普通稠油油藏水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采影響因素分析及解決對策

王可君 (中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015)

普通稠油油藏水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采影響因素分析及解決對策

王可君 (中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015)

針對普通稠油油藏長期注水開發(fā)后的原油物性變差、剩余油分布零散、水驅(qū)采收率低(小于20%)等問題，對水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱采的必要性和可行性進行了深入探討。以實際油藏參數(shù)為基礎(chǔ)，利用數(shù)值模擬方法，建立了普通稠油油藏水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱采的概念模型，并分析了不同的轉(zhuǎn)驅(qū)時機、轉(zhuǎn)驅(qū)壓力和注汽干度對最終采收率的影響。數(shù)值模擬結(jié)果表明，在低含水期、低壓力條件下轉(zhuǎn)驅(qū)，采收率提高的幅度較大；較高的注汽干度可以提高蒸汽帶在油層剖面上的擴展體積，從而提高采收率。此外，還針對轉(zhuǎn)驅(qū)后如何避免水驅(qū)優(yōu)勢通道的影響、如何有效降低油藏壓力、注汽過程中如何保證注汽干度等問題提出了相應(yīng)的技術(shù)對策，從而為普通稠油油藏開發(fā)提供參考。

普通稠油；數(shù)值模擬；轉(zhuǎn)驅(qū)壓力；注汽干度；水驅(qū)通道

勝利油田地下原油粘度大于80mPa·s的注水開發(fā)的單元有79個，動用儲量為3.08×108t，主要分布于孤島、孤東、陳家莊和勝坨等油田。經(jīng)過長期注水開發(fā)后主要面臨以下問題[1]：①剩余油分布零散。具體表現(xiàn)為正韻律沉積油藏的上部、低滲帶是剩余油的富集區(qū)。此外，小壓力梯度帶和溫度冷卻帶也是原油的滯留區(qū)。②剩余油的粘度、密度增加，體積縮小，此外飽和壓力下降。③油藏高含水。④水驅(qū)采收率低(小于20%)、采油速度低(小于1%)。為解決上述問題，應(yīng)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，從而進一步提高水驅(qū)后普通稠油的采收率。

稠油粘度對溫度的敏感性較強，當(dāng)溫度低于90℃時，溫度每升高10℃，粘度平均下降50%以上[2]。因此，蒸汽驅(qū)已經(jīng)成為陸上油田進入高含水期保持穩(wěn)產(chǎn)的重要措施之一，其主要開采機理是在該類油藏轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)后，借助蒸汽的超覆作用和熱膨脹作用，可以大大提高油層縱向的波及體積，同時，借助高溫蒸汽的降粘、蒸餾和裂解作用，提高原油的流動性和驅(qū)油效率，從而提高采收率。國外許多油田自20世紀60年代以來就開展了注水后期轉(zhuǎn)熱采的試驗和研究，并取得了較好效果[3]。國內(nèi)開展過水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采的油田有新疆克拉瑪依油田六東區(qū)和六中區(qū)、大慶油田薩北過渡帶和朝陽溝及勝利油區(qū)的孤島油田等，采收率的提高幅度也十分顯著。但該方法并未在國內(nèi)形成大規(guī)模的應(yīng)用，主要原因是受水驅(qū)后油藏復(fù)雜性的影響，轉(zhuǎn)熱采時會遇到諸多問題。為此，筆者結(jié)合概念模型，研究了轉(zhuǎn)驅(qū)時機、轉(zhuǎn)驅(qū)壓力和注汽干度對水驅(qū)后熱采效果的影響，并提出了相應(yīng)解決方法。

1 數(shù)值模擬研究

通過建立概念模型，研究轉(zhuǎn)驅(qū)時機、轉(zhuǎn)驅(qū)壓力和注汽干度對水驅(qū)后熱采效果的影響。數(shù)值模擬研究所利用的軟件是CMG軟件的STARS模塊。該模塊是一個考慮重力及毛細管力的三維三相稠油熱采模擬軟件，可以模擬三維空間油、氣水共存系統(tǒng)的常規(guī)冷采和熱采開發(fā)過程。

1.1模型參數(shù)

為了符合實際普通稠油油藏的開發(fā)特征，建立4000個網(wǎng)格(20×20×10)的概念模型。形成中間1口注水(汽)井、周圍8口生產(chǎn)井反9點井網(wǎng)，其中4口邊井和4口角井，注入井與生產(chǎn)井之比為1∶3。

1)油藏靜態(tài)參數(shù) 井距200m；頂部深度1300m；有效厚度4m；孔隙度35%；滲透率(400～4000)×10-3μm2；原始含油飽和度67%；凈總比為0.8。

