鄭向鵬

摘要：本文通過對(duì)超稠油蒸汽驅(qū)實(shí)施界限進(jìn)行研究，明確了超稠油可以實(shí)施蒸汽驅(qū)，得出了原油粘度是決定汽驅(qū)可行性的關(guān)鍵參數(shù)的結(jié)論。并對(duì)超稠油轉(zhuǎn)驅(qū)注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì)，為同類型油油藏開放提供了技術(shù)參考和借鑒。

關(guān)鍵詞：超稠油? ?蒸汽驅(qū)? 注采參數(shù)

超稠油油藏開放方式的選擇有很多種，但根據(jù)研究區(qū)域油藏地質(zhì)參數(shù)與蒸汽驅(qū)、SAGD、火燒油層方式油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比后，從對(duì)比結(jié)果來看，SAGD開發(fā)方式油層單層厚度不夠，火燒油層方式粘度過高，綜合分析看，僅有蒸汽驅(qū)方式可能適用于研究區(qū)域。

將研究區(qū)域油藏條件與其它Kern River十井組、齊40先導(dǎo)試驗(yàn)、九6區(qū)較成功的蒸汽驅(qū)區(qū)塊進(jìn)行比對(duì)，可以看出研究區(qū)域油藏孔、滲、飽條件相對(duì)較差，且原油粘度較高，這些將不利于汽驅(qū)效果和最終采收率。受到低原始飽和度的影響，采收率較低，所以在蒸汽驅(qū)實(shí)施過程中，應(yīng)該盡量優(yōu)選純油層實(shí)施蒸汽驅(qū)。

1、蒸汽驅(qū)實(shí)施界限研究

1.1基礎(chǔ)模型建立情況

建立網(wǎng)格20×20×20共8000網(wǎng)格數(shù)的反九點(diǎn)蒸汽驅(qū)均值模型，模型基本參數(shù)參考實(shí)際油藏條件。

經(jīng)過前期吞吐開發(fā)，油藏平均溫度、壓力和飽和度發(fā)生變化，根據(jù)前期研究發(fā)現(xiàn)，確定井間溫度為35℃，近井區(qū)域略高，井間含油飽和度為0.65，近井地區(qū)為0.45，油藏壓力有所降低，設(shè)置為1.0MPa。通過調(diào)整粘度，研究蒸汽驅(qū)開發(fā)合理的粘度界限。

1.2蒸汽驅(qū)粘度界限研究

粘度越高，驅(qū)油難度越大，注采壓差越大，難以維持較高的采注比，模擬發(fā)現(xiàn)，粘度大于10×104mPa.s時(shí)，平均油藏壓力超過4MPa（圖12-1），且注入井井底流壓超過7MPa，注汽井壓力過高，可能超過破裂壓力。因此該油藏與開發(fā)方式條件下合理的原油粘度界限為小于10×104mPa.s 。

1.3蒸汽驅(qū)厚度界限研究

（1）III類油藏高粘度厚度界限研究

高粘度開發(fā)過程中，穩(wěn)產(chǎn)期較長，沒有明顯的高峰期，油汽比也相對(duì)平穩(wěn)。然而穩(wěn)產(chǎn)期相對(duì)滯后，采油速度也較慢。

研究發(fā)現(xiàn)當(dāng)油層有效厚度需大于15m，才能保證較好的開發(fā)效果，油汽比能保持在0.1以上，低于15m，油汽比低于0.1。

同時(shí)，高粘度開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)，除了考慮極限油汽比，超稠油蒸汽驅(qū)注采壓差特別高，蒸汽難以注入，地層壓力過高，注汽干度過低，同時(shí)采油井難以采出，因此，需要考慮注采壓差在合理范圍內(nèi)。

模擬結(jié)果顯示：厚度越小，注汽壓力越高。地層厚度大于30m，能緩解高粘度汽驅(qū)注采困難，然而依舊較難實(shí)施。

（2）II類油藏中粘度區(qū)域厚度界限

開發(fā)過程中，有一段穩(wěn)產(chǎn)期，存在高峰期，后期遞減相對(duì)較快。研究發(fā)現(xiàn)厚度越小，油汽比越低，當(dāng)油層有效厚度需大于15m（凈總比大于0.4），才能保證較好的開發(fā)效果，油汽比能保持在0.1以上較長時(shí)間，有一定穩(wěn)產(chǎn)期。

