下二門油田氣頂稠油油藏蒸汽驅(qū)可行性分析

謝俊遠(yuǎn)，郭恩常，毛艷華，盧 俊，楊篤奇

（1.中國(guó)石化河南油田分公司第一采油廠，河南桐柏 474780；2.中國(guó)石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院）

下二門油田氣頂稠油油藏蒸汽驅(qū)可行性分析

謝俊遠(yuǎn)1，郭恩常2，毛艷華1，盧 俊2，楊篤奇1

（1.中國(guó)石化河南油田分公司第一采油廠，河南桐柏 474780；2.中國(guó)石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院）

下二門油田北塊淺層系H2I3小層為帶氣頂、油環(huán)及邊水的特稠油油藏，先后采用邊外注水開采、出砂冷采（用螺桿泵）以及蒸汽吞吐開發(fā)，取得了一定的開發(fā)效果。為進(jìn)一步提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度，采用數(shù)值模擬方法對(duì)不同開發(fā)方式及效果進(jìn)行了預(yù)測(cè)，認(rèn)為直接蒸汽驅(qū)效果優(yōu)于繼續(xù)蒸汽吞吐和間歇蒸汽驅(qū)，并對(duì)該層轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)的技術(shù)可行性及效果進(jìn)行了分析。

下二門油田；稠油油藏；蒸汽驅(qū)；

下二門油田北塊淺層系H2I3小層為帶氣頂、油環(huán)及邊水的特稠油油藏，地質(zhì)儲(chǔ)量65×104t。該層先后經(jīng)過試油常采和出砂冷采，目前進(jìn)行全面蒸汽吞吐開發(fā)。由于油藏條件比較特殊，開發(fā)過程中既要考慮氣頂氣壓力變化和邊水侵入的影響，又要考慮蒸汽吞吐過程中汽（氣）竄的影響。經(jīng)過多年的開發(fā)，取得了一定的開發(fā)效果，采出程度達(dá)9.7%。隨著吞吐周期增加，吞吐效果逐步變差，為進(jìn)一步改善單元開發(fā)效果，迫切需要轉(zhuǎn)變開發(fā)方式。研究結(jié)果表明，實(shí)施蒸汽驅(qū)開發(fā)將有助于進(jìn)一步改善該單元開發(fā)效果。

1 油藏特點(diǎn)及開發(fā)歷程

1.1 油藏特點(diǎn)

下二門油田淺層系北塊主力油層（淺北區(qū)塊）H2I3小層位于下二門油田⑤號(hào)斷層以北，油氣富集主要受⑤號(hào)斷層控制，屬構(gòu)造巖性油藏，構(gòu)造高部位為氣頂，外圍為油環(huán)分布，低部位為邊水。H2I3小層為特稠油，埋藏深度在950～980 m，平均有效厚度6.0m，最厚9.8 m；平均孔隙度23.6%，平均滲透率0.695μm2，原油相對(duì)密度0.96 g／cm3，脫氣原油粘度（70℃）3 073～5 734.3 mPa·s（油層中部溫度48℃左右，油層條件下在10 000～18 000 mPa·s之間）；具有地面原油密度、粘度、膠質(zhì)瀝青質(zhì)較高，凝固點(diǎn)和含臘量相對(duì)較低的特點(diǎn)［1］。

1.2 開發(fā)歷程

該層自1978年試油后，大致經(jīng)歷以下四個(gè)開發(fā)階段：

（1）零星試采階段（1978－1999年）：H2I3小層在淺122井、淺14井等4口井試油資料統(tǒng)計(jì)，常規(guī)試油日產(chǎn)油量為0.045～1.4 t，日產(chǎn)水0.008～3.37 m3，日產(chǎn)油量低。試油后該層在少數(shù)井點(diǎn)上射孔與其它層合采，由于油稠，流動(dòng)性差，效果不理想。

（2）稠油冷采階段（2000－2004年）：為改善淺層系H2I3小層的開發(fā)效果，從2000年開始進(jìn)行出砂冷采試驗(yàn)（用螺桿泵生產(chǎn)輔助電加熱降粘生產(chǎn)）。通過部署5口新井和利用1口老井（下3－113井）上返生產(chǎn)，單采H2I3小層，日產(chǎn)油1～2 t，因產(chǎn)量低，只能間歇生產(chǎn)，后于2002年先后轉(zhuǎn)采其它層，老井3－113因氣大、產(chǎn)量低，于2004年11月暫關(guān)，該層暫時(shí)停采。折算前兩個(gè)階段采出程度僅為2.0%，該層剩余油潛力較大。

（3）單井蒸汽吞吐試驗(yàn)階段：2005年4月～12月開始吞吐試驗(yàn)，共部署4口試驗(yàn)井，Ⅰ3小層單井油層厚度5.6～7.6 m，注汽壓力12.1～14.5 MPa，注汽溫度330～340℃，注汽干度70%～75%，單周期注汽量650～920 t，產(chǎn)油320～870 t，油汽比0.50～0.88。至2007年10月，先后對(duì)4口井進(jìn)行3～5輪注蒸汽，單井累積產(chǎn)油1 473.9～2 472.3 t，單井吞吐試驗(yàn)獲得較好的增油效果。

