过热蒸汽吞吐开采界限及注采参数优化研究

李 星，黄 郑，费永涛 胡德鹏，孙 鹏（中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南 南阳473132）

过热蒸汽吞吐开采界限及注采参数优化研究

李 星，黄 郑，费永涛 胡德鹏，孙 鹏（中石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南 南阳473132）

过热蒸汽吞吐相比普通湿蒸汽吞吐能够大幅度提高浅薄层超稠油油藏的开发效果，是提高该类油藏采收率的有效途径。建立浅薄层超稠油油藏三维地质模型，进行过热蒸汽吞吐数值模拟研究，确定了不同油层埋藏深度和油汽比条件下的厚度下限；研究原油产量与原油粘度的关系，确定了过热蒸汽吞吐原油粘度上限，并进行注采参数优化研究，优选出最佳的周期注汽量、注汽速度、焖井时间和最大排液量。从井楼油田过热蒸汽吞吐试验区的实施效果看，取得了显著的成效，大大增加了该类油藏的技术可采储量。

过热蒸汽吞吐；浅薄层超稠油油藏；开采界限；注采参数优化

过热蒸汽与相同压力下的饱和蒸汽相比，具有更高的温度、更多热焓和更大的比容；高温、高能量的过热蒸汽将油层加热到更高温度，且加热范围更大，过热蒸汽与储集层流体及矿物质发生更强烈的物理、化学反应；过热蒸汽加热降粘、使原油热膨胀、转变岩石表面润湿性、扩大高温相渗范围及改善井底周围渗流环境等作用更显著；过热蒸汽吞吐增油量更高，生产周期更长。过热蒸汽吞吐油层开采界限和注采参数的研究还较少［1～3］。

过热蒸汽吞吐井生产效果受油层条件和注采参数等诸多因素共同影响［4］，笔者在油藏数值模拟的基础上，对浅薄层超稠油油藏过热蒸汽吞吐开采界限和注采参数进行优化研究，并且应用研究结果进入现场综合评价了该类油藏过热蒸汽吞吐井的开采效果。

1 油藏地质模型的建立及历史拟合

1.1 油藏地质模型的建立

根据井楼油田浅薄层超稠油油藏地质特点，建立了L121井区Ⅱ61层超稠油油藏地质模型（图1）。该类油藏埋深200m，有效 厚 度（h）4.0m， 纯 总 比0.5，油层原始压力1.7MPa，油层温度26℃，平均孔隙度（φ）34%，平均渗透率（k）2.8μm2，含油饱和度（So）70%，原油密度0.97g/cm3；Ⅱ61层原油粘度，据L118井原油粘温分析，油层温度（33℃）下脱气原油粘度为81925mPa·s。模型在纵向上划分为2个单油层和1个泥岩夹层，建立了15×15×3的模拟网格系统。

图1 浅薄层超稠油油藏地质模型

1.2 历史拟合

以上述地质模型为基础，拟合了超稠油油藏平均各周期的开采效果。历史拟合5个周期，时间580d。拟合注汽量3352t，产油量1188t，产水量1653t，与实际吞吐指标相比，符合率分别为95.1%、98.2%和91.0%。可见，注汽量与产油量符合率较高，产水量拟合符合率偏低。数模拟合结果与实际吞吐情况基本符合。

2 超稠油油藏注过热蒸汽吞吐开采界限研究

2.1 油层厚度下限研究

在超稠油油藏单井过热蒸汽吞吐开采数值模拟研究的基础上，分别对不同油藏深度条件下，不同纯总比时产油量与油层厚度进行回归，得出超稠油油藏产油量与油层厚度的线性相关关系式，依照不同纯总比、不同油藏深度下的相应关系式，计算超稠油油藏过热蒸汽吞吐开采的油层厚度下限。

1）在70m×100m井距条件下，油藏埋深为200～600m、纯总比0.3～0.7，超稠油油藏一套层系过热蒸汽吞吐的油层厚度下限为4.1～11.7m。

2）在70m×100m井距条件下，同一油藏深度下，随着纯总比增大，要求的油层厚度下限逐渐减小。油藏埋深300m条件下，纯总比从0.3增大到0.7时，油层厚度下限由6.8m下降为4.8m，下降了2.0m，降幅为29.4%。