（3）I類油藏低粘度厚度開發(fā)界限

低粘度開發(fā)過程中，初期產(chǎn)量較高，穩(wěn)產(chǎn)期斷，遞減快。研究發(fā)現(xiàn)當(dāng)油層有效厚度需大于12m（凈總比大于0.3），才能保證較好的開發(fā)效果，油汽比能保持在0.1以上較長時(shí)間，低于10m產(chǎn)量維持困難。

1.3研究結(jié)論

①原油粘度是決定汽驅(qū)可行性的關(guān)鍵參數(shù)，建議在粘度小于10×104mpa.s區(qū)域（粘度<超稠油Ⅰ類），油層厚度大于10m區(qū)域開展蒸汽驅(qū);

②區(qū)塊低飽和度油層發(fā)育程度較高，汽驅(qū)后油藏最終采收率一般在35%以下，厚度允許的條件下，盡量在純油層中開展蒸汽驅(qū)，以提高經(jīng)濟(jì)效益和采收率;

③高粘度區(qū)實(shí)施汽驅(qū)要盡可能放大采注比，防止井底憋壓，發(fā)揮蒸汽汽化潛熱作用，可以考慮間歇汽驅(qū)方式 ;

④I類低粘度油藏實(shí)施蒸汽驅(qū)，產(chǎn)量上升快，但遞減較快，油層厚度越大穩(wěn)產(chǎn)期越長，建議油層有效厚度大于10m;

⑤II類中粘度油藏，見效慢，穩(wěn)產(chǎn)期較長，建議實(shí)施油層有效厚度大于15m;

⑥III類高粘度油藏，驅(qū)替困難，低采油速度條件下，需考慮到注采困難問題，實(shí)施油層有效厚度大于30m （目前不具備條件）。

2、蒸汽驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

由于部分區(qū)域已達(dá)吞吐開發(fā)中后期，為了提高采出程度，需要進(jìn)行方式轉(zhuǎn)換，目前蒸汽驅(qū)是首選的接替方式，本次研究利用實(shí)際模型對(duì)不同粘度的三個(gè)區(qū)域進(jìn)行蒸汽驅(qū)開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì)，研究內(nèi)容包括：

①轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)優(yōu)化（從現(xiàn)階段開始繼續(xù)吞吐輪次）;

②井網(wǎng)優(yōu)化（反五點(diǎn)70m井距、反五點(diǎn)100m井距、反九點(diǎn)70m井距）;

③注采參數(shù)優(yōu)化（注汽速率、采注比、注汽干度）;

④考慮粘度影響（高、中、低粘度）。

2.1模型建立

模型基本參數(shù)根據(jù)北部I類油藏反九點(diǎn)模型建立，初始溫度、壓力、飽和度根據(jù)歷史擬合結(jié)果確定。

目前北部模型單井平均吞吐5個(gè)周期，采出程度20.8%?；A(chǔ)參數(shù)與控制條件包括：注汽速率1.6t/（d.ha.m） 、70m井距注汽速度80m3/d、100m井距注汽速度160m3/d，注汽干度0.8，采注比1.2，截止條件為油汽比0.08。

2.2井網(wǎng)優(yōu)化

優(yōu)化三種井網(wǎng)類型：反五點(diǎn)70m井距（邊井為生產(chǎn)井）、反五點(diǎn)100m井距（角井為生產(chǎn)井）、反九點(diǎn)70m井距（利用所有邊井與角井）。

結(jié)果顯示：100m井距反五點(diǎn)：油汽比最高，但生產(chǎn)初期排液能力有限，單井采液速度需達(dá)到50m3/d，注汽井注汽壓力過高，單井注汽速度170m3/d，采注比難以保證，且蒸汽波及范圍小于反九點(diǎn);

70m井距反五點(diǎn)：采油速度最快，但控制儲(chǔ)量較小，采出程度低;

70m井距反九點(diǎn)：采出程度最高，井利用率最高，采油速度快，控制儲(chǔ)量大，采注比容易調(diào)控，70m井距反九點(diǎn)整體開發(fā)效果最好，為推薦井網(wǎng)類型。

2.3轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)優(yōu)化

目前北部模型單井平均吞吐5個(gè)周期，采出程度20.8%，油汽比0.4，設(shè)計(jì)直接吞吐與繼續(xù)吞吐1、2、3、4個(gè)周期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，進(jìn)行開發(fā)效果對(duì)比。

