常規(guī)稠油油藏吞吐后期加密調(diào)整提高采收率研究

喻高明，高 宇，盧 艷 （長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢430100）鄒 瑜 （中石油新疆油田分公司重油開發(fā)公司，新疆 克拉瑪依 834000）

常規(guī)稠油油藏吞吐后期加密調(diào)整提高采收率研究

喻高明，高 宇，盧 艷 （長(zhǎng)江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北武漢430100）
鄒 瑜 （中石油新疆油田分公司重油開發(fā)公司，新疆 克拉瑪依 834000）

紅淺1井區(qū)紅一6下侏羅統(tǒng)八道灣組 （J1b）稠油油藏位于準(zhǔn)噶爾盆地西北緣紅山嘴油田西北部，平均地面海拔340m，中深540m。共有生產(chǎn)井114口，由于注采參數(shù)不合理和設(shè)備損壞、就位不及時(shí)等問(wèn)題，目前僅開井12口，汽竄出砂嚴(yán)重，影響了油井的生產(chǎn)效果。針對(duì)該油藏逐步進(jìn)入蒸汽吞吐的高輪次階段，油井含水高，產(chǎn)能低，開采難度加大，產(chǎn)量遞減加快，開發(fā)效益下降等現(xiàn)狀，為了改善油藏整體開發(fā)效果，首先利用生產(chǎn)動(dòng)態(tài)資料并結(jié)合地質(zhì)研究成果，分析了影響吞吐效果的地質(zhì)開發(fā)因素及其規(guī)律，結(jié)果表明，有效厚度和滲透率是影響產(chǎn)量的關(guān)鍵因素，采注比低嚴(yán)重制約了油井吞吐效果；選擇該油藏代表性井組，利用正交設(shè)計(jì)和數(shù)值模擬方法對(duì)其進(jìn)行開發(fā)調(diào)整方案設(shè)計(jì)與指標(biāo)預(yù)測(cè)。研究表明，該油藏蒸汽吞吐生產(chǎn)后轉(zhuǎn)間歇蒸汽驅(qū)可以明顯改善開發(fā)效果。

稠油油藏；蒸汽吞吐；正交設(shè)計(jì)；數(shù)值模擬；加密調(diào)整

紅山嘴油田紅淺1井區(qū)紅一6下侏羅統(tǒng)八道灣組 （J1b）稠油油藏中深540m，沉積環(huán)境主要為辮狀河流相沉積，自上而下分為J1b1、J1b2、J1b3、J1b和J1b共5個(gè)小層，其中J1b2和J1為主要含油層位，砂體連續(xù)性較好，其余3個(gè)小層全區(qū)儲(chǔ)層不發(fā)育。全區(qū)平均油層厚度7.5m，平均孔隙度23%，滲透率一般在1～5000mD（平均576.2mD）屬于中孔中滲油藏。原油體積因數(shù)1.04；20℃下脫氣原油黏度為15000mPa·s，50℃下脫氣原油黏度為200～1460mPa·s，平均為520mPa·s。

經(jīng)過(guò)近20年的開發(fā)，目前平均吞吐輪次4.1。由于注采參數(shù)不合理、出砂、汽竄及設(shè)備損壞、就位不及時(shí)等因素，目前僅開井12口，油藏整體采出程度較低，僅為17.26%，累積油汽比0.24。從表1（去掉了部分誤差較大的井及斷層附近井?dāng)?shù)據(jù)）可以看出，各輪次生產(chǎn)回采水率及采注比均偏低，大量注入蒸汽變?yōu)樗疁粼诹说叵?，這是該區(qū)塊開發(fā)效果不理想的主要原因［1］。

表1 紅一6八道灣組蒸汽吞吐周期數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

1 最優(yōu)吞吐參數(shù)

所選的典型井組位于油藏中部，網(wǎng)格步長(zhǎng)為25m×25m，其地質(zhì)情況和生產(chǎn)特征均具有較強(qiáng)的代表性，包含22口井，采出程度18.19%，平均吞吐輪次3.7輪，與整體區(qū)塊十分接近。

由于目前油藏整體吞吐輪次較低，大部分井仍處于低輪次吞吐生產(chǎn)階段，所以仍然考慮以吞吐的形式繼續(xù)開發(fā)。這里采用正交設(shè)計(jì)的方法進(jìn)行分析，綜合考慮注汽強(qiáng)度 （A）、周期注汽強(qiáng)度 （B）、采液強(qiáng)度 （C）、井底蒸汽干度 （D）及燜井時(shí)間 （E）共5個(gè)因素［2，3］，結(jié)合目前生產(chǎn)實(shí)際以及對(duì)動(dòng)態(tài)分析的結(jié)果，進(jìn)行5因素4水平 （L16（45））的正交設(shè)計(jì)，預(yù)測(cè)再吞吐5個(gè)周期。表2為模擬結(jié)果。

