單家寺油田單56塊蒸汽驅(qū)開發(fā)預測

李強

摘 要：濱南采油廠單家寺油田單56塊目前生產(chǎn)層是館陶組館下段地層的1、2、3砂體，西部較東部油藏更發(fā)育，其中中部油藏厚度較大，東部以薄油藏為主，原油粘度極高，平均達5-10×104毫帕秒，已達超稠油標準，單56塊在注汽吞吐采油過程中出現(xiàn)了嚴重的層間矛盾，蒸汽吞吐開發(fā)效率低，無經(jīng)濟效益。針對這一情況，需要綜合利用滲透率平面圖、隔層平面圖、區(qū)塊儲量動用情況等動靜態(tài)資料，分析層間潛力，在此基礎(chǔ)上，研究蒸汽驅(qū)開發(fā)措施并分析其適應(yīng)性，以改善蒸汽驅(qū)效果，提高油層動用狀況。

關(guān)鍵詞：單56塊；蒸汽驅(qū)；層間矛盾；油層動用狀況

前言

單56塊目前分層開采效果較好，但層間矛盾日益突出，嚴重影響剩余油挖潛。本文主要針對單56塊稠油開采過程中出現(xiàn)的嚴重的層間矛盾，研究蒸汽驅(qū)開發(fā)適應(yīng)性，分析轉(zhuǎn)驅(qū)時機、蒸汽驅(qū)開發(fā)層系劃分、井網(wǎng)井距、注汽參數(shù)優(yōu)化等問題，并制定合適的蒸汽驅(qū)方案部署，改善蒸汽驅(qū)效果，提高單56塊油層動用狀況，并對開發(fā)效果進行預測。

一、蒸汽驅(qū)開發(fā)適應(yīng)性分析

根據(jù)蒸汽驅(qū)采收率經(jīng)驗公式計算單56塊油層厚度22.00m，原油粘度30000.00mpa.s，含油飽和度0.52，滲透率變異系數(shù)0.50f，凈總厚度比0.58，蒸汽驅(qū)采收率20.63%。在目前蒸汽吞吐的基礎(chǔ)上蒸汽驅(qū)能提高采收率20.63%（表15-4），增加可采儲量201.1萬噸。因此從提高采收率的角度看，單56塊館下段適合蒸汽驅(qū)開發(fā)。

ER=9.92+2.82ho-0.044h02+2.74lg?o-1.411g2?o+62.04So+5.56Dp-39.52D2p-131.481lg2ht-0.026D

單56塊館下段有兩個井組進行了蒸汽驅(qū)開發(fā)實驗，小井距試驗區(qū)2000年投產(chǎn)，包括7x11井組和10x8兩個井組，7x11井組2002年11月汽驅(qū)，2003年7月停注轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井，10x8井組2003年5月汽驅(qū)，2005年7月停注轉(zhuǎn)生產(chǎn)井。

試驗井組吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后，9-x7、9-9、11-7、11-9和10x10見效，注采井距70-100m。受效井蒸汽驅(qū)階段對應(yīng)周期生產(chǎn)時間250-600d，周期累積產(chǎn)量4400-5500t，周期油汽比1.4-2.2t/t，回采水率都超過100%，由于蒸汽驅(qū)補充能量，使吞吐周期生產(chǎn)時間延長，周期產(chǎn)油量增加。

試驗井組吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后，月遞減由2.75%降低到0.53%，采收率由19%提高到27.8%。通過這兩個井組試注，表明超稠油蒸汽驅(qū)是可行的，通過本次技術(shù)攻關(guān)，完善井網(wǎng)和注采對應(yīng)性，配套工藝技術(shù)，超稠油蒸汽驅(qū)將產(chǎn)生好的效果（圖1-1）。

二、轉(zhuǎn)驅(qū)時機分析

當輪次采油的總成本（注汽成本與生產(chǎn)成本之和）與輪次產(chǎn)油銷售相持平時，蒸汽吞吐已沒有效益，需要改變開發(fā)方式[1]。

油價40美元每桶時，經(jīng)濟極限油氣比為0.295；從輪次與油汽比變化關(guān)系看，吞吐10輪以后油汽比低于0.3，因此轉(zhuǎn)驅(qū)的最佳時機為吞吐10輪以前，蒸汽吞吐開發(fā)已經(jīng)沒有經(jīng)濟效益。因此從經(jīng)濟角度分析應(yīng)該轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。

從油層壓力分布情況來看（圖1-2），油層壓力滿足蒸汽驅(qū)開發(fā)條件，除邊部個別井油層壓力較高外，主體區(qū)域地層壓力均在5Mpa以下，加密區(qū)壓力達到3MPa以下。