（4）全面蒸汽吞吐開發(fā)階段（2006年－目前）：在單井蒸汽吞吐試驗(yàn)取得成功的基礎(chǔ)上，于2006年開始全面投入蒸汽吞吐開發(fā)，生產(chǎn)井?dāng)?shù)逐漸增多。截止2010年9月底，有采油井33口，開井30口，日產(chǎn)油40 t，采油速度1.32%，采液速度6.63%，累積注汽25.98×104t，累積產(chǎn)油6.34×104t，綜合含水80.0%，累積油汽比0.317，采注比1.43，采出程度9.7%。經(jīng)過5年蒸汽吞吐開發(fā)，H2Ⅰ3層整體上取得了較好的效果，到2007年產(chǎn)量達(dá)到最高25 101 t，后產(chǎn)量逐步下降，至2009年產(chǎn)油量仍有11 751t。

2 蒸汽吞吐開發(fā)存在問題

2.1 邊水、出砂和汽竄影響吞吐效果

邊水是影響下二門油田H2I3層蒸汽吞吐效果的主要因素之一，雖然采取了生產(chǎn)井遠(yuǎn)離邊水等措施，但隨著吞吐周期的增加，地層壓力逐步下降，引起邊水內(nèi)侵，油井含水快速上升（圖1），采注比下降較快（圖2）。

圖1 H2I3層不同吞吐周期含水率變化

圖2 H2I3層不同吞吐周期采注比變化

由于部分吞吐井出砂嚴(yán)重，必須經(jīng)常沖砂，導(dǎo)致沖砂周期變短，其中T4－2121、T4－2123井因出砂井卡分別于2005年5月～7月和2005年8月到2006年5月間進(jìn)行2～4次沖砂，間隔時(shí)間50～150天不等。同時(shí)由于部分井汽竄影響，熱損失增加，汽竄井單井吞吐效果變差。

2.2 氣頂氣竄影響吞吐效果

靠近油氣邊界的生產(chǎn)井，隨著吞吐周期的增加，地層壓力下降后，導(dǎo)致頂部的氣頂氣向油井竄流，影響油井生產(chǎn)，嚴(yán)重時(shí)停產(chǎn)。如T4－2121井靠近氣頂，2006年4月20到2007年3月20日近1年間，氣竄嚴(yán)重，導(dǎo)致套管氣量大而關(guān)井，階段影響產(chǎn)油1 500 t。其它類似井如T4－2124井等大多采取不定期放掉套管氣體的辦法保證吞吐井正常生產(chǎn)。

由于上述多種因素影響，H2I3層吞吐雖取得了較好的效果，但多周期后，效果逐步變差。初期每周期平均產(chǎn)量為340 t，目前周期平均產(chǎn)油量已降至200 t左右，吞吐油汽比呈快速下降的趨勢(shì)，目前吞吐油汽比已經(jīng)低于0.2，處于邊界開采狀態(tài)，亟需轉(zhuǎn)換開發(fā)方式。

3 蒸汽吞吐轉(zhuǎn)汽驅(qū)可行性研究

3.1 油藏條件及適應(yīng)性分析

根據(jù)對(duì)蒸汽驅(qū)的調(diào)研及經(jīng)驗(yàn)，主要從以下幾個(gè)方面對(duì)H2I3層轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)的可行性進(jìn)行分析。

（1）構(gòu)造形態(tài)：汽驅(qū)的地層傾角不宜過大，若過大蒸汽將強(qiáng)烈地向上傾方向運(yùn)動(dòng)，使下傾方向的油得不到充分開采；因此傾角過大的油藏不適宜蒸汽驅(qū)。H2I3層傾角10°左右，適合蒸汽驅(qū)開發(fā)的范圍。

（2）斷層：當(dāng)斷層落實(shí)程度高，能夠形成有效的注采井網(wǎng)的情況下，斷層發(fā)育不會(huì)影響蒸汽驅(qū)效果。研究認(rèn)為，H2I3層斷層落實(shí)，在油藏區(qū)域內(nèi)完全可以形成完整有效的注采井網(wǎng)，斷層不會(huì)對(duì)汽驅(qū)開發(fā)效果造成影響。

（3）油層厚度：連續(xù)汽驅(qū)的有效油層厚度為5～50 m時(shí)能取得較好效果。H2I3層平均油層厚度為6.0m，達(dá)到汽驅(qū)油層厚度下限條件［2］，適宜進(jìn)行蒸汽驅(qū)開發(fā)。

（4）油層非均質(zhì)性：研究表明［2］，滲透率變異系數(shù)大于0.7的油藏不適合蒸汽驅(qū)。H2I3油層大部分區(qū)域的滲透率變異系數(shù)小于0.7，因此該區(qū)油層非均質(zhì)情況能夠滿足蒸汽驅(qū)開發(fā)條件。

