薄层稠油蒸汽驱数值模拟研究

2016-12-20魏超平

特种油气藏 2016年4期

关键词：厚层蒸汽驱稠油

魏超平

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015)

薄层稠油蒸汽驱数值模拟研究

魏超平

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015)

为解决林东馆三块薄层稠油油藏转蒸汽驱后老井利用及注采参数优化的问题，利用区块实际地质特征，建立油藏数值模拟模型，研究了薄层稠油油藏蒸汽驱中油、汽、水3相分布规律并优化最佳注汽强度，同时分析薄层和厚层蒸汽驱的不同点及原因。研究表明：薄层稠油油藏蒸汽驱过程中由于顶底盖层热损失严重，与厚层稠油油藏相比，蒸汽超覆不明显，热水驱的影响要远大于蒸汽驱，蒸汽驱段只占30%左右，受水驱影响底部原油也能被动用；为保证蒸汽驱效果，薄层稠油油藏应加大注汽强度；对于林东馆三块油藏，目前老井均位于油藏上部，但蒸汽驱时仍可以继续利用，其最佳注汽强度为2.0t/(d·hm2·m)，不能直接采用中厚层稠油油藏蒸汽驱经验进行设计。研究成果对薄层稠油油藏转蒸汽驱设计具有重要的借鉴意义。

薄层稠油油藏；水平井；蒸汽驱；数值模拟；剩余油分布；胜利油田；林东馆三块油藏

0 引言

蒸汽驱是稠油油藏大幅提高采收率的重要手段，其开发实践主要在中厚层油藏[1-9]，对于这类油藏一般采用直井开发，井距为70～100m，例如辽河油田齐40、曙1-7-5等区块，油层有效厚度均在30m以上，而目前对薄层稠油油藏进行蒸汽驱开发的实践和研究却很少。胜利油田对具有蒸汽驱潜力的薄层稠油油藏已部署了水平井井网，部分油藏通过多轮次蒸汽吞吐后，压力已经下降到了5MPa以下，满足转蒸汽驱的压力要求，并且目前蒸汽吞吐生产周期日产油及油汽比都比较低。如何有效地对薄层稠油油藏进行蒸汽驱，是一个亟待解决的问题。

1 薄层稠油油藏蒸汽驱研究

1.1 模型建立

若采用物理模型研究方法，由于油层太薄，对于6m以下的油层，三维物理模型很难在纵向上放置3个探针研究油汽水纵向上的分布规律，故文中研究主要采用数值模拟完成。模型参数设置以区块实际地质和开发状况为准：模型大小为36×15×5，模型步长为10m×10m×1m，孔隙度为31%，含油饱和度为56%，渗透率为1 250×10-3μm2，2口水平井井距为150m，水平段长度为200m，位于油层上部，即模型的第1层(图1)，生产中采用先蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开采模式，当压力下降至4.5MPa时转蒸汽驱，注入井井底蒸汽干度为0.5，岩石流体的热物理性质参考中国石油大学苏玉亮教授测定值[10-12]。

图1 薄层水平井蒸汽驱模型

1.2 研究成果

1.2.1 薄层稠油油藏蒸汽驱主要受水驱影响

(1) 大部分孔隙体积内没有汽相，只有油水两相。模型中以油汽比0.1作为蒸汽驱的截止条件。当蒸汽驱结束时，地层流体体积为7.94×104m3，蒸汽腔体积为0.95×104m3，占总流体体积的12.0%。从面积上看，由于蒸汽超覆作用，模型中第1层蒸汽所占的面积最大，但只占整个层的39.6%(图2)。数据表明：在蒸汽驱的经济有效期内，大部分孔隙没有蒸汽，只有油水两相，油藏主要是受蒸汽冷凝的热水驱动。

(2) 剩余油分布规律主要受水驱影响。由于油、汽、水密度的差异，蒸汽驱和热水驱对剩余油分布的影响也不一样[13-20]。以图2中第1、2、3号点处纵向上剩余油饱和度为例，在1号点由于离注汽井比较近，蒸汽饱和度比较高，此区域主要受蒸汽超覆影响，纵向上向下剩余油饱和度变高(表1)。蒸汽接着向2号点推进，由于蒸汽热损失，一部分蒸汽变成热水，此区域受蒸汽超覆影响的同时也受热水驱影响，纵向上向下剩余油饱和度先变高(蒸汽超覆影响)后变低(水驱影响)。蒸汽在驱动力的作用下继续向前，随着蒸汽热量的散失，干度进一步降低，直至变成热水，蒸汽影响消失，热水驱是生产井附近的驱油方式，纵向上向下剩余油饱和度变低。不同于中厚层稠油油藏上部剩余油饱和度低、下部高的特点，薄层稠油油藏下部剩余油饱和度低、中部高，蒸汽驱时剩余油分布受热水驱影响明显。

