超稠油油藏蒸汽驱可行性分析

郑向鹏

摘要：本文通过对超稠油蒸汽驱实施界限进行研究，明确了超稠油可以实施蒸汽驱，得出了原油粘度是决定汽驱可行性的关键参数的结论。并对超稠油转驱注采参数进行了优化设计，为同类型油油藏开放提供了技术参考和借鉴。

关键词：超稠油   蒸汽驱  注采参數

超稠油油藏开放方式的选择有很多种，但根据研究区域油藏地质参数与蒸汽驱、SAGD、火烧油层方式油藏筛选标准对比后，从对比结果来看，SAGD开发方式油层单层厚度不够，火烧油层方式粘度过高，综合分析看，仅有蒸汽驱方式可能适用于研究区域。

将研究区域油藏条件与其它Kern River十井组、齐40先导试验、九6区较成功的蒸汽驱区块进行比对，可以看出研究区域油藏孔、渗、饱条件相对较差，且原油粘度较高，这些将不利于汽驱效果和最终采收率。受到低原始饱和度的影响，采收率较低，所以在蒸汽驱实施过程中，应该尽量优选纯油层实施蒸汽驱。

1、蒸汽驱实施界限研究

1.1基础模型建立情况

建立网格20×20×20共8000网格数的反九点蒸汽驱均值模型，模型基本参数参考实际油藏条件。

经过前期吞吐开发，油藏平均温度、压力和饱和度发生变化，根据前期研究发现，确定井间温度为35℃，近井区域略高，井间含油饱和度为0.65，近井地区为0.45，油藏压力有所降低，设置为1.0MPa。通过调整粘度，研究蒸汽驱开发合理的粘度界限。

1.2蒸汽驱粘度界限研究

粘度越高，驱油难度越大，注采压差越大，难以维持较高的采注比，模拟发现，粘度大于10×104mPa.s时，平均油藏压力超过4MPa（图12-1），且注入井井底流压超过7MPa，注汽井压力过高，可能超过破裂压力。因此该油藏与开发方式条件下合理的原油粘度界限为小于10×104mPa.s 。

1.3蒸汽驱厚度界限研究

（1）III类油藏高粘度厚度界限研究

高粘度开发过程中，稳产期较长，没有明显的高峰期，油汽比也相对平稳。然而稳产期相对滞后，采油速度也较慢。

研究发现当油层有效厚度需大于15m，才能保证较好的开发效果，油汽比能保持在0.1以上，低于15m，油汽比低于0.1。

同时，高粘度开发过程中发现，除了考虑极限油汽比，超稠油蒸汽驱注采压差特别高，蒸汽难以注入，地层压力过高，注汽干度过低，同时采油井难以采出，因此，需要考虑注采压差在合理范围内。

模拟结果显示：厚度越小，注汽压力越高。地层厚度大于30m，能缓解高粘度汽驱注采困难，然而依旧较难实施。

（2）II类油藏中粘度区域厚度界限

开发过程中，有一段稳产期，存在高峰期，后期递减相对较快。研究发现厚度越小，油汽比越低，当油层有效厚度需大于15m（净总比大于0.4），才能保证较好的开发效果，油汽比能保持在0.1以上较长时间，有一定稳产期。

（3）I类油藏低粘度厚度开发界限

低粘度开发过程中，初期产量较高，稳产期断，递减快。研究发现当油层有效厚度需大于12m（净总比大于0.3），才能保证较好的开发效果，油汽比能保持在0.1以上较长时间，低于10m产量维持困难。

1.3研究结论

①原油粘度是决定汽驱可行性的关键参数，建议在粘度小于10×104mpa.s区域（粘度<超稠油Ⅰ类），油层厚度大于10m区域开展蒸汽驱;

②区块低饱和度油层发育程度较高，汽驱后油藏最终采收率一般在35%以下，厚度允许的条件下，尽量在纯油层中开展蒸汽驱，以提高经济效益和采收率;

③高粘度区实施汽驱要尽可能放大采注比，防止井底憋压，发挥蒸汽汽化潜热作用，可以考虑间歇汽驱方式 ;

④I类低粘度油藏实施蒸汽驱，产量上升快，但递减较快，油层厚度越大稳产期越长，建议油层有效厚度大于10m;

⑤II类中粘度油藏，见效慢，稳产期较长，建议实施油层有效厚度大于15m;

⑥III类高粘度油藏，驱替困难，低采油速度条件下，需考虑到注采困难问题，实施油层有效厚度大于30m （目前不具备条件）。

2、蒸汽驱注采参数优化设计

由于部分区域已达吞吐开发中后期，为了提高采出程度，需要进行方式转换，目前蒸汽驱是首选的接替方式，本次研究利用实际模型对不同粘度的三个区域进行蒸汽驱开发优化设计，研究内容包括：