2)模型流體參數(shù) 原始地層壓力為13.09MPa；地下原油密度為0.92g/cm3；原油粘度為144～205.3mPa·s；50℃地面原油密度為0.9547～1.0606g/cm3；原油粘度為1399～12581mPa·s；凝固點為-12～20℃；含硫為0.44%～8.6%。

1.2影響因素分析

1)轉(zhuǎn)驅(qū)時機 對水驅(qū)油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的時機，文獻[7]認為，雖然對某一特定油田，不論蒸汽驅(qū)開始時的水油比是50還是100，其最終水驅(qū)加蒸汽驅(qū)的原油采收率相同， 但在油藏全部開采過程中，若蒸汽驅(qū)開始早一些，蒸汽驅(qū)在經(jīng)濟上成功的可能性就大一些。一方面可以節(jié)省總用水量，另一方面可以縮短開發(fā)期，提高開發(fā)速度和經(jīng)濟效益。概念模型中，分別假設(shè)模型含水在85%、90%和95%轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，蒸汽驅(qū)開發(fā)的結(jié)束標(biāo)準(zhǔn)是油汽比低于極限油汽比0.1。計算結(jié)果如表1所示。從表1可以看出，轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)越早，開發(fā)效果越好，后續(xù)提高采收率的幅度越大，如含水率在85%時轉(zhuǎn)驅(qū)比在95%時轉(zhuǎn)驅(qū)的采收率提高15%左右。

表1 不同轉(zhuǎn)驅(qū)時機對采收率的影響

2)轉(zhuǎn)驅(qū)壓力 為了驗證油藏壓力對最終采收率的影響，在蒸汽驅(qū)前先進行了生產(chǎn)井的吞吐降壓。具體措施是，先關(guān)閉注水井，以7t/h的注汽速度向生產(chǎn)井中注汽，周期注汽量為2500t，注5d，悶井5d后開井生產(chǎn)。當(dāng)壓力降至原始油藏壓力的一半時停止吞吐,進行蒸汽驅(qū)。油藏壓力對最終采收率的影響如表2所示。從表2可以看出，當(dāng)壓力降至油藏原始壓力的一半時，采收率明顯提高。主要原因是蒸汽體積膨脹的驅(qū)動效應(yīng)能擴大油藏中蒸汽帶的體積，而且能提高蒸汽波及系數(shù)，從而改善驅(qū)油效果。

表2 油藏壓力對采收率的影響

表3 注汽干度對采收率的影響

3)注汽干度 在蒸汽驅(qū)中，注入地層的蒸汽是否得到有效利用和地層原油的粘度是否得到有效降低，直接取決于注入地層后的注汽干度。由于水驅(qū)后的稠油油藏原油物性變差，對注汽干度的要求更為苛刻。在概念模型中模擬了不同干度條件下的蒸汽驅(qū)情況，其結(jié)果如表3所示。從表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 技術(shù)對策

2.1避開原有水驅(qū)通道使蒸汽均勻推進

圖1 蒸汽驅(qū)后的飽和度場圖

大多數(shù)稠油油藏為疏松砂巖油藏，經(jīng)過長年注水開發(fā)后，由于滲透率差或流度比差異等因素的影響，出現(xiàn)了水驅(qū)優(yōu)勢通道。在稠油注蒸汽開發(fā)中，注入流體極易沿著原有的水驅(qū)優(yōu)勢通道推進，極大地降低了蒸汽的利用率。稠油蒸汽開采的經(jīng)驗表明，蒸汽的均勻推進是有效提高原油采收率的必要保證。如何避開原有的水驅(qū)通道，使注入蒸汽能夠盡可能的波及到含油飽和度較高的區(qū)域，是目前水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采過程中的一個難點問題。圖1是建立的概念模型蒸汽驅(qū)后的飽和度場圖，由圖1可以看出，對于反9點井網(wǎng)，邊井是最先被蒸汽突破的，而角井及其附近區(qū)域仍殘留大量的剩余油，實際油藏中上述現(xiàn)象更加嚴重。對此采取如下解決對策。

1)優(yōu)化井網(wǎng)組合和注汽參數(shù) 針對油田轉(zhuǎn)驅(qū)區(qū)塊內(nèi)采出程度的差別，重新對油井進行分類組合，根據(jù)井組內(nèi)的單井控制儲量，通過給定的注汽速度計算井網(wǎng)內(nèi)的單井排量和注汽井的注入量，從而保證蒸汽盡可能地均勻推進到井組內(nèi)的每一口生產(chǎn)井。