图2 蒸汽驱结束时第1层含汽饱和度场

层号剩余油饱和度1号点2号点3号点小层平均第1层0.21730.23500.51560.4823第2层0.21970.23860.48190.4832第3层0.22190.25440.42760.4926第4层0.22220.38820.34780.4906第5层0.24050.28230.26930.4545

林东馆三块水平井虽然大部分位于油藏中上部，但在蒸汽驱过程中，热水驱的影响大于蒸汽驱，特别是在生产井附近，受水驱影响，底部原油仍能得到动用。

1.2.2 薄层稠油油藏蒸汽驱注汽强度

模型设定储层有效厚度为5、15m，对比厚、薄2种不同油藏开发效果，可以得出以下结论：①不论薄层稠油油藏还是厚层稠油油藏，随着注汽速度增加，热损失均下降[21-24]，但薄层稠油油藏的热损失为厚层的2倍左右，当注汽速度为7t/h时，薄层热损失率(热损失率=顶底盖层热损失量/净注入量)为64.6%，厚层为33.8%。②薄层稠油油藏需要更大的注汽强度(图3)。由图3可知，随注汽强度增加，薄层稠油油藏采收率增加明显，当注汽强度为1.22t/(d·hm2·m)时，采收率为28.4%，当注汽强度为2.05t/(d·hm2·m)时，采收率能达到35.8%，两者相差7.4%，其最优的注汽强度为2.0t/(d·hm2·m)，而厚层稠油油藏最优值为1.6t/(d·hm2·m)。薄层稠油油藏需要更大的注汽强度，以降低热损失，从而达到较高的采收率。

图3 不同注汽强度下厚、薄层油藏采收率

薄层稠油油藏不能完全按照中厚层的参数进行蒸汽驱设计，薄层稠油油藏由于井距大、热损失大，其注汽强度应该大于中厚层油藏。

1.2.3 薄层稠油油藏蒸汽驱驱油模式

根据数值模拟计算结果分析，薄层稠油油藏蒸汽驱模式为：通过蒸汽把注入井周围的原油推向生产井一侧，然后由热水把原油推进井底。整个驱油过程沿注入井到生产井分为3段：蒸汽驱、蒸汽及热水驱、热水驱；纵向上(向下)剩余油分布规律也分为3段：增加、先增加后降低、降低(图4)。与中厚层相比，薄层稠油油藏蒸汽驱段较短，约占30%左右，纵向上受蒸汽超覆作用影响小，下部剩余油饱和度低。

图4 薄层蒸汽驱驱油模式及剩余油饱和度分布规律

1.3 矿场验证

胜利油田西部油区P块，油藏埋深为420～610m，有效厚度为2～8m，同样属于薄层稠油油藏。2010年开始采用水平井开发，井距为100m，转蒸汽驱前压力为3.4MPa，采出程度为15.2%。2012年底采用反九点井网进行蒸汽驱。区块取心井化验分析和实际开发动态研究表明，上述数值模拟理论研究成果与矿场实际一致。

2013年设计密闭取心井G3，目的为分析蒸汽驱驱替状况。该井与最近注汽井P36井相距90m，与最近采油井P50井相距35m，取心前P36井累计注汽2.7×104t。由含油饱和度分析可知，上部、中部和下部剩余油饱和度分别为77.7%、66.0%、56.1%，取心点所在位置的剩余油分布规律与上述薄层稠油油藏蒸汽驱驱油模式中热水驱段一致(图4)。

全区含水高，分析认为实为热水窜，而非汽窜。P27井井底流压为2MPa，日产液为51t/d，生产井附近要形成蒸汽，井口温度至少需要达到138 ℃，而实际井口温度为112 ℃，对比表明，靠近生产井一侧实际为热水驱。区块注汽过程中采用高干度锅炉，蒸汽出口干度在90%以上，并且全程实施保干度处理，在注汽井周围能形成蒸汽驱。区块驱替过程和薄层稠油油藏蒸汽驱驱油模式中“蒸汽驱、蒸汽及热水驱、热水驱”3段一致。

全区初始注汽强度为1.5t/(d·hm2·m)，含水上升快、日产油能力低，蒸汽驱开发效果差。2014年6月，注汽强度升至2.2t/(d·hm2·m)，蒸汽驱效果变好。如P11井组，初期日注汽为67t/d，后期日注汽提高至96t/d后，受效油井P12井日产油由1.2t/d提高至15.5t/d，含水由88.4%下降至58.2%。这说明，薄层蒸汽驱确实需要更大注汽强度。

2 林东馆三块薄层稠油蒸汽驱设计

在精细油藏描述的基础上，采用建模数模一体化技术、利用历史拟合后的模型对区块进行蒸汽驱设计：利用目前水平井采用反九点井网进行蒸汽驱，设计注汽强度为2.0t/(d·hm2·m)，平均单井注汽速度为10.9t/h；同时结合胜利油田中二北化学蒸汽驱成功的先例，设计在蒸汽驱3a后、区块含水达到85.9%时，转N2泡沫辅助蒸汽驱，预测最终采收率为47.1%，比蒸汽吞吐到底的开发方式采收率提高19.5%。