稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱可行性研究

2020-11-03金忠康王智林

石油化工高等学校学报 2020年5期

金忠康，王智林

（1. 中国石化江苏油田分公司采油二厂，江苏金湖211600；2. 中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏扬州225009）

蒸汽吞吐和蒸汽驱是国内外开发稠油油藏的主要热力采油方式。蒸汽吞吐开采后期，地层压力下降较快，周期产量变小，蒸汽热利用率变低，吞吐效果变差。蒸汽吞吐的开发方式决定了在吞吐开采后，井间必然存在大量尚未动用的剩余油，为进一步开发未动用油层，实现区块稳产，需进行转换开发方式开采[1-2]。

室内研究和矿场试验证明，蒸汽驱是蒸汽吞吐后的接替开采方式，能够取得良好的开发效果。作为吞吐后首选的接替方式，蒸汽驱是改善稠油油藏开发效果，提高原油采收率的有效手段，其能够有效地扩大蒸汽波及体积，使蒸汽冷凝前缘遗留的残余油饱和度在蒸汽波及范围内降到很低，从而提高驱油效率。此外，蒸汽驱能够有效地利用蒸汽吞吐后的油藏余热，大幅度降低稠油黏度，同时蒸汽的蒸馏和脱气也发挥着重要的驱油作用，最终达到了提高采收率的目的[3-5]。

1 概况及地质模型建立

1.1 目标区概况

该油藏于2006 年投产，采用200 m×150 m 反九点井网实施注蒸汽吞吐开发，截至2015 年底，累计油汽比0.14，采出程度17.6%。2018 年5 月蒸汽吞吐已进入第8 周期，瞬时油汽比小于0.06，进入近无效开发阶段。开发进入第6 周期之后效果下降明显，具体指标表现为采注比下降及存水率升高，严重制约了进一步开展蒸汽吞吐的开发效果。因此，转变开发方式，探索蒸汽驱等接替热采技术，已是亟待开展的工作。

1.2 三维精细地质模型建立

根据地质解释数据，模拟区块主力产油层系包括3 个砂体，将其沿纵向划分为15 个小层。采用平面角点网格，建立三维精细地质模型，总节点数为80×150×15（见图1）。基于目标区储层及流体物性参数对模型的属性进行赋值。根据油田基础资料，对区块的日产油量、日产水量、日注汽量、累计产油量、累计产水量和累计注汽量等实际生产动态历史进行拟合，达到了较高的拟合精度。

图1 W 断块三维精细地质模型Fig.1 3D geological model for W block

2 蒸汽吞吐转蒸汽驱可行性分析

W 断块的相邻区块与其属同类油藏，储层物性参数相似，已成功开展蒸汽驱的先导试验。由两个井组扩展到四个井组。开发结果证明，转蒸汽驱方案的实施有效补充了吞吐造成的储层能量亏空，减缓了老井的产量递减，开发效果良好。相邻区块蒸汽驱开发的成功实施为W 区块的转蒸汽驱开发提供了可行性依据，但应进一步从理论上分析其可行性，形成蒸汽驱技术适应性评价方法，为同类型区块的转驱决策提供可借鉴的评价思路和选择依据。

2.1 油藏性质参数评价

区块目前处于多轮次蒸汽吞吐后期，评价蒸汽吞吐转蒸汽驱的可行性，首先应采用国内外通用的筛选标准对目标区的主要油藏性质进行评价[6]。现有技术条件下的稠油热采筛选标准如表1 所示，从W 区块的油藏及流体参数来看，除净总比与地层压力处于参数界限的边界值外，其余各项参数均与筛选标准符合良好，即现有技术条件下适合转蒸汽驱。

表1 W 区块属性参数与蒸汽驱筛选标准对比Table 1 The comparison between property parameters of W Block and criteria

2.2 油藏物质基础评价

W 断块吞吐阶段的标定采收率为14.7%，而目前的采出程度为12.7%，继续吞吐的潜力较小，转蒸汽驱成为必要的开发方式。

储层原始平均含油饱和度为66% 左右，开展蒸汽吞吐阶段的历史拟合后，从目标区吞吐后主力生产小层的剩余油饱和度分布来看，井点周围的含油饱和度下降幅度较大，但远井地带剩余油饱和度依然较高，尤其是布井较少的区块外缘区域，有大量的剩余油富集。从整体看，蒸汽吞吐后仍有较多的剩余油残留，有转蒸汽驱开发的潜力。

由标定的吞吐阶段采收率和油藏原始含油饱和度计算得出，吞吐结束时的平均剩余油饱和度为55.7%，数模结果得出，油藏平均剩余油饱和度为53.0%。已知研究区块的地质储量为248×104t，参考其他油藏蒸汽驱结束时残余油饱和度为26%，计算得蒸汽驱阶段的可采储量为6.6×104t，转蒸汽驱开发的物质基础较好。