3）在70m×100m井距条件下，同一纯总比下，随着油藏深度增加，过热蒸汽吞吐要求的油层厚度下限逐渐增大。纯总比为0.5时，油藏深度从200m增加到600m时，油层厚度下限由4.6m增加到9.0m，增幅达95.6%。

4）在100m×141m井距条件下，油藏埋深为200～600m、纯总比0.3～0.7，一套层系过热蒸汽吞吐的油层厚度下限为2.7～7.8m。

5）在100m×141m井距条件下，同一油藏深度下，随着纯总比增大，要求的油层厚度下限逐渐减小。油藏埋深300m条件下，纯总比从0.3增大到0.7时，油层厚度下限由4.6m降为3.3m，下降了1.3m，降幅28.3%。

6）在100m×141m井距条件下，同一纯总比时，随着油藏深度增加，过热蒸汽吞吐要求的油层厚度下限逐渐增大。纯总比为0.5时，油藏埋深从200m增加到600m时，油层厚度下限由2.9m增加到6.0m，增幅达106.8%。

2.2 原油粘度上限研究

1）原油粘度与产油量的关系 在历史拟合的基础上，对超稠油油藏原油粘度与产油量关系进行了研究。研究以油藏埋深300m、70m×100m井距、油层有效厚度5.0m、纯总比0.5为基础条件，分别对原油粘度为68000、100000和150000mPa·s时的开发指标作了预测，结果见表1。由表1可见，在相同条件下，随着原油粘度增大，产油量、油汽比和采收率均呈下降趋势。当原油粘度由68000mPa·s增大到150000mPa·s时，产油量从1180t降为940t，降幅20.3%；油汽比从0.31下降到0.25，降幅19.4%；采收率从24.1%下降到19.2%，降幅20.3%。

2）原油粘度上限研究 在对原油粘度与产油量关系研究的基础上，研究了超稠油油藏过热蒸汽吞吐开采的原油粘度上限。结果表明：在油藏埋深300m、井距70m×100m、油层厚度5.0m、纯总比0.5的条件下，浅薄层超稠油油藏过热蒸汽吞吐原油粘度上限达321034mPa·s。

表1 原油粘度对蒸汽吞吐开采效果的影响

3 超稠油油藏注过热蒸汽吞吐注采参数优化研究

通过数值模拟研究对井楼油田L121井区Ⅱ61层超稠油油井注过热蒸汽的注汽量、注汽速度、焖井时间和最大排液量进行了优化研究，以便对比筛选出适宜的注采参数。

3.1 注汽量优化

周期每米油层所注入的蒸汽量，是影响蒸汽吞吐效果的重要因素。

在井底干度90%、注气温度300℃和周期废弃产量2.0t/d的情况下，分别按不同的油层厚度3.5、5和10m模拟了第1周期每米油层注汽量为80、100、120、140和160t前3个周期的吞吐效果，其中第2周期和第3周期注汽量按前一周期10%递增。

从模拟结果可以看出，不同油层厚度都是随着周期注汽量的增加，累计产油量增加，但累计产油量增加的幅度先大后小。油层厚度3.5m，每米注汽量为140t；油层厚度5m，每米注汽量为120t；油层厚度10m，每米注汽量为80t，增产幅度达到最大，增产油汽比也最大，随后注汽量增大，累计增油量减少。综合考虑，油层厚度3.5m选择每米油层注汽量为120t；油层厚度5m选择每米油层注汽量为100t；油层厚度10m选择每米油层注汽量为80t。

3.2 注汽速度优选

注汽速度主要取决于水相和汽相的渗透率、油层厚度、原油粘度、油层压力、注入压力以及油层的吸汽能力等，可以用改变井口注汽压力的方法来控制注汽速度。

在总注入量与蒸汽干度一定的情况下，分别按不同的油层厚度3.5、5和10m模拟了注汽速度为30、50、70、90、110、130、150t/d时吞吐3个周期的生产情况。模拟结果表明：随着注汽速度的提高，前3个周期累计产油量依次增加，油层厚度3.5m，注汽速度为70t/d；油层厚度5m，注汽速度为90t/d；油层厚度10m，注汽速度为110t/d时产油量增幅最大，之后产油量增幅减缓。因此，优选注汽速度一般为70～110t/d。

3.3 焖井时间优选

注汽后的焖井，是为了把蒸汽所携带的潜热有效地传给油藏，均匀充分地加热油层，防止生产时采出过多的蒸汽，以提高蒸汽的利用率。焖井时间的选择也直接影响周期生产效果的好坏。

