普通稠油油藏水驱转热采影响因素分析及解决对策

王可君 (中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营 257015)

普通稠油油藏水驱转热采影响因素分析及解决对策

王可君 (中石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营 257015)

针对普通稠油油藏长期注水开发后的原油物性变差、剩余油分布零散、水驱采收率低(小于20%)等问题，对水驱后转热采的必要性和可行性进行了深入探讨。以实际油藏参数为基础，利用数值模拟方法，建立了普通稠油油藏水驱后转热采的概念模型，并分析了不同的转驱时机、转驱压力和注汽干度对最终采收率的影响。数值模拟结果表明，在低含水期、低压力条件下转驱，采收率提高的幅度较大；较高的注汽干度可以提高蒸汽带在油层剖面上的扩展体积，从而提高采收率。此外，还针对转驱后如何避免水驱优势通道的影响、如何有效降低油藏压力、注汽过程中如何保证注汽干度等问题提出了相应的技术对策，从而为普通稠油油藏开发提供参考。

普通稠油；数值模拟；转驱压力；注汽干度；水驱通道

胜利油田地下原油粘度大于80mPa·s的注水开发的单元有79个，动用储量为3.08×108t，主要分布于孤岛、孤东、陈家庄和胜坨等油田。经过长期注水开发后主要面临以下问题[1]：①剩余油分布零散。具体表现为正韵律沉积油藏的上部、低渗带是剩余油的富集区。此外，小压力梯度带和温度冷却带也是原油的滞留区。②剩余油的粘度、密度增加，体积缩小，此外饱和压力下降。③油藏高含水。④水驱采收率低(小于20%)、采油速度低(小于1%)。为解决上述问题，应转换开发方式，从而进一步提高水驱后普通稠油的采收率。

稠油粘度对温度的敏感性较强，当温度低于90℃时，温度每升高10℃，粘度平均下降50%以上[2]。因此，蒸汽驱已经成为陆上油田进入高含水期保持稳产的重要措施之一，其主要开采机理是在该类油藏转为蒸汽驱后，借助蒸汽的超覆作用和热膨胀作用，可以大大提高油层纵向的波及体积，同时，借助高温蒸汽的降粘、蒸馏和裂解作用，提高原油的流动性和驱油效率，从而提高采收率。国外许多油田自20世纪60年代以来就开展了注水后期转热采的试验和研究，并取得了较好效果[3]。国内开展过水驱转热采的油田有新疆克拉玛依油田六东区和六中区、大庆油田萨北过渡带和朝阳沟及胜利油区的孤岛油田等，采收率的提高幅度也十分显著。但该方法并未在国内形成大规模的应用，主要原因是受水驱后油藏复杂性的影响，转热采时会遇到诸多问题。为此，笔者结合概念模型，研究了转驱时机、转驱压力和注汽干度对水驱后热采效果的影响，并提出了相应解决方法。

1 数值模拟研究

通过建立概念模型，研究转驱时机、转驱压力和注汽干度对水驱后热采效果的影响。数值模拟研究所利用的软件是CMG软件的STARS模块。该模块是一个考虑重力及毛细管力的三维三相稠油热采模拟软件，可以模拟三维空间油、气水共存系统的常规冷采和热采开发过程。

1.1模型参数

为了符合实际普通稠油油藏的开发特征，建立4000个网格(20×20×10)的概念模型。形成中间1口注水(汽)井、周围8口生产井反9点井网，其中4口边井和4口角井，注入井与生产井之比为1∶3。

1)油藏静态参数 井距200m；顶部深度1300m；有效厚度4m；孔隙度35%；渗透率(400～4000)×10-3μm2；原始含油饱和度67%；净总比为0.8。

2)模型流体参数 原始地层压力为13.09MPa；地下原油密度为0.92g/cm3；原油粘度为144～205.3mPa·s；50℃地面原油密度为0.9547～1.0606g/cm3；原油粘度为1399～12581mPa·s；凝固点为-12～20℃；含硫为0.44%～8.6%。

1.2影响因素分析

1)转驱时机 对水驱油藏转蒸汽驱的时机，文献[7]认为，虽然对某一特定油田，不论蒸汽驱开始时的水油比是50还是100，其最终水驱加蒸汽驱的原油采收率相同， 但在油藏全部开采过程中，若蒸汽驱开始早一些，蒸汽驱在经济上成功的可能性就大一些。一方面可以节省总用水量，另一方面可以缩短开发期，提高开发速度和经济效益。概念模型中，分别假设模型含水在85%、90%和95%转蒸汽驱，蒸汽驱开发的结束标准是油汽比低于极限油汽比0.1。计算结果如表1所示。从表1可以看出，转蒸汽驱越早，开发效果越好，后续提高采收率的幅度越大，如含水率在85%时转驱比在95%时转驱的采收率提高15%左右。

表1 不同转驱时机对采收率的影响

2)转驱压力 为了验证油藏压力对最终采收率的影响，在蒸汽驱前先进行了生产井的吞吐降压。具体措施是，先关闭注水井，以7t/h的注汽速度向生产井中注汽，周期注汽量为2500t，注5d，闷井5d后开井生产。当压力降至原始油藏压力的一半时停止吞吐,进行蒸汽驱。油藏压力对最终采收率的影响如表2所示。从表2可以看出，当压力降至油藏原始压力的一半时，采收率明显提高。主要原因是蒸汽体积膨胀的驱动效应能扩大油藏中蒸汽带的体积，而且能提高蒸汽波及系数，从而改善驱油效果。