三、蒸汽驅(qū)開發(fā)層系劃分

對比分析了統(tǒng)注井和分注井的吸氣剖面資料，并采用數(shù)值模擬方法分別對比了籠統(tǒng)注汽和分層注汽方式。分層注汽生產(chǎn)時間為300d，累計注氣量未6*104t，累計產(chǎn)油量2.7*104t，油氣比未0.45，采出程度50.53%；籠統(tǒng)注汽生產(chǎn)時間為300d，累計注氣量未6*104t，累計產(chǎn)油量1.9*104t，油氣比未0.32，采出程度41.64%（表1-2）；數(shù)值模擬預測分層注汽可以保證各層的蒸汽注入量，各小層吸汽比較均勻，比籠統(tǒng)注汽提高采收率4.89%，最終推薦分層注汽方式。

四、井網(wǎng)井距論證

從蒸汽驅(qū)井距與采收率關(guān)系來看，目前單56塊主體部位加密區(qū)井距平均110米左右，外圍非加密部位井距150米左右，通過數(shù)值模擬研究，井距在100米左右時為最佳井距，因此在主體加密部位可以直接進行蒸汽驅(qū)開發(fā)。

從兩種注采井網(wǎng)的對比結(jié)果來看，五點法注采井網(wǎng)初期最終累產(chǎn)低。同時考慮注采平衡，從注采井數(shù)比和最優(yōu)注采比考慮率，反九點注采井網(wǎng)注采井數(shù)比為1：3，反五點注采井數(shù)比為1：1。反九點注采井網(wǎng)注汽井與生產(chǎn)井的注汽量和產(chǎn)液量比為2：5，反五點注汽井與生產(chǎn)井的注汽量和產(chǎn)液量比為1：1.2。從目前蒸汽吞吐的生產(chǎn)能力看反九點井網(wǎng)比較合適。

五、注汽參數(shù)優(yōu)化

通過數(shù)值模擬的方法，對注汽速度、注汽壓力、蒸汽干度和采注比進行參數(shù)優(yōu)化對比。合理注汽速度為5.5t/m/d，合理注汽壓力小于6Mpa，合理注汽干度大于50度，合理采注比為1.2（圖1-3）。

蒸汽汽驅(qū)開發(fā)是一個多因素相互影響的結(jié)果，動態(tài)法僅能總結(jié)單因素和開發(fā)效果之間的相互關(guān)系[2]。正交試驗設(shè)計是研究多因素多水平一種高效統(tǒng)計方法，它是由方案影響因素的全部水平組合中，挑選部分有代表性的水平組合進行試驗，對過對這部分試驗結(jié)果的分析了解全面試驗的情況，找出最優(yōu)的水平組合。因此，在動態(tài)法優(yōu)化的注采參數(shù)的結(jié)果上，利用正交試驗法對六個優(yōu)化參數(shù)分別設(shè)計三個因素水平，利用油藏數(shù)值模擬進行多參數(shù)協(xié)同優(yōu)化。對正交試驗結(jié)果進行極差分析，對開發(fā)效果影響最顯著的注采因素排序是：注汽速度>注汽干度=注采比>注汽壓力。

最優(yōu)的注采參數(shù)組合是注汽速度5.5t/m/d，注汽壓力6MPa，注汽干度80℃，采注比1.2。

六、方案部署

本次方案部署分為兩大部分，一、邊部水平井繼續(xù)采用蒸汽吞吐開發(fā)，二、主體加密區(qū)采用反九點注采井網(wǎng)開展蒸汽驅(qū)，共部署注汽井18口，生產(chǎn)井73口（圖1-4）。

配產(chǎn)配注時蒸汽驅(qū)合理的注氣速度為5.5t/m/d；平均單井油層厚度為22m，計算得到平均單井日注汽量為121t/d；蒸汽驅(qū)采用反九點注汽井網(wǎng)，根據(jù)采注比和生產(chǎn)注汽井數(shù)比計算得到平均單井日產(chǎn)液量為48.4m3/d（表1-3）

通過對比了蒸汽驅(qū)開發(fā)方案和不調(diào)整繼續(xù)吞吐方案10年開發(fā)指標，不論是從日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量和采出程度的對比結(jié)果來看蒸汽驅(qū)開發(fā)方案都有較大優(yōu)勢。因此推薦蒸汽驅(qū)開發(fā)方案。

預測了十年的蒸汽驅(qū)開發(fā)生產(chǎn)指標，初期日產(chǎn)油0.11萬噸/天，采油速度3.2%，預測十年末含水94.3%，采出程度33.3%。

參考文獻

[1]盧樹濤，楊釗，孟祥平等，利用竄流層提高蒸汽驅(qū)油效果數(shù)值模擬研究[M].北京：石油工業(yè)出版社，2013.119-121

[2]朱正軍等，蒸汽驅(qū)數(shù)值模擬[A]，勘探技術(shù)論文集[C]，北京：石油大學出版社，2011：85-114

（作者單位：中國石化勝利油田濱南采油廠）