稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

吴景春，王宝琦

（东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室， 黑龙江 大庆 163318）

稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

吴景春，王宝琦

（东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室， 黑龙江 大庆 163318）

从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后，最适宜的转驱方式，通过数值模拟的方法，比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果，对比得出了320 ℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法，确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网，井距90 m，最优注采参数为：注汽速度50 t/d，采注比1.2，井底蒸汽干度0.5。

蒸汽吞吐后期；转换开发方式；蒸汽驱；提高采收率

随着中国稠油油藏开发技术水平的提高，稠油油藏蒸汽吞吐后转驱开发已成为大幅提高采收率的重要开发方式。因此，研究蒸汽吞吐后不同驱替方式对开发效果的影响程度，对选择开发方式和进一步提高稠油油藏采收率具有十分重要的意义。稠油油藏进行热采开采的特点是高技术、高投入、高速度、高耗能，能否取得高效益、高水平，其中重要的一方面就是油藏的地质条件。筛选适合热采的稠油油藏地质条件可以降低热采开发风险、提高经济效益。为此本文以C区块稠油油藏为例，通过数值模拟方法，研究稠油油藏不同驱替方式的驱油效果，以期为矿场实施提供一定的参考和指导［1-7］。

1 C油藏基本情况

C油田地势较平坦，地面海拔125～185 m。油藏温度为30 ℃。储层孔隙度较高，在16%～27%之间，平均21.3%。渗透率范围为40～250 mD，平均105.6 mD。有效厚度平均12.5 m；净总厚度比0.145～0.263，平均0.203。油藏温度条件下，C油藏原油粘度高达836 mPa·s，属于普通稠油。但是，原油对温度非常敏感，50 ℃时原油粘度降为10.5 mPa·s。可知，油藏温度条件下（30 ℃），C油藏原油粘度高达 762.75 mPa·s，属于普通稠油。但是，原油对温度非常敏感，50 ℃时原油粘度降为10.75 mPa·s，结合第一章中油藏热采筛选标准，可以初步判断，原油粘度高，常规水驱开发并不可行，热力开采是实现其有效动用的较合适技术。研究区原油粘度较高，常规生产条件下单井产液量低，必须先开展蒸汽吞吐，提高近井地带加热效果，有效提高生产井单井产液速度。

2 高温驱替数值模拟分析

运用CMG软件的STARS模块开展蒸汽吞吐6周期后转接不同温度水驱与蒸汽驱驱替效果数值模拟对比研究，本次研究的基本理论模型参数如表1。网格大小35×41×10，DX=DY=5 m，DZ=5 m。

表1 数值模拟理论模型参数Table 1 The parameters of numerical simulation theory

根据常规热采模拟设计原则，热水驱模拟限制条件为含水率95%。利用单井组数值模拟预测了蒸汽吞吐转热水驱、转蒸汽驱2种方式的开发效果。分析过程中是以热水见效后含水率 95%为限制条件。开展了80、160、230 ℃不同温度热水驱及300、320 ℃模拟，与常规水驱（30 ℃）30年结果对比，模拟结果统计见表2。

可见，与常规水驱相比，热水驱采收率（含水95%）可增加10%以上，累积产油量明显增加，生产时间也有所缩短。虽然整体开发效果有所改善，但生产井单井产量仍然比较低。对比转蒸汽驱与转热水驱的模拟，结果表明，转蒸汽驱方式的采收率较高，这是因为蒸汽驱加热效果更好。随注入蒸汽温度升高，采收率增加，320 ℃蒸汽驱采收率达到43.7%，生产时间也进一步缩短，因此推荐采月320 ℃蒸汽驱。

表2 不同温度热水驱、蒸汽驱开发效果Table 2 The effect of Steam drive development at different temperature

