PetroChinaLiaoheOilfieldCompany,Panjin,Liaoning124010,China)

Abstract:There are several problems of steam flooding in deep and super heavy oil reservoirs of Block W38, including low bottom dryness and low liquid producing capacity. Production and injection ratio is hard to meet the criterion with traditional inversed nine-spot well pattern and the development effect is not ideal. Therefore, we designed Hui-style steam flooding well pattern, i.e. a nested well architecture, including inversed five-spot well pattern inside and inversed nine-spot well pattern outside. We predicted the recovery of Hui-style by means of reservoir numerical simulation technology, as compared with inversed nine-spot well pattern, and probed into the injection-production well corresponding relationship of Hui-style. Results showed that Hui-style well pattern could improve the final recovery by 4.9%, as compared with inversed nine-spot well pattern. The perforated degree of 30 ~ 50% of the first-line production well (from bottom to top) when the perforated degree of gas injection wells was 50% (from up to bottom), and full perforation of the second-line production well were advantageous to the steam chamber expansion. Stimulation results were obvious in field test of two well groups, and oil and steam ratio rose by 36%. Research results were of referential significance to improvement of steam flooding development effect of deep and super heavy oil reservoirs.

Key words:steam flooding, well pattern; deep and super heavy oil reservoir; production and injection ratio

中图分类号：TE345

文献标识码:A

作者简介：第一刘广东(1964年生)，男，硕士，高级工程师，现从事油田开发管理工作。邮箱：Liu-gd@petrochina.com.cn。

基金项目：中国石油辽河油田项目“提高稠油开采效果技术研究与试验”(2014ZDIAN-02)。