考虑边水影响的蒸汽吞吐参数优化研究

张继成，李清清，刘 莉，陈新宇，张 军

（1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318；2.中国石油勘探开发研究院渗流流体力学研究所，河北廊坊065007）

目前，稠油开采以蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、火烧油层等热力开采为主。国外注蒸汽开发稠油年产量中20%为蒸汽吞吐，而国内80%的产量来自蒸汽吞吐[1⁃2]。稠油开采方法可分为两大类：热采和冷采[3⁃5]。国内广泛采用的是平面井网热采开采方式[6⁃7]，即蒸汽吞吐[8⁃9]和蒸汽驱开采[10]，前期使用蒸汽吞吐，后期使用蒸汽驱开采，或交替混合使用。

2002年陈民锋等[11⁃12]利用物理模拟模拟了内蒙古“达9块”稠油油藏，对开发稠油油藏时不同参数对开发效果的影响进行了研究，使开发效果及经济收益都有了大幅优化及提高；2012年M.Hosseininejad Mohebati等[13]在加拿大的冷湖稠油油藏开发中注入适当比例的碳水化合物的蒸汽，研究出可以提高蒸汽吞吐效率的方法。东晓虎等[14]研究了热采剩余油，利用室内物理实验和数值模拟，研究了稠油油藏注蒸汽开发后的转换方式。2018年，刘影等[15]为改善辽河油田齐40块蒸汽驱开发后期的开发效果，利用罗氏泡沫仪评价了泡沫体系的耐温性、抗盐性、抗油性,通过一维填砂模型驱替实验确定最佳气液比、注入速度及注入方式，在物理模拟和数值模拟的基础上确定不同因素对热空气泡沫复合驱油体系的影响。2018年，赵庆辉等[16⁃17]利用热采比例物理模型和地层原油高压物性分析等设备,在室内开展了注空气辅助蒸汽吞吐实验研究。

蒸汽吞吐采收率在15%～20%。注汽是开采的第一个环节，把达到注入标准的蒸汽输入至目的层；然后进行第二环节，关井让蒸汽在井筒中保存一段时间充分热交换；最后，恢复开井将井底原油采出。这样就完成了一个蒸汽吞吐循环[18]。蒸汽吞吐理论研究在国内有以下特点：适合蒸汽吞吐的稠油油藏筛选标准的研究[19⁃20]；蒸汽吞吐经济界限的研究[21⁃22]；注采系统优化设计的研究；蒸汽吞吐效果评 价的研究[23⁃25]。

综上所述，蒸汽吞吐这项技术在国内的稠油热采领域已经相当成熟，能够有效降低稠油黏度，加大地层压差，提高油水相对渗透率，改善油藏开发效果。

1 区块概况

XQ⁃45区构造主要由三条北东走向、北西倾向正断层（F1、F2、F3号断层）控制，北部随地层的抬升，该区核三段Ⅰ、Ⅱ油组不同深度与凤凰镇组不整合接触，北部的剥蚀线与断层构成该区断层＋剥蚀线复合圈闭。主要含油层系为核桃园组三段Ⅱ油组，埋深在 90～250 m，主要油层为H3Ⅱ2、H 3Ⅱ3、H 3Ⅱ5、H 3Ⅱ6，油层有效厚度0.8～10.4 m，其储量全部为特稠油地质储量。

该区块历经5年蒸汽吞吐开采，累积产油15.8×104t，综合含水率85.7%。因初期蒸汽驱不受效，油汽比较低，累积油汽比0.23 t/t，随后对其注采参数加以调整，蒸汽驱采油井逐渐见效，日产油水平逐年提高，累积产油22.7×104t，综合含水率93.9%。

XQ⁃45区蒸汽吞吐周期平均达到10周期，已进入高轮次吞吐阶段。地层压力降到0.8～1.2 MPa，压力保持水平只有40%左右，单井日产液水平低、油汽比低，关停井较多，低效无效生产井多，开发效果变差。高轮次吞吐后受边水因素的影响，剩余油分布复杂，认识挖潜难度大。这些都制约着蒸汽驱开发效果及采收率的提高。

2 地质建模与剩余油类型

2.1 物性参数分析

XQ⁃45区大规模蒸汽吞吐开发至今，随着蒸汽吞吐周期数的不断增加，开发效果逐渐变差，目前该区块平均单井日产量只有0.7 t/d，油汽比为0.13 t/t左右，蒸汽吞吐周期均已达到10周期以上，正处于中后期开发阶段。