（5）原油粘度：H2I3油層雖為稠油油藏，油層條件下粘度10 000～18 000 mPa·s，經(jīng)長(zhǎng)期蒸汽吞吐開發(fā)，生產(chǎn)井間已部分建立了熱聯(lián)通，原油具有一定流動(dòng)能力，適宜進(jìn)行蒸汽驅(qū)。

（6）含油飽和度：據(jù)研究，油層厚度在6 m時(shí)，含油飽和度不低于50%是開展蒸汽驅(qū)的界限條件。綜合結(jié)果來看，H2I3層吞吐后剩余油飽和度在60%左右，能夠滿足蒸汽驅(qū)開發(fā)的需要。

3.2 開發(fā)方式優(yōu)化［3－4］

H2I3層經(jīng)過5年多的蒸汽吞吐開發(fā)，開發(fā)效果變差，地層彈性能量也大幅衰減，伴隨著能量衰減及井間干擾等因素，亟待通過開發(fā)方式轉(zhuǎn)換來改善區(qū)塊開發(fā)效果。

根據(jù)H2I3層的油藏條件分析，現(xiàn)階段可能開發(fā)方式是：繼續(xù)蒸汽吞吐、間歇蒸汽驅(qū)、蒸汽驅(qū)。為了研究不同開發(fā)方式的開發(fā)效果，采用數(shù)值模擬方法進(jìn)行了效果分析，模型采用具有邊水、氣頂?shù)姆嫌筒貙?shí)際情況的油藏模型，其中汽驅(qū)方式按照汽竄井組合在一起的原則，共劃分7個(gè)轉(zhuǎn)驅(qū)井組，采用平均井距120 m反九點(diǎn)井網(wǎng)，與油水邊界、油氣邊界接近一個(gè)井距，且油層有效厚度5.0m以上范圍內(nèi)布井。模擬結(jié)果表明，采用全區(qū)蒸汽驅(qū)方式采收率增幅達(dá)19.2%，均高于其它兩種方式（表1）。

表1 H2I3層不同開發(fā)方式預(yù)測(cè)效果對(duì)比

從預(yù)測(cè)結(jié)果來看，繼續(xù)蒸汽吞吐的開發(fā)效果有限，這主要是由于存在邊水和氣頂，繼續(xù)降壓開采將引起更嚴(yán)重的汽（氣）竄和邊水內(nèi)侵，無法取得更好的開發(fā)效果。而間歇汽驅(qū)比蒸汽驅(qū)凈產(chǎn)油減少40%。通過對(duì)比認(rèn)為，采用連續(xù)蒸汽驅(qū)的最終效益最好。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）下二門油田H2I3層前期依靠蒸汽吞吐開發(fā)取得了較好的效果，但隨著吞吐周期的增加，吞吐效果逐漸變差。

（2）H2I3層蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)變開發(fā)方式很有必要，在構(gòu)造形態(tài)、斷層影響、油層厚度、油層非均質(zhì)性、原油粘度和剩余油飽和度等主要方面均滿足蒸汽驅(qū)條件，轉(zhuǎn)汽驅(qū)是可行的。

（3）數(shù)值模擬表明，對(duì)H2I3層實(shí)施連續(xù)蒸汽驅(qū)效果較好，提高采收率幅度較大。

［1］ 許冬進(jìn)，馬麗，孫磊，等.下二門油田淺北區(qū)塊稠油油藏開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)［J］.石油地質(zhì)與工程，2008，22（2）：64－66.

［2］ 劉文章.稠油注蒸汽熱采工程［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：181－182.

［3］ 張海鋒，張文娟，宋宏宇，等.下二門油田中層系剩余油分布及注采井網(wǎng)綜合調(diào)整研究［J］.石油地質(zhì)與工程，2011，25（2）：46－48.

［4］ 蘇玉亮，高海濤.稠油蒸汽驅(qū)熱效率影響因素研究［J］.斷塊油氣田，2009，16（2）：73－74.

Xiaermen oilfield north block shallow layer H2Ⅰ3 layers is extra heavy oil reservoir with gas cap，oil ring and edge water.Out edge water flood，sand carrying cold pro－duction（by screw pump）and steam huff and puff have been applied，which obtained certain development effect.In order to improve the producing degree of reserves，using the numerical simulation method to predict different development way and the effect.It is thought that the direct steam flooding is superior to steam huff and puff and intermittent steam flooding.The converting steam flooding technology feasibility and effect were analyzed in the paper.

82Feasibility analysis of gas cap in steam flooding of heavy oil in Xiaermen oilfield

Xie Junyuan et al（No.1 production plant，Henan Oilfield Branch Company，Sinopec，Tongbai，Henan 474780）

Xiaermen oilfield；heavy oil reservoir；steam flooding

TE345

A

1673－8217（2012）04－0082－03

2012－12－20

謝俊遠(yuǎn)，工程師，1965年生，1987年畢業(yè)于重慶石油學(xué)校采油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)研究及管理工作。

李金華