表2 蒸汽吞吐正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)及試驗(yàn)結(jié)果

對(duì)以上16個(gè)試驗(yàn)的結(jié)果進(jìn)行各因素極差分析、單指標(biāo)方案優(yōu)選和多指標(biāo)綜合優(yōu)選后，得出最優(yōu)吞吐參數(shù)為：注汽強(qiáng)度35m3／（m·d），周期注汽強(qiáng)度450m3／m，采液強(qiáng)度1.6m3／（m·d），井底蒸汽干度0.7，燜井時(shí)間5d。預(yù)測(cè)井組繼續(xù)吞吐5周期，其開發(fā)預(yù)測(cè)結(jié)果為：生產(chǎn)時(shí)間2070d，方案產(chǎn)油44900m3，方案注汽261378m3，油汽比0.172，方案采出程度22.49%，最終采出程度40.58%。

2 吞吐轉(zhuǎn)驅(qū)研究

在以上最優(yōu)吞吐參數(shù)優(yōu)化的基礎(chǔ)上，采用4因素5水平 （（L25（54））的正交設(shè)計(jì)方法，考慮轉(zhuǎn)驅(qū)周期 （A′）、井底蒸汽干度 （B′）、注汽速度 （C′）和采注比 （D′）共4個(gè)因素［4，5］。考慮到J1b前期開發(fā)過(guò)程中，回采水率及采注比均較低，所以在設(shè)計(jì)時(shí)盡量增大其采注比以采出地層存水；并考慮現(xiàn)在立即轉(zhuǎn)驅(qū)的情況，所有汽驅(qū)方案均預(yù)測(cè)到2017年6月，即最優(yōu)吞吐方案結(jié)束時(shí)間點(diǎn)。表3為25個(gè)方案及其試驗(yàn)結(jié)果 （表中0代表現(xiàn)在立刻轉(zhuǎn)驅(qū)，1代表再吞吐1個(gè)周期后轉(zhuǎn)驅(qū)等）。

經(jīng)過(guò)分析，得到J1b最優(yōu)轉(zhuǎn)驅(qū)參數(shù)為再吞吐1個(gè)周期后轉(zhuǎn)驅(qū)，井底蒸汽干度取0.7，每口井注汽速度取60m3／d（由于J1b目前汽竄較為嚴(yán)重，所以在充分照顧累計(jì)產(chǎn)油量的基礎(chǔ)上注汽速度取比值），采注比取1.4。考慮到現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，在其他參數(shù)取最優(yōu)的情況下，同時(shí)預(yù)測(cè)井底蒸汽干度為0.5、0.6的開發(fā)指標(biāo)，結(jié)果見表4。由表4可以看出吞吐后轉(zhuǎn)驅(qū)采出程度有所提高。

表3 吞吐轉(zhuǎn)驅(qū)正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)及試驗(yàn)結(jié)果

表4 不同井底蒸汽干度下最優(yōu)汽驅(qū)參數(shù)開發(fā)指標(biāo)對(duì)比

3 井網(wǎng)加密及汽竄防治研究

從以上結(jié)果可以看出，轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)效果相比于吞吐優(yōu)勢(shì)并不明顯，這主要是由于部分區(qū)域井網(wǎng)并不完善以及轉(zhuǎn)驅(qū)后汽竄較為嚴(yán)重。所以在以上研究的基礎(chǔ)上，為了進(jìn)一步改善其開發(fā)效果，在模擬井組右下角井網(wǎng)不完善區(qū)域新打3口井，使之形成4個(gè)完整的反九點(diǎn)井網(wǎng)，采用以上吞吐及汽驅(qū)最優(yōu)參數(shù)，模擬了以下6種汽竄防治方案［6，7］。預(yù)測(cè)結(jié)果如表5。

1）連續(xù)注汽：不改變注汽方式繼續(xù)生產(chǎn)。

2）汽竄井轉(zhuǎn)注：根據(jù)模擬井組的采油井轉(zhuǎn)驅(qū)后的生產(chǎn)情況，將3口發(fā)生明顯汽竄的生產(chǎn)井 （h6044井、h6053井和h6077井）改為注汽井。

3）汽竄井間歇生產(chǎn)：分3口明顯汽竄井生產(chǎn)半年關(guān)井半年、生產(chǎn)1年關(guān)井半年兩種情況。

4）間歇注汽：據(jù)優(yōu)選的注汽速度結(jié)合該區(qū)前期研究結(jié)果，將注汽速度調(diào)整為120t／d，且采用注30d停30d的間歇注汽方式。

