泌浅10断块矢量化井网蒸汽驱提高采收率技术研究

2021-05-24刘士梦胡德鹏黄庆程连文王东张云

西部探矿工程 2021年6期

刘士梦，胡德鹏，黄庆，程连文，王东，张云

（1.中国石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳473132；2.河南省提高石油采收率重点实验室，河南南阳473132；3.中国石油化工股份有限公司河南油田分公司石油工程技术研究院，河南南阳473132；4.中国石油化工股份有限公司河南油田分公司采油一厂，河南南阳473132）

稠油油藏蒸汽吞吐随着周期数增加，蒸汽波及半径逐渐增加，但进入高周期吞吐开发后期后蒸汽波及半径难以继续扩大导致井间剩余油无法动用，并且蒸汽吞吐泄压开采模式导致地下压力不断下降，油井生产过程中也表现为单井产液量、产油量低，生产效益逐渐变差。近年来油藏数值模拟技术由于能够定量描述不同时空条件下地下原油的剩余油饱和度场、温度场、压力场、粘度场等结合现场监测资料为下步调整提供了依据。本次研究区在1998年12月以规则反九点法井距70m×100m优选3个井组开展蒸汽驱，蒸汽驱前单井平均吞吐8～9个周期，平均采出程度26.6%。蒸汽驱初期试验见到了较好的苗头，日产油水平由19.6t提高到40t。截止2002年6月30日，该试验区注了四个蒸汽段塞，历时3.6年，累注汽量6.6126×104t（包括吞吐引效汽量2.5684×104t），累积产油1.8611×104t，油汽比0.281，采出程度达14.5%，综合含水75.0%，取得了一定的蒸汽驱试验效果。

1 研究区概况

1.1 油藏地质特点

古城油田泌浅10断块位于泌阳凹陷北部斜坡带，为断鼻构造，北部和西北部各发育一条正断层，控制着该断块的北部边界。在断块的西南部，发育一条逆断层。主体区为倾角为11°～16°、倾向200°～220°的单斜构造，储层物源来自西北方向，砂体全区发育稳定分布，储层岩性为细砂岩和粉砂岩，为三角洲水下辫状河道沉积。纵向发育多套油层，油藏平均埋深为290m，H3Ⅳ9层油层厚度10.0m左右，油层温度下脱气原油粘度为31200～88500mPa·s，平均为51300mPa·s，属浅层中厚特、超稠油油藏，含油面积为0.9km2，地质储量为189.0×104t。

1.2 开发状况

H3Ⅳ9层自1988年投入开发以来，先后经历了基础井网（100m×141m五点法）、井网加密（70m×100m）、热化学辅助吞吐+组合注汽吞吐阶段。目前已进入热化学辅助蒸汽吞吐开发后期，具有采出程度高、含水高、吞吐轮次高、日产油水平低、油汽比低的特征。截止2018年7月31日，核实累积产油61.27×104t，采出程度32.4%，平均单井吞吐14.7周期，目前平均单井日产液5.7t/d，平均单井日产油0.4t/d，综合含水91%，油汽比0.15。

2 试验区筛选及模型建立

2.1 试验区选取

从地质因素和开发因素两个方面综合考虑优选试验区。

2.1.1 地质因素

参照国内外成功蒸汽驱经验数据，根据热采影响因素权重因子分析，对油层进行分区分类，油层厚度直接影响控制储量以及单井累计产量，因此作为分类的基础，纯总比影响蒸汽热利用效率对蒸汽驱开发效果影响较大，因此在有效厚度、纯总比分布研究的基础上，将H3Ⅳ9层汽驱潜力区进一步分类排序为A、B、C、D四类，以便进一步优选出储层条件较好的区域。

2.1.2 开发因素

采出程度：结合油藏动态生产情况对H3Ⅳ9层进行分析研究，运用油藏工程方法绘制采出程度图，优选采出程度较低、剩余油潜力大的区域作为下步挖潜调整的对象。

汽窜：由于汽窜有继承性特征，蒸汽驱阶段容易沿着原汽窜通道发生蒸汽窜流，影响蒸汽波及体积的扩大，因此选区尽量优选发生汽窜干扰少的区域。

井况：H3Ⅳ9层蒸汽吞吐开发已30多年，由于反复受到注蒸汽影响，井况条件恶化，目前H3Ⅳ9层工程关井38口，因此优选井况条件好区域，以降低现场试验成本及保障蒸汽驱试验效果。

