單83塊蒸汽驅(qū)開發(fā)注采參數(shù)優(yōu)化研究

孫 寧

(中國石化勝利油田分公司濱南采油廠，山東 濱州 256606)

稠油蒸汽驅(qū)效果受油層地質(zhì)條件、油藏動態(tài)狀況、蒸汽驅(qū)注采參數(shù)及現(xiàn)場條件等因素的影響較大。在注蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)歷史擬合的基礎(chǔ)上，本文主要以單83塊的4個井組為主，同時兼顧其余蒸汽吞吐井的生產(chǎn)，開展了蒸汽驅(qū)階段采注比、注汽干度、注汽速度、生產(chǎn)井提液等四個方案的優(yōu)化對比、敏感性分析及開發(fā)規(guī)律的分析工作，為合理開發(fā)單83塊提供依據(jù)。

1 單83塊的地質(zhì)特征

單83塊館陶組為常溫、常壓、中高滲透、中深層、薄層狀的巖性—構(gòu)造稠油油藏。儲層膠結(jié)疏松，以接觸式、孔隙式膠結(jié)為主，砂巖呈次棱角狀，砂層頂部、底部含油較差，主體部位含油均勻飽滿。館陶組儲層孔隙度為30% ～37%，壓實后測得34%，空氣滲透率為3 064×10－3μm2，泥質(zhì)含量11% ～15%，碳酸鹽含量12.8%。油層埋深1 101～1 206 m，平均單層厚度4.6 m，油層滲透率為3 064×10－3μm2。主斷塊館陶組為普通稠油油藏，地面原油密度為0.9624 g/cm3，50℃時地面脫氣原油黏度為2 725 mPa·s，平均凝固點為11.5℃;原油在地層條件下，有一定的流動性。館陶組油藏含油面積1.02 km2，地質(zhì)儲量220 ×104t。

2 蒸汽驅(qū)開發(fā)注采參數(shù)研究

單83塊儲集層為上第三系館陶組，與上覆和下覆地層均呈角度不整合接觸。油層分布在館陶組下部，巖性以巖屑細(xì)砂巖為主。根據(jù)電性特征和隔夾層分布狀況將下館陶組分為5個砂層組，其中Ng4為主力油層?？紤]到Ng1含油面積僅為0.01 km2，地質(zhì)儲量為0.2×104t，因此研究目的層只取Ng2、Ng3、Ng4、Ng5 砂層組。

應(yīng)用CMG軟件建立模型，模擬區(qū)為單83塊的主體部位。北部、南部均以斷層為界，西以超覆線為界。東西長1 320m，南北寬1 080 m，有生產(chǎn)井15口。取平面網(wǎng)格步長為20 m×20 m，平面劃分為80×58=4 640個網(wǎng)格單元，縱向上模擬7個層，對應(yīng)四個砂層組和三個隔層，共32 480個網(wǎng)格節(jié)點，其中有效節(jié)點為25 033個，沙一段的水經(jīng)斷層進入到該區(qū)塊中，模擬時在斷層附近加虛擬注水井來反映這種現(xiàn)象。2001年到2006年采用反九點井網(wǎng)進行22 a的蒸汽吞吐生產(chǎn)歷史擬合和預(yù)測。

2.1 蒸汽驅(qū)采注比優(yōu)化

設(shè)計蒸汽驅(qū)采注比分別為 0.8、0.9、1.0、1.1、1.2、1.5，比較在 6 個不同采注比下的蒸汽驅(qū)開發(fā)效果。不同采注比下累積經(jīng)濟產(chǎn)油量情況見圖1。隨著采注比增大，經(jīng)濟產(chǎn)油量和采出程度均增加，但當(dāng)采注比為1.2時曲線出現(xiàn)拐點，此時蒸汽驅(qū)效果最佳。