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2.3 吞吐开发现状评价

蒸汽吞吐阶段通过向储层中注入蒸汽，蒸汽与储层流体发生热交换，使储层温度得到有效的提升，而蒸汽注入量、蒸汽干度等参数又影响着储层中加热半径的大小。大量稠油蒸汽驱研究和现场实际生产结果表明，井与井之间的热连通程度对于提高蒸汽驱开发效果至关重要[7-8]。窦宏恩等采用Buckley-Leverett 方程建立了稠油蒸汽吞吐加热半径的计算公式[9]：

式中，Rn为蒸汽带的最大加热半径，m；Qs为注汽速度，m3/d；Xs为井底蒸汽干度，%；Lv为蒸汽的汽化潜热，kJ/kg；Ts、Tr为注汽温度和原始地层温度，℃；Hwr为在温度Tr下热水的焓，kJ/kg；Qi为注气速率，kg/h；Qr为上一轮次余热，kJ。

依据目标区块参数，由式（1）计算得到研究区块的不同蒸汽吞吐阶段的加热半径（见表2）。

表2 研究区块蒸汽吞吐周期加热半径Table 2 The heating radius of steam stimulation of thisblock

蒸汽吞吐是无法形成连续能量补充的开采方式，每次蒸汽注入阶段先补充地层能量，然后形成热扩散[10]。从蒸汽吞吐的加热半径与吞吐周期的相关性来看，随着吞吐周期的增加，蒸汽前缘加热范围增大，但整体上其增大幅度呈逐渐变小的趋势。此后几个周期的蒸汽注入主要用于重复加热前几周期的剩余油，提升储层温度水平，若要增大加热半径，必须考虑调整注汽参数。

由表2 可见，经过10 个吞吐周期后加热半径已达到40 m 左右。已知研究区块的实际井距为200 m×141 m，主要生产井之间基本形成了热连通，且还未达到“窜通”程度，适合转蒸汽驱开发。

2.4 温度场和压力场评价

首先评价蒸汽吞吐后储层温度场对蒸汽驱的适应性。从油藏工程系统性出发，蒸汽吞吐应作为蒸汽驱的前置开发阶段，一方面适当降低储层压力，一方面预加热提升储层温度，温度上升目标应设置在20 ℃以上[11]。W 区块的初始温度为46.7 ℃，从W 断块吞吐后温度场分布可以看出，随吞吐周期的增加，储层温度不断提高，井点周围的温度达到了70 ℃左右，主力油区的评价温度也达到了65 ℃，满足转蒸汽驱的温度条件。同时生产井之间形成了有效的热连通，也验证了上述理论计算方法评价热连通性的可靠性。这些通道使蒸汽驱能够有效地利用吞吐开发后的地层残余热量，并扩大蒸汽的波及体积，提高蒸汽的热利用率。

从吞吐后储层压力场的变化来看，储层原始平均地层压力为11.14 MPa 左右，在经过多轮次的蒸汽吞吐开发后，储层各部位的压力有不同程度的下降。区块中部区域为主力生产区域，较原始地层压力降低了6 MPa 左右，能在满足蒸汽驱替前缘有效运移的前提下有较低的起始压力水平，使注入蒸汽的工况特性保持在最佳范围，以提高蒸汽驱开发效果[12]。此外转蒸汽驱开发能够有效地增加储层能量，维持储层压力。

2.5 井网井距评价

对于蒸汽驱的井网，包括布井方式、井网密度、净油层厚度、单井的注汽强度和采液强度等参数存在以下关系[13]：

式中，d为相邻生产井距，m；FA为井组面积系数；ho为净油层厚度，m；n为井组的采注井数比；Qs为注入强度，m3/(d⋅ha⋅m)；ql、qs分别为单井采液能力和单井注汽能力，m3/d；RPI为井组采液速度和注汽速度之比。

由式（2）、（3）计算得到研究区块的反五点、反七点和反九点井网的最佳井距分别为169、148 、146 m，区块的实际井距为200 m×150 m。反五点井网的井距大于最佳井距，反七点和反九点井网的井距接近最佳井距，现有井网可以满足蒸汽驱的需求。对比三种井网，反七点和反九点井网的采注井数比较高，在相同的排液能力下，更有利于提高蒸汽干度和注汽速度，取得较好的蒸汽驱效果，故研究区块转蒸汽驱适合采用反七点或反九点井网。

3 蒸汽吞吐转蒸汽驱优化

由上述研究，W 断块在蒸汽吞吐开发后适合且需要转蒸汽驱开发，根据油田的实际井距及最优井网井距计算结果，选定反七点和反九点组合的井网形式，并对目标井组蒸汽驱进行优化设计。