3 蒸汽驱注入参数优化

3.1 热采单井产液能力分析

为合理的计算热采过程中的产液能力，这里使用油藏工程论证方法，从吞吐阶段的加热半径入手，确定加热区的范围，进而确定单井产液能力。

计算热采加热半径公式为：

式中：is— 蒸汽注入速率，kg/h；

hm— 注入蒸汽的焓，kJ/kg；

h — 油层厚度，m；

Mr—油层热容量，kJ/（m3· ）℃；

as—顶底层热扩散系数，m2/h；

λs—顶底层岩石导热系数，kJ/（h·m·）℃；

Ts，Tr— 蒸汽温度和原始地层温度，℃。

通过计算，C油藏蒸汽吞吐加热半径与吞吐轮次关系如图1所示。

图1 C油藏加热半径与吞吐轮次关系Fig.1 The relationship between turns of steam stimulation and heating radius

热采产量公式：

综合分析可知研究区油藏产液速度可达 18～23 m3/d。

3.2 井网井距优选

依据单井产液能力分析结果，设定采注比为1:2。考虑到井底蒸汽干度对注汽速度的限制（注汽速度不能低于35 t/d），分析认为，五点井网和反七点法井网注汽速度低，不能满足井底蒸汽干度要求，因此不可行。选用反九点法井网方式。

表3 单井产液能力计算不同井网条件下的注汽速度Table 3 Single well production capacity calculation under the condition of different well pattern of steam injection rate

4 结 论

（1）当蒸汽吞吐开发到了后期，继续蒸汽吞吐面临诸多困难，转换开发方式势在必行。

（2）理论计算和数值模拟表明，蒸汽驱是C油藏蒸汽吞吐后合适的开发方式，通过转换蒸汽驱开发方式，最终采收率可以达到42%以上。

（3）油藏工程研究结果表明，反九点井网是 C油藏蒸汽驱驱开发的合理井网形式。

［1］何万军， 鲍海娟， 马鸿， 杨柳. 超稠油油藏小井距蒸汽吞吐转蒸汽驱先导试验［J］. 特种油气藏， 2014（04）: 130-133+157.

［2］刘荣光， 陈敏杰， 鄢宇杰， 刘敏. 井楼油田特稠油油藏蒸汽吞吐转蒸汽驱注采参数优化［J］. 内蒙古石油化工， 2010， 22: 146-147.

［3］韩鑫， 谭苗， 龙安杰. 特稠油油藏吞吐后转蒸汽驱方案研究［J］. 中国石油和化工标准与质量， 2013（03）: 160.

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［5］王长久， 刘慧卿， 郑强. 稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式优选及注采参数优化［J］. 特种油气藏， 2013（03）: 72-75+154.

［6］杨公鹏. 齐40块蒸汽驱油藏深部调驱机理与实用技术研究［D］. 大庆：东北石油大学， 2013.

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Research on Production Method in Late Period of Heavy Oil Steam Huff and Puff

WU Jing-chun，WANG Bao-qi
（Key laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry ， Northeast petroleum University，Heilongjiang Daqing 163318，China）

On the basis of the geologic factors of the reservoir C， the best way of reservoir production was studied after the heavy oil reservoir C has been exploited with the cyclic steam stimulation in several times. Hot water flooding and steam flooding at different temperature were numerically simulated. The results show that the best way to succeed cyclic steam soak is the 320 ℃ steam flooding. The best well pattern is the reversed nine point well pattern with a 90 m- well spacing，and the best steam injection rate is 50 t/d ，and the best production-injection ratio is at 1.2， the best steam quality is at 0.5.

The late stage of cyclic steam； Development fashion transformation； Steam flooding； Enhanced oil recovery

TE 357

A

1671-0460（2015）12-2864-02

2015-08-06

吴景春（1968-），男，黑龙江大庆人，教授，2006年获东北石油大学油气田开发工程专业博士学位，研究方向：油气田开发、提高采收率原理与技术。E-mail：w6529@163.com。

王宝琦（1989-），男，在读硕士研究生，就读于东北石油大学油气田开发工程专业，研究方向：提高采收率原理与技术。E-mail：28377204@qq.com。