吞吐稠油开发阶段划分及各阶段开发特点研究

向进

摘 要：在目前严峻的油田开发形势下，要实现油田效益发展，就要认识并掌握油田开发各阶段的开发规律，配套合理的开发措施，延长高产稳产期，提高开发水平，从来达到效益开发的目的。目前国内外没有专门针对稠油划分开发阶段的手段，本文通过研究稀油两种开发阶段划分方法的研究，确定应用年产油量、无因此采油速度的方法来划分稠油的开发阶段切合实际开发规律，同时应用压力系数、无因次累积油汽比系数、平均周期等稠油吞吐开发独有的参数来确定各阶段的界限，掌握各开发阶段的开发特点，以期对同类油藏各阶段的开发规律认识和开发调整提供有益经验，提高油藏整体开发效益。

关键词：吞吐稠油 开发阶段 采油速度 油汽比 压力系数

0 前言

曙光油田是一个以稠油开发为主，具有断层发育、油水关系复杂的复杂式油区，且基本都属于互层状高孔高渗砂岩油藏，故本文只针对互层状油藏划分开发阶段。稠油吞吐开发是一个注入高温蒸汽加热原油促使原油流动的周期性的、降压的开采过程。开发方式的不同，开发阶段的划分就不能按照目前注水稀油开发的标准来划分。因此，为了提高油藏采收率，就应该选择合理的划分方法，摸清吞吐开发各个阶段的各种变化规律，提导同类油藏的开发，对不同开发阶段采取不同的调整措施，以达到最理想的开发效果。

1 吞吐开发阶段划分方法的选择

目前国内外的开发阶段划分几乎都是针对注水开发油藏提出的。注水油田开发阶段划分的开发指标主要有含水率、含水上升率、采油指数、采油量及生产成本等。曙光油田26个吞吐开发稠油油藏（普通稠油油藏20个，超稠油油藏6个）的开发实践表明，由于吞吐稠油是采用降压开采的方式，把含水率作为稠油开发阶段划分依据是没有任何意义的，而把年产油量或采油速度作为主要标准划分吞吐稠油开发阶段是符合实际开发的。划分结果表明，各油藏显示基本相同的开采特征。普通稠油均处于开发后期缓慢递减阶段，而超稠油处于稳产阶段末期，即将进入快速递减阶段。

2 开发阶段划分原则

本文根据曙光油田26个吞吐开发稠油油藏开发规律，确定了互层状稠油、超稠油的开发阶段划分原则如下：

（1）油藏的压力系数、无因次累积油汽比系数、平均周期等稠油独有的参数的变化是确定各阶段分界线的重要指标；

（2）高产稳产阶段的开始和结束时，油藏的压力系数、无因次累积油汽比系数、平均周期等稠油参数中有一个或多个较明显的变化，采油速度都低于最高采油速度的75%；

（3）计算最高年产油速度的时间最好取2～3个高点的平均值做为最高采油速度，因为考虑到开采过程中采油速度的异常波动；

（4）油藏年产油速度降到最高采油速度的25%以下时，即进入第Ⅳ开发阶段（缓慢递减阶段）。

3 开发阶段划分结果及各阶段开发特点

根据以上划分原则，普通稠油和超稠油都划分为产量上升阶段（第Ⅰ阶段）、高产稳产阶段（第Ⅱ阶段）、快速下降阶段（第Ⅲ阶段）、缓慢下降阶段（第Ⅳ阶段），见表1。

3.1 普通稠油划分结果及各阶段特点

产量上升阶段（第Ⅰ阶段）：是一个建设开发规模逐步扩大的过程，也是油层开始预热的过程，这个过程的长短取决于油藏规模的大小、地质特征和对产量的需求程度，一般2～4年。阶段末地层压力系数逐步下降到0.7左右，可采储量采出程度15%～20%；周期生产天数80～260天（油藏条件不同而不尽相同，甚至差别很大），平均生产周期1.7左右，无因次累积油汽比系数0.80以上；

高产稳产阶段（第Ⅱ阶段）：稳产阶段是油藏开发中非常重要的阶段，它既包含了油藏投产以后的主要工作，又预示着油藏总体开发效果的差异，一般持续7～9年（比中高渗透砂岩稀油油藏（特指辽河油田）略少1～2年）。这个阶段油层基本全部预热，油层温度保持在较高水平，热能替换率较高。阶段末地层压力系数快速下降到0.35～0.4，可采储量采油速度保持在5.5%～8%之间，可采储量采出程度达到55%～60%；周期生产天数保持在300～380天，平均生产周期4.5～5之间，无因次累积油汽比系数0.7～0.8。

快速下降阶段（第Ⅲ阶段）：快速递减阶段预示热交换半径达到极限，周期性的补充能量采出原油，回采水率较高，采出的液体温度也升高，同时油井开始出现套坏、出水等井况问题，一般持续5～7年（与中高渗透砂岩油藏基本持平）。这个阶段的平均年递减率是可以预测的，统计曙光油田20个普通稠油油藏，平均年递减率16%，比中高渗透砂岩油藏（12%）高4%左右；阶段末地层压力系数快速下降到0.2左右，可采储量采油速度保持在1.5%～3.5%之间，可采储量采出程度达到80%；周期生产天数保持在350天以上，平均生产周期7.9～8.4之间，无因次累积油汽比系数快速下降到0.4～0.5。

缓慢下降阶段（第Ⅳ阶段）：这个阶段主要采出井间高度分散的剩余油，回采水率越来越高，同时油井基本到使用周期末期（稠油油井的生命周期在15～20年），套坏率大幅上升，以平均每年14%（相当高的）的速度报废。这阶段开发的好坏直接影响到油藏最终的开发效果，仍有15%以上的原油开采出来，所以也有很多的工作要做。

3.2 超稠油划分结果及各阶段特点

产量上升阶段（第Ⅰ阶段）：黏度高，投入建设较慢，所以这个阶段会稍微长一些，一般4～7年。阶段末地层压力系数逐步下降到0.6左右，可采储量采出程度仅10%左右；平均生产周期3.1左右，无因次累积油汽比系数快速下降到0.40左右；

高产稳产阶段（第Ⅱ阶段）： 目前曙光油田6个超稠油油藏基本都处于这个阶段，6个油藏平均已在这个阶段生产5.7年，目前地层压力系数只有0.2左右，可采储量采油速度在7%～9%之间，可采储量采出程度大多已超过70%；平均生产天数只有160天左右，目前平均生产周期12.6，无因次累积油汽比系数降到0.2左右。同普通稠油各阶段开发末规律对比，超稠油即将进入快速递减阶段。

4 结语

（1）对最高采油速度取2～3年的平均值，利用无因次采油速度，同时应用压力系数、周期特点等辅助参数可以较为准确的划分稠油的开发阶段；

（2）通过稠油的阶段划分，可以掌握各阶段的开发规律和特征，还可以预期下一阶段的开发规律，早期研究，采取合理的调整措施和应对措施，利用较少的投入采出更多的原油；

（3）开发阶段的建立、开发规律的认识，为解决油田目前存在的开发矛盾奠定了基础，可以有效的指導稠油油藏的开发，不断提高稠油油藏的开发水平。