乐安油田草20区块边水稠油油藏水平井注汽量优化技术研究与应用

冯庆伟，杨玉珍，万惠平，许德广，殷方好，王金芝

（1.中国石化胜利油田分公司现河采油厂，山东东营 257000；2.中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院；3.山东省稠油开采技术省级重点实验室）

乐安油田草 20区块西北部是典型的边底水稠油油藏，油藏平均渗透率（1 000～3 000）×10-3μm2，孔隙度10%～30%，泥质含量6.2%～8.9%，原始含油饱和度65%，油层厚度6～10 m。

草 20区块目前有水平井 34口，水平段长度150～250 m，平均单井日产液33.5 t，单井日产油1.9 t，综合含水94.3%，平均动液面209 m。该区块多轮次吞吐后，水平段热量分布不均、造成储层动用不均衡，油汽比逐年下降，因此，需要开展原油的黏–温[1-2]、相对渗透率的测试及原油在储层中流动能力[3]的实验研究，然后根据动用程度、储层物性、边底水侵入程度等变化因素对储层需要的热量进行优化，提升开发效益。

1 草20区块油藏的渗流特征

1.1 实验材料与方法

1.1.1 实验样品与装置

实验样品（稠油）取自草20区块，密度为0.991 7 g/cm3；岩心孔隙度为28.8%，渗透率为1 860×10–3μm2，。

启动压力及油水相对渗透率测试装置主要由岩心部分、注入部分和采出部分等组成（图1），渗流实验在Memmert UF450型恒温箱中完成。稠油的黏–温曲线由Brookfield DV–III+黏度–流变仪测量得到。

图1 岩心驱替实验流程

1.1.2 实验方法

（1）不同温度下的启动压力梯度测定步骤： ①以一定流量（0.01 mL/min）水驱地层，测定渗透率；②某一温度下，先以0.001 mL/min的速度用原油驱替至驱出水量不再增加（回压要大于该温度下的饱和蒸汽压），然后加大排量至某一最大注入压力驱至地层条件下的束缚水饱和度；③停泵，卸掉岩心上游压力，恒温状态下老化24 h；④以0.001 mL/min的速度油驱，待岩心出口端有原油流出后，停泵，观察入口端压力表读数变化情况。然后记录稳定后的压力读数，此压力即为最小启动压力，计算最小启动压力梯度；⑤调整泵的排量，每一流量下待岩心两端压力稳定后记录压差、流量。⑥绘制启动压力梯度随流速的关系曲线；⑦改变实验温度，重复实验步骤②～⑥。

（2）相对渗透率曲线测定的实验步骤：①填制岩心、抽真空，抽真空压力达10–3MPa后再连续抽1～2 h，然后饱和水条件下，计算岩心孔隙体积和孔隙度；②在实验设定温度和饱和油条件下，测定该束缚水饱和度下的油相渗透率；③在实验设定的温度条件下，以恒定的注入速度，进行岩心驱替实验，记录实验时间、注入压差和流速、岩心入口压力、岩心出口压力、产油量、产液量等；④当含水率达到99.5%以上，压差稳定后，测定残余油状态下的水相（蒸汽相）渗透率。⑤应用数值模拟方法计算油水相对渗透率[4-5]。

1.2 实验结果分析

1.2.1 原油黏–温特性

原油的黏–温曲线显示（图2），草20区块原油在50 ℃时黏度为30 000～100 000 mPa·s，属于特–超稠油。低温下黏度很大，基本没有流动性，对温度具有较强的敏感性，随着温度的增加，其黏度大幅下降。温度大于70 ℃后，原油黏度下降幅度明显变慢。

图2 原油黏–温曲线

1.2.2 启动压力梯度

稠油油藏的主要特征是原油黏度大，油中富含胶质、沥青质等高分子化合物。由于受温度、储层渗透率、边界层、压差等因素的影响，稠油油藏渗流规律复杂，最显著的特征是稠油的渗流不符合达西定律。实验测定了该区块脱水原油在不同温度下的启动压力梯度。

从图3可以看出，温度越低，启动压力梯度越大。分析认为，温度越低，稠油黏度越大，流体渗流所需克服的阻力也越大；随温度增加，启动压力梯度下降；温度达到110 ℃，启动压力梯度接近于零，流动能力增强。

1.2.3 油水相对渗透率

图3 启动压力梯度与温度的关系

为了考察温度对油水相渗的影响，进行了不同温度下的油–水相对渗透率测试，并进行油水相对渗透率计算。

图4显示，岩心油–水相对渗透率曲线呈现如下特征：①随温度升高，岩心的束缚水饱和度逐渐增加。分析认为，温度升高导致油相流动性增加，从而使原来吸附在岩石表面的原油逐渐解吸；水分子的聚集使得岩石表面的润湿性逐渐向亲水转变，水油界面张力降低，小孔中充满水，其中的油被驱替出来，导致束缚水饱和度增加，残余油饱和度降低，两相共渗区逐渐减小。②油相相对渗透率曲线较陡、下降速度快，水相相对渗透率上升缓慢。分析认为，主要是草20区块原油与水的流度比较大，造成较大的流动阻力，使得水相相对渗透率曲线增幅平缓，而油相相对渗透率曲线降幅很快[6-8]。