表2 油藏压力对采收率的影响

表3 注汽干度对采收率的影响

3)注汽干度 在蒸汽驱中，注入地层的蒸汽是否得到有效利用和地层原油的粘度是否得到有效降低，直接取决于注入地层后的注汽干度。由于水驱后的稠油油藏原油物性变差，对注汽干度的要求更为苛刻。在概念模型中模拟了不同干度条件下的蒸汽驱情况，其结果如表3所示。从表3可以看出，注汽干度高，采收率越高；反之，注汽干度越低，采收率越低。

2 技术对策

2.1避开原有水驱通道使蒸汽均匀推进

图1 蒸汽驱后的饱和度场图

大多数稠油油藏为疏松砂岩油藏，经过长年注水开发后，由于渗透率差或流度比差异等因素的影响，出现了水驱优势通道。在稠油注蒸汽开发中，注入流体极易沿着原有的水驱优势通道推进，极大地降低了蒸汽的利用率。稠油蒸汽开采的经验表明，蒸汽的均匀推进是有效提高原油采收率的必要保证。如何避开原有的水驱通道，使注入蒸汽能够尽可能的波及到含油饱和度较高的区域，是目前水驱转热采过程中的一个难点问题。图1是建立的概念模型蒸汽驱后的饱和度场图，由图1可以看出，对于反9点井网，边井是最先被蒸汽突破的，而角井及其附近区域仍残留大量的剩余油，实际油藏中上述现象更加严重。对此采取如下解决对策。

1)优化井网组合和注汽参数 针对油田转驱区块内采出程度的差别，重新对油井进行分类组合，根据井组内的单井控制储量，通过给定的注汽速度计算井网内的单井排量和注汽井的注入量，从而保证蒸汽尽可能地均匀推进到井组内的每一口生产井。

2)加入惰性气体，堵水调剖 目前，国内外很多油田在蒸汽驱的同时加入了惰性气体如氮气、CO2等。这些气体大都有堵水不堵油、具有见水起泡、遇油消泡的特点，在一定程度上起到了堵水调剖的作用[5]。

2.2降低转驱压力，调整油藏采注比

经验表明，在满足一定产能的条件下，蒸汽驱的油藏压力越低越好，但由于许多稠油油藏埋藏较深，在实际注水开发过程中，采取了保压生产(即采注比保持1∶1)的措施，如果再加上边底水的作用，油藏压力很难降低，这直接影响了注蒸汽的效果。针对上述情况，可采取如下措施：

1)转驱前吞吐降压 为了降低油藏压力，在转驱前可进行多周期吞吐，充分利用油藏的弹性能量，把压力降至满足蒸汽驱要求的范围内。这样一方面利用油层高压提高注蒸汽开发的采油速度和油汽比，另一方面可降低油层压力、尽量多地采出油层中的残留注入水,同时通过对油层进行预热以有利于蒸汽驱开发[8-13]。

2)调整油藏采注比 在实际生产中，进行蒸汽驱时的油藏压力十分重要。若转驱时的油藏压力小于5.0MPa，但在蒸汽驱过程中采注比小于1.2，油藏压力就会上升；若转驱时油藏压力稍高于5.0MPa，但在蒸汽驱过程中采注比大于1.2，在较短时间内油藏压力会降至5.0MPa以下，这样可取得较好的开发效果。

2.3提高蒸汽利用率

分析概念模型注汽干度的模拟结果可以看出，对于水驱后高含水的稠油油藏来说，注入蒸汽在地层中的利用率很低，因为绝大部分热量被油层水所吸收，加之蒸汽在注入过程中的一部分热损失，真正用于驱替原油的热量很少。因此，提出以下措施：

1)蒸汽驱前采取强排措施 这样一方面可以排除地层存水，使注入蒸汽有效地加热地层原油，另一方面可以降低油藏压力，提高蒸汽在油藏中的干度和蒸汽比容，最终扩大波及体积。

2)对注采井采取隔热措施 由于注水油藏完井时没有考虑热采情况[7]，完井时没有进行预应力固井，油层套管、固井质量也不能满足热采的要求，因此如果转注蒸汽，首先要考虑油层套管和油井的安全问题。由于这样的井套管抗热应力的能力低，如果注汽时套管温度过高，势必造成油井套管的损坏。为了降低注汽时的套管温度，必须采取高效的井筒隔热技术。

3 应用效果

胜利油田孤岛南区中部Ng上3-6稠油层层多层薄，隔层厚度大，其中Ng上5-6稠油层水驱采收率低，动用程度差[12]。2002～2010年,针对孤岛南区中部Ng上5-6稠油层通过转换开始实施低效水驱转热采技术，优化井网形式，部署新井115口，年新增产能21.8×104t,新增可采储量201.6×104t,提高采收率14.5%，取得了明显的开发效果。

4 结 语

普通稠油油藏长年水驱后，面临原油物性差、含水高、剩余油分布零散等问题。结合概念模型，研究了转驱时机、转驱压力和蒸气干度对水驱后热采效果的影响，并提出了相应解决方法，即避开原有水驱通道使蒸汽均匀推进、降低转驱压力和提高蒸汽利用率。

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[编辑] 李启栋

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.02.021

TE357.44

A

1673-1409(2012)02-N067-03

2011-11-08

王可君(1984-)，女，2006年大学毕业，硕士，助理工程师，现主要从事稠油油藏开发方面的研究工作。