2)加入惰性氣體，堵水調(diào)剖 目前，國內(nèi)外很多油田在蒸汽驅(qū)的同時加入了惰性氣體如氮氣、CO2等。這些氣體大都有堵水不堵油、具有見水起泡、遇油消泡的特點，在一定程度上起到了堵水調(diào)剖的作用[5]。

2.2降低轉(zhuǎn)驅(qū)壓力，調(diào)整油藏采注比

經(jīng)驗表明，在滿足一定產(chǎn)能的條件下，蒸汽驅(qū)的油藏壓力越低越好，但由于許多稠油油藏埋藏較深，在實際注水開發(fā)過程中，采取了保壓生產(chǎn)(即采注比保持1∶1)的措施，如果再加上邊底水的作用，油藏壓力很難降低，這直接影響了注蒸汽的效果。針對上述情況，可采取如下措施：

1)轉(zhuǎn)驅(qū)前吞吐降壓 為了降低油藏壓力，在轉(zhuǎn)驅(qū)前可進行多周期吞吐，充分利用油藏的彈性能量，把壓力降至滿足蒸汽驅(qū)要求的范圍內(nèi)。這樣一方面利用油層高壓提高注蒸汽開發(fā)的采油速度和油汽比，另一方面可降低油層壓力、盡量多地采出油層中的殘留注入水,同時通過對油層進行預(yù)熱以有利于蒸汽驅(qū)開發(fā)[8-13]。

2)調(diào)整油藏采注比 在實際生產(chǎn)中，進行蒸汽驅(qū)時的油藏壓力十分重要。若轉(zhuǎn)驅(qū)時的油藏壓力小于5.0MPa，但在蒸汽驅(qū)過程中采注比小于1.2，油藏壓力就會上升；若轉(zhuǎn)驅(qū)時油藏壓力稍高于5.0MPa，但在蒸汽驅(qū)過程中采注比大于1.2，在較短時間內(nèi)油藏壓力會降至5.0MPa以下，這樣可取得較好的開發(fā)效果。

2.3提高蒸汽利用率

分析概念模型注汽干度的模擬結(jié)果可以看出，對于水驅(qū)后高含水的稠油油藏來說，注入蒸汽在地層中的利用率很低，因為絕大部分熱量被油層水所吸收，加之蒸汽在注入過程中的一部分熱損失，真正用于驅(qū)替原油的熱量很少。因此，提出以下措施：

1)蒸汽驅(qū)前采取強排措施 這樣一方面可以排除地層存水，使注入蒸汽有效地加熱地層原油，另一方面可以降低油藏壓力，提高蒸汽在油藏中的干度和蒸汽比容，最終擴大波及體積。

2)對注采井采取隔熱措施 由于注水油藏完井時沒有考慮熱采情況[7]，完井時沒有進行預(yù)應(yīng)力固井，油層套管、固井質(zhì)量也不能滿足熱采的要求，因此如果轉(zhuǎn)注蒸汽，首先要考慮油層套管和油井的安全問題。由于這樣的井套管抗熱應(yīng)力的能力低，如果注汽時套管溫度過高，勢必造成油井套管的損壞。為了降低注汽時的套管溫度，必須采取高效的井筒隔熱技術(shù)。

3 應(yīng)用效果

勝利油田孤島南區(qū)中部Ng上3-6稠油層層多層薄，隔層厚度大，其中Ng上5-6稠油層水驅(qū)采收率低，動用程度差[12]。2002～2010年,針對孤島南區(qū)中部Ng上5-6稠油層通過轉(zhuǎn)換開始實施低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采技術(shù)，優(yōu)化井網(wǎng)形式，部署新井115口，年新增產(chǎn)能21.8×104t,新增可采儲量201.6×104t,提高采收率14.5%，取得了明顯的開發(fā)效果。

4 結(jié) 語

普通稠油油藏長年水驅(qū)后，面臨原油物性差、含水高、剩余油分布零散等問題。結(jié)合概念模型，研究了轉(zhuǎn)驅(qū)時機、轉(zhuǎn)驅(qū)壓力和蒸氣干度對水驅(qū)后熱采效果的影響，并提出了相應(yīng)解決方法，即避開原有水驅(qū)通道使蒸汽均勻推進、降低轉(zhuǎn)驅(qū)壓力和提高蒸汽利用率。

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[編輯] 李啟棟

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年大學(xué)畢業(yè)，碩士，助理工程師，現(xiàn)主要從事稠油油藏開發(fā)方面的研究工作。