歡58塊水平井蒸汽吞吐合理參數(shù)數(shù)值模擬研究

邱 林

（中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧盤錦124010）

1 地質(zhì)概況

歡58塊是一北面被歡67斷層遮擋的穹隆背斜構(gòu)造，開發(fā)目的層為古近系沙河街組四段杜家臺油層，歡58塊儲層平均孔隙度22.6%，平均滲透率157×10－3μm2，泥質(zhì)含量平均9.43%，平均原油密度為0.92 g／cm3，原油粘度（50℃）54 mPa·s，含蠟量7.6%，瀝青＋膠質(zhì)24.3%，石油地質(zhì)儲量331×104t。

歡58塊杜家臺油層1985年投入開發(fā)，由于天然能量弱，1992年6月實現(xiàn)注水開發(fā)，1995年開始直井蒸汽吞吐，由于該塊物性較差，加上注采系統(tǒng)不完善，層間矛盾突出及各四級斷塊的儲量動用程度差異較大等，直井吞吐效果不理想。為徹底改變該塊生產(chǎn)狀況，提高該塊儲量動用程度及開發(fā)效果，采取水平井蒸汽吞吐有效開發(fā)歡58塊。

2 地質(zhì)模型的建立及參數(shù)選取

數(shù)模軟件采用CMG軟件中的熱采模型STARS。數(shù)模網(wǎng)格的選取在平面上采用正交網(wǎng)格，按網(wǎng)格方向盡可能與流場方向一致的原則，把西－東方向定為X方向，劃分為79個網(wǎng)格，與X軸垂直的北－南方向定為Y方向，劃分為56個網(wǎng)格，縱向上劃分14個層，其中杜Ⅰ1、杜Ⅰ2、杜Ⅰ3、杜Ⅱ1各劃分3個小層，杜Ⅱ2劃分為兩個小層，數(shù)模中以小層作為計算單元，模擬層與地質(zhì)層位相對應(yīng)，網(wǎng)格節(jié)點61936個。

油藏物性描述選取了巖石、油氣水三相等一些物性數(shù)據(jù)?；A(chǔ)物性數(shù)據(jù)主要包括原始狀態(tài)下的地層壓力，巖石、流體壓縮系數(shù)，流體密度、粘度、體積系數(shù)等。地層巖石及流體的熱物性參數(shù)選取實驗室實測數(shù)據(jù)，部分選用標準參數(shù)見表1，粘溫曲線見圖1。

表1 巖石及流體的熱物性參數(shù)

圖1 歡58塊粘溫曲線

相對滲透率曲線數(shù)據(jù)采用密閉取心井興古7塊興古7－3井1＃巖心實測數(shù)據(jù)，并做局部光滑調(diào)整。該塊油藏為親水油藏，束縛水飽和度為0.33，油水相滲交點的含水飽和度大于0.5，殘余油飽和度為0.3。

3 水平井蒸汽吞吐合理參數(shù)優(yōu)化設(shè)計

（1）水平段長度設(shè)計。模型選取兩個井組作為水平井優(yōu)選的基礎(chǔ)，對水平段長度進行優(yōu)選計算，注汽強度10 t／m，速度300 t／d，燜井時間5天，計算對比100、150、200、250、300、350、400 m 不同水平段長度的效果，結(jié)果表明，隨著水平段長度的增加，單井控制儲量增大，累產(chǎn)油增加，從產(chǎn)量增加幅度看，水平段長度大于200 m效果更明顯，當(dāng)水平段長度大于300 m后，增油效果不明顯，采收率增加幅度較小。

水平段溫度測試資料顯示水平段吸汽段140～200 m。綜合數(shù)值模擬、經(jīng)濟指標對比結(jié)果，結(jié)合油藏地質(zhì)條件，水平段長度150 m可以收回投資。如果提高注汽工藝技術(shù)，保證水平段的吸汽長度及蒸汽質(zhì)量，水平井開采效果有望進一步提高?？紤]到加密區(qū)目前地層壓力較低，老井加熱半徑已達到30 m，為了降低風(fēng)險，保證開發(fā)效果及經(jīng)濟效益，優(yōu)選水平段長度不低于200 m。綜合考慮，歡58塊優(yōu)選水平井段長度為200～300 m。