分析该区块开发动态，使用Petrel地质建模软件，依据XQ⁃45区79口油井的实际井位坐标、井轨迹等数据建立研究区79口三维井模型。结合序贯高斯随机建模方法以及变差分析方法，建立了目标区块属性模型，包括孔隙度、渗透率模型、饱和度模型、净毛比模型等，对目标区块地质模型进行拟合，平均相对误差小。在对目标区块应用数值模拟时，所用的相对渗透率曲线见图1。

图1 油水两相渗透率曲线Fig.1 Oil⁃water relative permeability curve

通过分析目标区块原油统计资料得出，原始地层温度（25℃）条件下，脱气原油黏度11 258～20 876 mPa·s，油黏度平均值为 17 320.49 mPa·s。原油黏度（30℃）平均值为9 350.28 mPa·s。原油黏温反应敏感，当温度从30℃上升到90℃时，原油黏度可从 9 350.28 mPa·s下降到 123.89 mPa·s左右（见图2）。

图2 原油黏温曲线Fig.2 Crude oil viscosity curve

在研究稠油热采时，需考虑蒸汽吞吐过程中蒸汽热量利用率及热损失等因素，它们包括蒸汽在输送过程中存在的热量损失及油层中的热传导等，包括岩石的体积热容、岩石的导热系数、油的导热系数、水的导热系数、上下盖层体积热容、上下盖层热传导系数等（见表1）。

表1 热采参数统计Table 1 Thermal recovery parameter statistics

2.2 剩余油类型划分

研究目标区块的剩余油分布特征，依据剩余油饱和度、采出程度等参数的不同划分出边水影响型、层间差异型、层内差异型、断层遮挡型以及井间富集型5种稠油井剩余油类型（见图3）。

定量地对XQ⁃45区各个层位的剩余油潜力进行表征和评价，H 3Ⅱ3的油层较厚，原始地质储量相对较大，所以剩余地质储量仍然较为丰富，具有较高开采潜力。图4为各小层采出程度。

由图4可以看出,局部井区动用程度较高，集中在中心区域，动用程度较高的井区平均在35%左右，而动用效果差的井区平均采出程度低于10%，集中在断层附近以及边水区附近的井排，具有较高的开采潜力。

图3 五类稠油井采出程度分布Fig.3 Distribution of five kinds of heavy oil wells produced degree

图4 各小层采出程度分布Fig.4 Distribution of produced degree of small layers

根据5种剩余油类型油井的采出程度进行剩余油潜力分类评价，剩余油潜力评价标准为：采出程度小于10%的油井剩余油潜力高，采出程度在10%～25%的油井剩余油潜力为中等，采出程度大于25%的油井剩余油潜力低，由此得出5种类型稠油井采出程度由大到小顺序依次为：层内差异型＞层间差异型＞井间富集型＞边水影响型＞断层遮挡型。

其中，XQ⁃45区 H3II2、H3II3、H3II5、H3II6小层均存在边水，且边水区面积不等，边水区附近油井随着吞吐降压开采过程的不断进行，边水沿物性较好的高渗透带推进到油井之中，此时呈现出产油量迅速下降，产水量迅速增加，致使油井周围油层动用状况不均，由此判断为边水影响型稠油井。边水影响型剩余油井数占据22口，采出程度在10%～25%，剩余地质储量相对较高，具有较好的剩余油挖潜潜力，因而对其进行单层蒸汽吞吐挖潜研究。

3 单层蒸汽吞吐挖潜边水影响型剩余油

由于边水影响型剩余油井剩余地质储量相对较高，针对边水型剩余油井中未水淹层段，采取单层蒸汽吞吐方式进行剩余油挖潜。提取新4104井单井地质模型，根据单井储量控制范围，模型平面尺寸取井距之半进行圈定，图5为4104井单井地质模型。

图5 4104井地质模型Fig.5 Geological model of 4104 well

3.1 方案设计原则

4104井历史生产层位有 H3Ⅱ2、H3Ⅱ3、H3Ⅱ5和H 3Ⅱ6，运用容积法分别计算出新4104井单层地质储量，并核实累产油量，从而分析各层的采出状况，结果表明，H 3Ⅱ2、H 3Ⅱ5和 H 3Ⅱ6层采出程度相对较高，分别为23.86%、23.26%、22.84%，不适合实施单采方案。相反，H 3Ⅱ3层采出程度相对较低，为15.83%，未受到边水淹。因而，拟定单采H 3Ⅱ3层设计注汽方案。

方案设计原则为：对于单层剩余油饱和度值较高，采出程度较低的层位，采用蒸汽吞吐的生产方式进行单层开采，按照不同周期注汽强度设计注汽方案，结合现场生产实际，周期注汽强度优化参数为 80、100、120、140 t/m。运用数值模拟方法，并结合目前低油价下经济效益分析以获得最大产油量，经济极限油汽比大于0.2为评价标准，优选出最佳方案（见图6）。