3.1 转驱时机

蒸汽吞吐转蒸汽驱的合理时机，既要考虑尽量提高吞吐阶段的采出程度,又要考虑为转入蒸汽驱开采创造有利条件，以期获得吞吐加汽驱的最佳效果[14]。为此分别设定在蒸汽吞吐阶段采出程度达到12.7%、15.0%、17.4%、19.8% 和22.1% 时进行转蒸汽驱，继续吞吐阶段的注采参数与前几轮次相同，蒸汽驱阶段采用连续注汽方式，注汽速度为100.0 t/d，蒸汽干度为0.55，采注比为1.2，各生产井产液速度按井组平均分配，在油汽比达到0.12 时结束计算，结果如图2 所示。由图2 可以看出，区块仍可继续蒸汽吞吐开发，但当蒸汽吞吐阶段采出程度达到15.2% 时进行转蒸汽驱开发的累产油量最高，最终采收率最大，超过此时机进行转蒸汽驱开发，累产油量及最终采收率反而降低。可知，当蒸汽吞吐阶段采出程度达到15.2% 时为最佳转蒸汽驱时机。

图2 不同转驱时机的最终采收率Fig.2 Final recovery factor at different times of displacement

3.2 注汽方式

蒸汽驱注汽方式主要包括连续注汽和间歇注汽两种。间歇注汽可以通过在注汽驱过程中不断调节注采参数，降低注入蒸汽和产出液的热损失，提高蒸汽驱的波及体积和驱油效率，达到提高采收率的目的。设定连续注汽为基础方案，注汽速度为100.0 t/d，设定间歇注汽方案为停注时间1 个月，平均日注汽量与基础方案相同，注入段塞体积分别设定为0.02、0.03、0.04、0.05 PV，结果如表3 所示。由表3 可以看出，间歇注汽的最终采收率均大于连续注汽，且注汽3 个月，停注1 个月的累产油量最高，最终采收率最大，因此选择间歇注汽。

表3 不同注汽方式方案的累产油量和最终采收率Table 3 The cumulative oil production and oil recovery of projects with different steam injection methods

3.3 注汽速度

注汽速度是影响蒸汽驱成功与否的重要因素，注汽速度越大，蒸汽驱成功的可能性越大。采用间歇注汽方式，对注汽速度进行优化，设定停住时间为1 个月，设计的注汽速度分别为133.33、100.00、80.00、66.67、57.14 t/d，结果如表4 所示。由表4 可以看出，在一定的注入段塞体积和停注月数情况下，累产油量和最终采收率随注汽速度的增大而增大，注汽速度为133.33 t/d 的间歇注汽方案，累产油量和最终采收率最高。

3.4 蒸汽干度

在优选注汽方式和注汽速度的基础上，进行蒸汽干度的优化。设定蒸汽干度分别为0.45、0.50、0.55、0.60 和0.65，结果如图3 所示。由图3 可以看出，蒸汽干度的提高对于改善蒸汽驱效果十分有利，随着注入蒸汽干度的提高，累产油量不断提高，最终采收率不断增大，但增大的幅度有所降低。结合油田实际生产，若注汽速度较小，在大幅度提高蒸汽干度较难实现的情况下，选择蒸汽干度为0.60。

表4 不同注汽速度方案的累产油量和最终采收率Table 4 Cumulative oil production and ultimate oil recovery with different steam injection rates

图3 不同蒸汽干度的最终采收率及油汽比Fig.3 Final recovery factor and oil⁃steam ratio of different steam dryness

3.5 采注比

采注比设定为1.0、1.1、1.2、1.3 和1.4，其他参数依照3.1-3.4 章节优化结果，结果如图4 所示。

图4 不同采注比的最终采收率Fig.4 Final recovery factor of different production⁃injection ratio

由图4 可以看出，随着采注比的增大，累产油量和最终采收率随之增大，但当采注比超过1.3 时，增大幅度变缓。采注比大于1.0 时，油藏采出流体体积大于注入流体体积。油藏压力是不断下降的过程，有利于蒸汽带前缘不断向生产井扩展，实现更佳的蒸汽驱效果。但考虑油田实际生产中采注比过大将导致地层压力下降快，地层能量亏空，因此选择采注比为1.3。

3.6 最优方案预测

根据各项优化参数设计了最优转蒸汽驱技术策略，在蒸汽吞吐阶段采出程度达到15.20% 时进行转蒸汽驱开发，注汽3 个月，注汽速度为133.33 t/d，采用停注1 个月的间歇注汽方式，蒸汽干度为0.60，采注比为1.3，对开发效果进行预测。预测结果为蒸汽驱（间歇注汽）开发13 a，油汽比达到0.12时，最终采收率为42.3%，较蒸汽吞吐提升29.6%。