（2）注汽強度優(yōu)化設(shè)計。水平段長度200 m，注汽速度300 t／d，燜井時間5天，不同的注汽強度5～30 t／m開發(fā)效果模擬結(jié)果見表2。綜合油汽比及增油量在注入量2 000至3 000 t當(dāng)量水時，效果較好。對應(yīng)的注入強度范圍在10～15 t／m之間。優(yōu)選周期注入量為3 000 t，對應(yīng)的注汽強度為15 t／m。

表2 不同注汽強度下水平井吞吐效果對比

（3）注汽速度優(yōu)化設(shè)計。注汽速度對開發(fā)效果有一定影響，數(shù)值模擬研究了不同注汽速度下開發(fā)效果，見表3。計算結(jié)果表明250～300 t／d注汽速度是增油極值點。注汽速度選擇為300 t／d，折合排量12.5 t／h。

表3 不同注汽速度下水平井開發(fā)效果對比

（4）燜井時間優(yōu)化設(shè)計。從表4中可以看出，當(dāng)燜井時間從3天增到5天生產(chǎn)效果變好，但再增加燜井時間，產(chǎn)油量下降。這主要是因為燜井時間過長，熱損失過大，從而導(dǎo)致吞吐效果變差。綜合分析表明：燜井時間5～7天最好。本次模擬計算采用的最佳燜井時間為5～7天，最長不能超過9天。

表4 水平井不同燜井時間開發(fā)效果對比

（5）注汽干度優(yōu)化設(shè)計。要保證淺層稠油油藏水平井吞吐有效的開發(fā)，蒸汽注入干度必須有保證。本次數(shù)模計算不同井底干度下的開發(fā)效果，從表5中可知，干度對水平井的開發(fā)影響較大，為保證取得較好的周期生產(chǎn)效果，水平井井底蒸汽干度至少達到40%。

表5 不同注汽干度下水平井開發(fā)效果對比

4 結(jié)論

（1）通過數(shù)值模擬，水平井蒸汽吞吐較直井可以取得更好的開發(fā)效果，說明低滲透稠油油藏水平井蒸汽吞吐開發(fā)可以大幅度提高采收率。

（2）隨著水平段長度的增加，單井控制儲量增大，累產(chǎn)油增加，當(dāng)達到一定的長度時，增油效果不明顯，采收率增加幅度較小。

（3）蒸汽干度對蒸汽吞吐效果的影響比較明顯，在相同的條件下，干度越高，吞吐效果越明顯，但成本較高。

（4）歡58塊水平井蒸汽吞吐的合理參數(shù)為：水平井段長為200～300 m；水平井一周期注汽強度為15 t／m；注汽速度為300 t／d，折合排量12.5 t／h；燜并時間5～7天；水平井井底蒸汽干度至少達到40%。

［1］ 張方禮，趙洪巖.遼河油田稠油油藏注蒸汽開發(fā)技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007：85－89.

［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.

［3］ 曾玉強，劉蜀知，王琴，等.稠油蒸汽吞吐開采技術(shù)研究概述［J］.特種油氣藏，2006，13（6）：5－9.

［4］ 杜殿發(fā)，石達友，張玉曉，等.超稠油油藏水平井開發(fā)優(yōu)化設(shè)計［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2009，28（6）：96～99.

［5］ 史連杰.低滲透高粘稀油油藏蒸汽吞吐采油技術(shù)演技［D］.黑龍江大慶：大慶石油學(xué)院，2006.

［6］ 萬仁溥.中國不同類型油藏水平井開采技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［7］ 張銳.稠油熱采技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［8］ 張義堂.熱力采油提高采收率技術(shù)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2006.