結(jié)果顯示，直接轉(zhuǎn)驅(qū)和繼續(xù)吞吐一周期最終采出程度最高，且油汽比也非常接近，因此綜合分析，繼續(xù)吞吐1或2周期轉(zhuǎn)驅(qū)效果最好，分析原因主要因?yàn)楸辈亢惋柡投容^大，粘度較低，吞吐階段效果較好，5輪吞吐已經(jīng)形成熱連通，有較好的轉(zhuǎn)驅(qū)基礎(chǔ)。

2.4注采參數(shù)優(yōu)化

分別對(duì)注汽速率（即注汽速度）、采注比、注汽干度進(jìn)行優(yōu)化。

（1）注汽速率

? ? 對(duì)比注汽速率為0.8、1.2、1.6、2.0、2.4 t/d.ha.m的幾個(gè)方案，即分別對(duì)應(yīng)反九點(diǎn)注汽井注汽速度為40 、60、80、100、120 m3/d。

結(jié)果顯示，不同注汽速度油汽比接近，注汽速率達(dá)到1.2t/（d.ha.m）以上效果基本接近，因此，推薦單井注汽速度達(dá)到60m3/d以上。分析原因可能由于該塊埋藏較淺，油層厚度較大，粘度較低，熱利用率較高，較低的注汽速率即可實(shí)現(xiàn)較好的開發(fā)效果。

? （2）采注比

對(duì)比采注比為0.8、0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4共七個(gè)方案，結(jié)果顯示，采注比1.2明顯好于其他方案。分析原因，采注比過低，壓力較高，蒸汽無法有效擴(kuò)展，蒸汽干度較低，熱量傳播不充分。采注比過高容易導(dǎo)致油層壓力過低，造成注汽溫度過低。因此，最佳采注比為1.2。

（3）注汽干度

對(duì)比注汽干度為0.1、0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7、0.8共八個(gè)方案。結(jié)果顯示，干度達(dá)到0.4以上采出程度增加趨于平緩，因此為了保證開發(fā)效果，干度建議達(dá)到0.5以上。一般粘度越低，干度可以適當(dāng)降低，較低的干度即可實(shí)現(xiàn)較好的開發(fā)效果。

3、蒸汽驅(qū)設(shè)計(jì)結(jié)果

（1）低粘度區(qū)蒸汽驅(qū)注采參數(shù)設(shè)計(jì)：

根據(jù)以上研究結(jié)果，對(duì)北部低粘度區(qū)蒸汽驅(qū)參數(shù)進(jìn)行總結(jié)。

井網(wǎng)：反九點(diǎn)70m井距;

最佳轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)：繼續(xù)吞吐1～2個(gè)周期;

注采參數(shù)：注汽速率：1.2t/d.ha.m以上;

采注比：1.2;

注汽干度：0.5以上。

（2）中等粘度區(qū)蒸汽驅(qū)注采參數(shù)設(shè)計(jì)：

南部井組吞吐不到2輪，采出程度僅2%左右，建議蒸汽驅(qū)選擇粘度小于10×104mPa.s的區(qū)域開展。轉(zhuǎn)驅(qū)前需要進(jìn)行多輪吞吐預(yù)熱，注汽速率和注汽干度也需要適當(dāng)提高，但是要控制好油藏壓力，可以考慮低采油速度條件下實(shí)施間歇汽驅(qū)。利用上述類似方法，優(yōu)化南部中粘度區(qū)最佳汽驅(qū)方案：

井網(wǎng)： 反九點(diǎn)70m井距

轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)：繼續(xù)吞吐4～6輪

注汽速率：1.4t/d.ha.m以上

采注比：1.2

注汽干度：0.6以上

油藏壓力：<2Mpa（可考慮間歇汽驅(qū)）

（3）高粘度區(qū)蒸汽驅(qū)注采參數(shù)設(shè)計(jì)：

中部粘度最高，儲(chǔ)層條件差，平均單井吞吐5輪，效果較差，油汽比低，蒸汽驅(qū)選擇難度大。應(yīng)在其它低粘度區(qū)成功實(shí)施的基礎(chǔ)上逐步擴(kuò)大粘度范圍。高粘度區(qū)域注汽速率和注汽干度也需提高，但是油藏壓力要保持較低水平，可以油井吞吐引效+間歇汽驅(qū)的方式。初步設(shè)計(jì)中部高粘度區(qū)域汽驅(qū)參數(shù)：

井網(wǎng)：反九點(diǎn)70m井距

轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)：直接轉(zhuǎn)驅(qū);

注汽速率：1.6t/d.ha.m以上;

采注比：1.2;

注汽干度：0.7以上;

油藏壓力：<2Mpa（適宜間歇汽驅(qū)）。