5）間歇注汽＋間歇生產(chǎn)：注汽井采用注30d停30d的間歇注汽方式，所有生產(chǎn)井在注汽井注汽時(shí)關(guān)井，停注時(shí)生產(chǎn)。

6）汽竄井限產(chǎn)：將3口發(fā)生明顯汽竄的生產(chǎn)井 （h6044井、h6053井和h6077井）降低配產(chǎn)，并

提高周圍低含水井產(chǎn)量。

表5 各控制汽竄方案結(jié)果對(duì)比

可以看出，間歇注汽方案對(duì)開發(fā)效果改善最為明顯，J1b蒸汽驅(qū)過(guò)程中明顯發(fā)生大面積汽竄以后，實(shí)施間歇汽驅(qū)是減緩汽竄的一種有效手段。

4 結(jié) 論

1）蒸汽吞吐或蒸汽驅(qū)參數(shù)對(duì)熱采效果影響顯著，J1b油藏?zé)岵尚Ч畹闹饕蚴遣勺⒈冗^(guò)低、回采水率低。

2）采用正交設(shè)計(jì)對(duì)稠油蒸汽吞吐及吞吐后轉(zhuǎn)驅(qū)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化篩選可以高效快速地得到其最優(yōu)參數(shù)組合，且可以分析各因素間的影響程度，避免了單一指標(biāo)優(yōu)化時(shí)的局限性。

3）若不采取防汽竄措施，J1b油藏吞吐后轉(zhuǎn)汽驅(qū)沒有優(yōu)勢(shì)；局部井網(wǎng)完善方案采用間歇注汽采出程度可達(dá)47.8%，比繼續(xù)吞吐方案提高約7個(gè)百分點(diǎn)、比連續(xù)汽驅(qū)方案提高約4個(gè)百分點(diǎn)，效果明顯。

［1］劉喜林 .難采儲(chǔ)量稠油開采技術(shù) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2003.

［2］王衛(wèi)紅，王經(jīng)榮 .稠油油藏蒸汽吞吐井注采參數(shù)優(yōu)化系統(tǒng) ［J］.石油勘探與開發(fā)，2004，31（2）：104～106.

［3］Alikhlalov K，Dindoruk B.Conversion of cyclic steam injection to continous steam injection［J］.SPE146612，2011.

［4］向祖平，張烈輝，馮國(guó)慶，等 .稠油油藏蒸汽驅(qū)方案優(yōu)化研究 ［J］.特種油氣藏，2005，12（1）：49～51.

［5］Cokar M，Michael S.Reservoir simulation of steam fracturing in early cycle cyclic steam stimulation［J］.SPE129686-MS，2010.

［6］Zheng Qiang，Liu Huiqing.Quantitative identification of steam breakthrough channel after steam flooding in heavy oil reservoirs［J］.SPE156989-MS，2012.

［7］Kimber，Deemer.A new analytical model for assessing the role of steam production in mature steam floods［J］.SPE29657-MS，1995.

［編輯］ 蕭 雨

Conventional Heavy Oil Reservoir Infilled Adjustment to Improve Oil Recovery at the Late Stage of Steam Soak

YU Gao-ming，GAO Yu，LU Yan，ZOU Yu （First Author' s Address：College of Petroleum Engineering，Yangtze University，Wuhan 430100，Hubei，China）

Heavy oil reservoir of Badaowan Formation in Hongyi 6Area of Wellblock Hongqian-1was located in the northwest of Hongshanzui Oilfield which was in the northwestern margin of Junggar Basin.Average ground level was 340m，and mid-depth was 540m.There were 114production wells.Because of the problems such as unreasonable injection-production parameters and damage of the equipment and not timely installation，currently there were only 12wells opened with serious steam channeling and sand production，which affected the oil production effect.In consideration of the situations of the reservoir gradually entering into the stage of high steam injection，high water-cut，low productivity，difficult production，rapid production decrease and low oil development profits，to improve development effect of the whole reservoir，production dynamic data were first used in combination with geologic research results.The result shows that the influence of geological development and effect factors and rules.Results show that the effective thickness and permeability are the key factors affecting the oil production，low injection-production ratio seriously restricts the steam soaking effect of oil well；representative well groups of the reservoir are chosen to carry on the development adjustment scheme design and index prediction with orthogonal design and numerical simulation method.The Research result shows that at the late stage of huff and puff production，intermittent steam flooding can significantly improve oil development effect.

heavy oil reservoir；steam soak；orthogonal design；numerical simulation；infilled adjustment

TE357.44

A

1000-9752（2012）12-0136-04

2012-09-03

喻高明 （1965-），男，1985年大學(xué)畢業(yè)，博士，教授，博士生導(dǎo)師，現(xiàn)主要從事油藏?cái)?shù)值模擬、油氣滲流理論及應(yīng)用、油氣田開發(fā)理論與方法方面的研究。