图6 饱和度场Fig.6 Saturation field

4104井设计周期注汽强度分别为80、100、120、140 t/m，蒸汽吞吐生产预测5个周期，周期焖井天数均为3 d，开井生产天数为90 d。油井生产制度以定产液量10 m3/d进行生产，注汽速度为148 t/d，蒸汽吞吐各设计方案及结果如表2所示。

表2 蒸汽吞吐设计方案及结果Table 2 The design plan and results table of steam huff ang puff

3.2 最佳方案优选

图7为不同方案的周期产油量变化。由图7可知，周期产油量随着周期注汽强度的增大而增加，周期产油量在第3周期达到峰值，蒸汽波及半径达到最大值。

图8为不同周期注汽强度的温度场。由图8可知，各方案的蒸汽波及范围内油层平均温度升幅不同，吞吐末期地层温度随着周期注汽强度的增加而升高，周期注汽强度在120 t/m时，蒸汽波及半径达到最大值35 m，同时蒸汽波及范围平面上具有差异性，蒸汽沿着物性较好的层段推进距离较远，最大蒸汽波及半径可达到35 m左右；在物性相对较差的层段，蒸汽波及半径相对较小，为25～29 m（见表3）。

图9为不同周期注汽强度的含油饱和度场。由图9可知，剩余油饱和度场图与温度场图具有较好的对应性，可以直观地反映出各个方案的剩余油分布状况以及油藏动用程度，周期注汽强度为100 t/m的剩余油饱和度场较周期注汽强度80 t/m饱和度场变化明显，蒸汽驱替效果具有较为明显的提高，周期注汽强度为120 t/m和140 t/m时的剩余油饱和度值较周期注汽强度为100 t/m的剩余油饱和度值虽有降低但降低幅度变化不明显，泄油半径无明显增加。

图7 不同方案周期产油量变化Fig.7 Cycle oil production curve of different program

图8 不同周期注汽强度的温度场Fig.8 Temper ature field of different cycle steam injection volume

表3 不同方案生产结果Table 3 Production results table of different program

图9 不同周期注汽强度的含油饱和度场Fig.9 Oil satur ation field of different cycle steam injection volume

图10 为不同周期注汽强度下累产油量、经济油汽比变化。由图10可知，周期注汽强度在80～120 t/m时，油汽比在0.21～0.20 t/t，累产油量在600～800 t。周期注汽强度在100 t/m以上时，油汽比低于0.2 t/t。因此保证油汽比在0.2 t/t以上的同时，获得最大产油量，则必须优选周期注汽强度在100 t/m时为最佳注汽强度。由此可以得出，方案2为最优方案。

图10 不同周期注汽强度下累产油量、经济油汽比变化Fig.10 Different periods of gas injection under the cumulative oil production,economic oil vapor ratio curve

表4为蒸汽吞吐最优方案生产效果统计。由表4可以看出，周期注汽强度为100 t/m时，方案实施取得较好成果。吞吐5个周期后，累注汽量3 700 t，累产液量4 500 t，累产油量738.65 t。

表4 蒸汽吞吐最优方案生产效果统计Table 4 The best plan production effect statistics table of steam huff and puff

4 经济分析

图11为吨油完全成本与税后油价对比。

图11 吨油完全成本与税后油价对比Fig.11 Full cost of tons oil and after⁃tax oil pr ices comparison chart

从图11可以看出，单层蒸汽吞吐吨油完全成本为998元/t，油价在40美元/桶时，税后油价为1 527元/t，开始呈现上升趋势。到70美元/桶时，税后油价达到2 653元/t，此时可获得较高的经济效益。

5 结 论

（1）研究目标区块稠油井的剩余油分布特征，依据剩余油饱和度、采出程度等参数的不同划分出5种稠油井剩余油类型。其中边水影响型剩余油井数为22口，采出程度在10%～25%，剩余地质储量相对较高，具有较好的剩余油挖潜潜力。

（2）边水影响型剩余油井，针对未水淹层采取单层蒸汽吞吐的生产方式，周期注汽强度在80～120 t/m时，油汽比在0.21～0.20 t/t，累产油量在600～800 t。周期注汽强度在100 t/m以上时，油汽比低于0.2 t/t。因此在保证油汽比在0.2 t/t以上的同时，获得最大产油量，则必须优选周期注汽强度在100 t/m时为最佳注汽强度。

（3）周期注汽强度为100 t/m时，周期产油量在第3周期达到峰值，蒸汽波及半径达到最大值。吞吐5个周期后，累注汽量3 700 t，累产液量4 500 t，累产油量738.65 t，实施方案效果最好。