①转驱时机优化（从现阶段开始继续吞吐轮次）;

②井网优化（反五点70m井距、反五点100m井距、反九点70m井距）;

③注采参数优化（注汽速率、采注比、注汽干度）;

④考虑粘度影响（高、中、低粘度）。

2.1模型建立

模型基本参数根据北部I类油藏反九点模型建立，初始温度、压力、饱和度根据历史拟合结果确定。

目前北部模型单井平均吞吐5个周期，采出程度20.8%。基础参数与控制条件包括：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，截止条件为油汽比0.08。

2.2井网优化

优化三种井网类型：反五点70m井距（边井为生产井）、反五点100m井距（角井为生产井）、反九点70m井距（利用所有边井与角井）。

结果显示：100m井距反五点：油汽比最高，但生产初期排液能力有限，单井采液速度需达到50m3/d，注汽井注汽压力过高，单井注汽速度170m3/d，采注比难以保证，且蒸汽波及范围小于反九点;

70m井距反五点：采油速度最快，但控制储量较小，采出程度低;

70m井距反九点：采出程度最高，井利用率最高，采油速度快，控制储量大，采注比容易调控，70m井距反九点整体开发效果最好，为推荐井网类型。

2.3转驱时机优化

目前北部模型单井平均吞吐5个周期，采出程度20.8%，油汽比0.4，设计直接吞吐与继续吞吐1、2、3、4个周期转蒸汽驱，进行开发效果对比。

结果显示，直接转驱和继续吞吐一周期最终采出程度最高，且油汽比也非常接近，因此综合分析，继续吞吐1或2周期转驱效果最好，分析原因主要因为北部含油饱和度较大，粘度较低，吞吐阶段效果较好，5轮吞吐已经形成热连通，有较好的转驱基础。

2.4注采参数优化

分别对注汽速率（即注汽速度）、采注比、注汽干度进行优化。

（1）注汽速率

    对比注汽速率为0.8、1.2、1.6、2.0、2.4 t/d.ha.m的几个方案，即分别对应反九点注汽井注汽速度为40 、60、80、100、120 m3/d。

结果显示，不同注汽速度油汽比接近，注汽速率达到1.2t/（d.ha.m）以上效果基本接近，因此，推荐单井注汽速度达到60m3/d以上。分析原因可能由于该块埋藏较浅，油层厚度较大，粘度较低，热利用率较高，较低的注汽速率即可实现较好的开发效果。

  （2）采注比

对比采注比为0.8、0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4共七个方案，结果显示，采注比1.2明显好于其他方案。分析原因，采注比過低，压力较高，蒸汽无法有效扩展，蒸汽干度较低，热量传播不充分。采注比过高容易导致油层压力过低，造成注汽温度过低。因此，最佳采注比为1.2。

（3）注汽干度

对比注汽干度为0.1、0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7、0.8共八个方案。结果显示，干度达到0.4以上采出程度增加趋于平缓，因此为了保证开发效果，干度建议达到0.5以上。一般粘度越低，干度可以适当降低，较低的干度即可实现较好的开发效果。

3、蒸汽驱设计结果

（1）低粘度区蒸汽驱注采参数设计：

根据以上研究结果，对北部低粘度区蒸汽驱参数进行总结。

井网：反九点70m井距;

最佳转驱时机：继续吞吐1～2个周期;

注采参数：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）中等粘度区蒸汽驱注采参数设计：

南部井组吞吐不到2轮，采出程度仅2%左右，建议蒸汽驱选择粘度小于10×104mPa.s的区域开展。转驱前需要进行多轮吞吐预热，注汽速率和注汽干度也需要适当提高，但是要控制好油藏压力，可以考虑低采油速度条件下实施间歇汽驱。利用上述类似方法，优化南部中粘度区最佳汽驱方案：

井网： 反九点70m井距

转驱时机：继续吞吐4～6轮

注汽速率：1.4t/d.ha.m以上

采注比：1.2

注汽干度：0.6以上

油藏压力：<2Mpa（可考虑间歇汽驱）

（3）高粘度区蒸汽驱注采参数设计：

中部粘度最高，储层条件差，平均单井吞吐5轮，效果较差，油汽比低，蒸汽驱选择难度大。应在其它低粘度区成功实施的基础上逐步扩大粘度范围。高粘度区域注汽速率和注汽干度也需提高，但是油藏压力要保持较低水平，可以油井吞吐引效+间歇汽驱的方式。初步设计中部高粘度区域汽驱参数：

井网：反九点70m井距

转驱时机：直接转驱;

注汽速率：1.6t/d.ha.m以上;

采注比：1.2;

注汽干度：0.7以上;

油藏压力：<2Mpa（适宜间歇汽驱）。