2.2 模型建立及拟合

根据泌浅10断块H3Ⅳ9层油藏地质特点，建立了网格系统为60×62×3的三维地质模型。模型中油层平均埋深为292m，油层平均有效厚度为10.5m，孔隙度一般在26%～34%之间，渗透率一般在800～3500mD之间，原始含油饱和度在70%左右，油层温度下原油粘度为51300mPa·s。试验区实际储量为61.98×104t，模型拟合储量为60.69×104t，储量拟合误差为2.08%，精度较高。全区累注汽、累产液和累产油拟合相对误差分别为-0.304%、-2.43%和5.45%，单井拟合精度较高(误差小于5%)的井有42口，占总井数的72.4%；误差10%以上的井仅有5口，占总井数的8.6%，拟合精度较高。

3 地下“四场”分布规律研究

3.1 剩余油分布规律

从数值模拟结果可以看出，吞吐后期剩余油饱和度在各单层整体上都有不同幅度的降低，特别是在生产井井点附近，降低幅度较大，但剩余油仍旧具有普遍富集、局部集中的特点(图1)。据网格定量统计模拟区吞吐后平均含油饱和度0.58。井间仍有大量剩余油，剩余油饱和度低的井主要分布在古552井区等返层早、井况影响区域，下步蒸汽驱动用井间剩余油具备一定物质基础。吞吐后模拟区网格含油饱和度区间统计见表1。

图1 高周期吞吐后剩余油饱和度场（截止2018年5月）

表1 吞吐后模拟区网格四场分布区间统计表

3.2 压力场分布特征

地层原始压力平均在2.9MPa，吞吐结束后平均网格压力在0.682MPa左右，压力保持水平仅30%(图2)。地层能量低也是导致高周期吞吐后吞吐井表现为低液量低油量主要原因。吞吐后模拟区网格压力分布区间统计见表1。

图2 高周期吞吐后压力场（截止2018年5月）

3.3 温度场分布特征

地层压力原始温度平均在30°C，吞吐结束后平均网格温度在77.6°C左右，平均温度上升了40°C～50°C左右，地下温度的提高使地下原油的流动性大大改善(图3)。吞吐后模拟区网格温度分布区间统计见表1。

图3 高周期吞吐后温度场（截止2018年5月）

3.4 粘度场分布特征

由于地下油层温度升高，原油粘度随温度升高大大降低，据数模结果统计吞吐后期地下原油粘度下降到平均2215mPa·s，具备了一定的流动性(图4)。吞吐后模拟区网格粘度分布区间统计见表1。

4 蒸汽驱技术参数优化研究

4.1 井网选择

要想取得较好的蒸汽驱效果，合理的井网井距至关重要，受原有井网条件限制，模拟区可以选取的规则井网形式有五点法、反九点法井网。通过对泌浅10区以往蒸汽驱效果分析发现通过高采出程度井注汽，低采出程度采油的蒸汽驱井组效果较好，同时考虑到地下“四场”分布各向异性的特征，为进一步改善蒸汽驱开发效果设计蒸汽驱井网矢量与“四场”矢量协调，在汽窜干扰区域适当扩大井距，在采出程度低区域缩小井距优选矢量化井组一组，同时优选规则化反九点法井网一组、反五点法井组二组，共优选出4套井组为下步开展效果对比，分析矢量化井网的效果奠定基础。

4.2 效果对比

利用数值模拟对四套井网分别开展蒸汽驱注采参数优化以及继续吞吐效果预测，在模拟过程中通过软件对汽窜严重区域进行网格加密，同时通过调低渗透率模拟调剖改善效果，对生产井进行监测，汽窜突破井采取关停措施、不见效井通过吞吐引效措施促进蒸汽波及体积扩大，结果表明继续蒸汽吞吐开采方式，开发效果差，提高采收率幅度低，矢量化井网蒸汽驱由于考虑到吞吐后期地下“四场”分布的非均质性，提高阶段采出程度达到了20.66%，较五点法和反九点法提高采收率幅度高3%～4%，证实了矢量化井网汽驱能够取得更佳的蒸汽驱效果，各蒸汽驱井组蒸汽驱参数优化结果见表2。