2.2 蒸汽驅(qū)注汽干度優(yōu)化

設(shè)計注入井底蒸汽干度分別為0、10%、30%、50%，比較在4個不同蒸汽干度下的蒸汽驅(qū)開發(fā)效果，實驗結(jié)果見圖2。隨著井底蒸汽干度增大，累積產(chǎn)油量和采出程度均增加，蒸汽干度為50%時蒸汽驅(qū)效果最好。

表1給出了不同蒸汽干度下具體的注采指標(biāo)。當(dāng)井底蒸汽干度為50%時可繼續(xù)蒸汽驅(qū)生產(chǎn)8 a，產(chǎn)油17.71×104m3，累積采出程度為29.66%，蒸汽驅(qū)階段油汽比為0.21 t/t。因此蒸汽驅(qū)階段提高注入蒸汽干度非常重要，考慮到蒸汽驅(qū)階段注汽速度較低，提高蒸汽干度不容易，但至少要求井底蒸汽干度在30%以上。

2.3 蒸汽驅(qū)注汽速度優(yōu)化

設(shè)計注汽速度分別為4、5、6、7 t/h，比較在4個不同注汽速度下的蒸汽驅(qū)開發(fā)效果。圖3分別給出了不同注汽速度下累積產(chǎn)油量和經(jīng)濟產(chǎn)油量曲線。注汽速度過低，生產(chǎn)時間太長，經(jīng)濟產(chǎn)油量和采出程度不高，而且注入蒸汽質(zhì)量也得不到保證;注汽速度過高，雖然生產(chǎn)時間可縮短，但經(jīng)濟產(chǎn)油量和采出程度也不高。

表1 不同蒸汽干度下蒸汽驅(qū)井組指標(biāo)統(tǒng)計

從圖3中可看出，當(dāng)注汽速度為5～6 t/h時，蒸汽驅(qū)井組的經(jīng)濟產(chǎn)油量最多，同時累積采出程度較高，因此注汽速度在5～6 t/h時汽驅(qū)效果較好。

2.4 生產(chǎn)井提液研究

蒸汽驅(qū)階段生產(chǎn)井的排液量直接受中心注汽井的影響。當(dāng)注汽速度高時，油藏能量補充及時，生產(chǎn)井供液能力強;反之，則生產(chǎn)井供液能力差。

保持蒸汽驅(qū)采注比為1.2不變的條件下，設(shè)計生產(chǎn)井排液量分別為30、40、50、60 t/d。圖4分別給出了不同排液量下累積經(jīng)濟產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量曲線。當(dāng)生產(chǎn)井排液量為50 t/d時，蒸汽驅(qū)井組的累積產(chǎn)油量最高。因此在保持采注比為1.2時，生產(chǎn)井排液量為50 t/d較為合理。

2.5 邊水對蒸汽驅(qū)的影響

圖5為邊水推進示意圖。從圖5可看出，邊水推進比較均勻，邊水在南部推進較快，從單井含水率分析，靠近邊水的汽驅(qū)生產(chǎn)井含水上升較快，距邊水較遠的井含水上升較慢，但是從三口離邊水最近的吞吐井分析，實際含水為95.22%，比模型同期計算均低了近5%，因此邊水對模型區(qū)有一定的影響，但是實際影響比模型預(yù)測要弱。

3 結(jié)論

1)按照優(yōu)化的注采參數(shù)，注汽速度5～6 t/h、采注比1.2、排液量50 t/d、井底蒸汽干度在30%以上進行蒸汽驅(qū)生產(chǎn)，到2017年采出程度達29.03%。2)根據(jù)數(shù)模預(yù)測及實際動態(tài)數(shù)據(jù)分析，邊水對其靠近的油井有影響，但是計算含水率比實際高5%，分析認(rèn)為邊水實際影響比模擬計算要弱。3)蒸汽驅(qū)階段蒸汽干度越高，經(jīng)濟產(chǎn)油量和累積產(chǎn)油量越大，但在井底注汽干度為30%時，出現(xiàn)拐點，因此為了提高汽驅(qū)效果，至少要保證注汽干度在30%以上。

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