图4 不同温度下相渗曲线

低温时，油水两相共渗范围较窄，等渗点较低。随温度升高，油水两相共渗范围变宽，等渗点有所升高，原油渗流能力增强。

2 “三场”展布规律

应用稠油油藏数值模拟软件，对研究区域进行开发动态的跟踪模拟，并据此进行相应的开发技术政策研究。

2.1 模型建立及历史拟合

根据草 20区块边水稠油油藏典型井的数据建立地质模型。依据前期对该井附近边水的认识以及在拟合过程中对能量的来源分析，设置数值水体+解析水体相结合的方法，保证了边水水体的准确性。

2.2 不同周期“三场”分布规律

利用地质模型计算结果，对以往周期生产过程中的“三场”分布规律进行分析，为储层需要的热量优化奠定基础。

2.2.1 压力场分布规律

从周期内压力场的变化情况可以看出，吞吐前3个周期，边水未影响，周期内压力逐渐降低；多轮次注入后，边水有能量补充，周期内压力先下降后上升；周期内压力场总是先降低后升高，说明边水的侵入起到了能量补充的作用（图5）。

2.2.2 温度场分布规律

各周期注汽结束后的温度场显示，吞吐初期，随着原油的不断产出，井底周围含油饱和度减小，注汽时更有利于温度场扩散，蒸汽的加热范围不断增加（图6）。

图6 各周期注汽结束后温度场分布

2.2.3 含油饱和度分布规律

周期结束后饱和度场显示，第3周期从水平井A端开始有底水侵入，到第5，6周期，底水均有脊进现象（图7）。

图7 各周期生产结束后含油饱和度

3 储层需要热量的优化

3.1 水平井吞吐转周时机优化

利用草 20–平 37井所建立的地质模型，选取含水率为94%，95%，96%，97%四种情况，通过对比第七和第八两个周期的产油量，优选最佳转周时机（表1）。

表1 不同转周时机周期生产情况对比

转周时机优化时，考虑周期内、周期间的开发规律，按照前后两个周期产油量最大化的原则，优化转周时机，提高热利用率和效益。对比前后两个周期的产油量，结合周期生产效益，可以看出，含水率为95%～96%时，为最佳转周时机。

3.2 水平井吞吐储层热量需求的优化

在转周时机为含水率 95.5%的条件下，通过数值模拟得到了该井第七周期不同热量下的产油量（表2）。

当热量增加到一定水平以后，产量增幅变缓，油汽比呈下降态势。在50 USD/bbl油价条件下，当井底热焓值为508 000×104kJ时，增加注汽量的投入费用与增加产出油的收益相等，该热量即为效益最大化时储层的热量需求。

表2 不同井底热焓值第七周期生产情况对比

按照以上的优化方法，结合三场变化，对不同周期的储层需要的热量进行了优化，得到了不同周期储层需要热量优化模板（图8）。在吞吐初期，边水影响小，井底压力不断降低，注汽强度需要不断增加，每米油层需要的热量不断增大；边水入侵后，井底压力趋于稳定，为了防止边水大规模入侵，储层需要的热量也随之趋于稳定。

图8 储层需要的热量优化模板

4 现场应用

在室内物模研究、数学建模的基础上，通过“三场”展布规律研究，确定草20区块某水平井本周期储层需要的热量为505 000×104kJ；同时采用B级隔热管、隔热管接箍配套隔热衬套、加深隔热管下深等手段减少井筒热损失，地面提升注汽干度至86%时注汽。通过井筒热力学计算，最终优化井口注汽量为2 228 t，注汽速度12.5 t/h，实现按需注汽。从生产效果上看，本周期生产238 d，延长48 d；排水期16 d，缩短3 d；累计产油1 287 t，增加508 t；油汽比0.58，提高0.29，效果显著。

2017年以来，在草 20区块边底水油藏累计实施注汽量优化20井次，平均单井注汽2 095 t，平均周期注汽量减少210 t，阶段产油327 t，较上周期同期增油31 t，油汽比提高了0.04。

5 结论

（1）草20区块原油对温度具有较强的敏感性，温度大于70 ℃后，原油黏度下降幅度明显变慢。随温度增加，启动压力梯度下降。温度达到 110 ℃，启动压力梯度接近于零，流动能力增强。

（2）“三场”展布规律研究表明，草20区块边水稠油油藏多轮次吞吐后，边水存在入侵的现象，水平段动用不均衡，通过油藏数值模拟，可以准确预测不同周期储层热量的需求。

（3）草20区块边水稠油油藏在吞吐初期，边水影响小，井底压力不断降低，注汽强度不断增加，每米油层需要的热量不断增大；经多轮次吞吐边水入侵后，井底压力趋于稳定，为防止大规模边水入侵，储层需要的热量也随之趋于稳定。现场应用取得了较好的效果。