在前面优选的注汽速度，井底蒸汽干度90%，井底蒸汽温度300℃下，分别对焖井时间为1、3、5、7d的情况模拟计算了3个周期。结果表明，从3d增加到5d时，累计产油量增多，油汽比升高，说明蒸汽与油层热交换日趋充分；而当焖井时间再增加时，累计产油量减少，说明热量已经有所损失。所以，根据数值模拟计算得出的最佳焖井时间为3～5d。

3.4 最大排液量优选

在前面优选的注汽量、注汽速度和焖井时间的前提下，对5m油层模拟最大排液量分别为10、20、30、40、50t/d时过热蒸汽吞吐3个周期的生产效果。结果表明：当排液量超过20t/d时，平均日产油增加幅度不大，累计产油量反而减少。综合考虑，确定最佳排液量为20t/d。

4 现场实施效果

数值模拟研究表明，过热蒸汽吞吐井底蒸汽干度90%以上，比湿的注入蒸汽热焓增加27.5%～33.0%，单井累计注汽8640t，累计产油3199t，过热蒸汽吞吐油汽比0.37，采收率达25.6%［5］。

从井楼油田过热蒸汽吞吐试验区的开发效果来看，在周期产油量、平均日产油、峰值产油和周期油汽比等关键指标来看，均比普通湿蒸汽吞吐有较大改善（表2）。依据开发界限研究结果，经筛选过热蒸汽吞吐在河南油田可经济动用899×104t超稠油低品位储量，增加可采储量224.8×104t。

表2 井楼油田过热蒸汽吞吐试验区开发效果对比表

5 结 论

1）通过油藏数值模拟研究，分别在70m×100m和100m×141m井距下，对不同油藏深度，不同纯总比条件下超稠油油藏过热蒸汽吞吐产油量与油层厚度进行回归，得出超稠油油藏过热蒸汽吞吐开采的油层厚度下限。

2）以油藏埋深300m、70m×100m井距、油层有效厚度5.0m、纯总比0.5为基础条件，分别对不同原油粘度下浅薄层超稠油油藏过热蒸汽吞吐的开发指标作了预测，研究了超稠油油藏原油粘度与产油量的关系，得出了该类油藏过热蒸汽吞吐原油粘度上限。

3）通过数值模拟研究对试验区超稠油井注过热蒸汽吞吐的注汽量、注汽速度、焖井时间和最大排液量进行了优化研究，以便对比筛选出适宜的注采参数。

4）从试验区的实施效果来看，周期吞吐产油量提高了1.1～2.2倍，周期油汽比提高了1.6～3倍，周期含水率降低了9%～34%，取得了显著的效果，对浅薄层超稠油油藏改善开发效果提供了有效的途径。

［1］闵娜.过热蒸汽性质及应用［J］.电器工程设计，2005，33（1）：28～30.

［2］常毓文，张毅，胡用久，等.稠油热采技术新进展［M］.北京：石油工业出版社，1997.

［3］陈月明.注蒸汽热力采油［M］.东营：石油大学出版社，1996.64～83.

［4］刘文章.热采稠油油藏开发模式［M］.北京：石油工业出版社，1998.

［5］李春涛，钱根宝，吴淑红，等.过热蒸汽性质及其在稠油油藏吞吐开发中的应用——以哈萨克斯坦肯基亚克油田盐上稠油油藏为例［J］.新疆石油地质，2008，29（4）：495～497.

Production Limit and Injector－producer Parameter Optimization of Superheated Steam Soaks

LI Xing，HUANG Zheng，FEI Yong－tao，HU De－peng，SUN Peng（First Author's Address：Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Henan Oilfield Company，SINOPEC，Nanyang473132，Henan，China）

Superheated steam soak could greatly improve development effect in shallow thin and extra－heavy oil reservoirs compared to common stream soak，and it was an effective approach to enhance oil recovery.A 3Dgeological model was established for shallow and thin extra heavy oil reservoirs for a numerical simulation of superheated steam soaks，the low thickness limits of different reservoir burial depths and oil－gas ratio，the relation between oil production and oil viscosity was studied and the upper viscosity limit of the superheated steam soaks was determined and the injector－producer parameters were optimized，thus the optimal cyclic steam injecting volume，injection velocity，soak time and the largest liquid displacement rate.Seeing from the experiment of superheated steam soak in Jinglou Oilfield，obvious effect is achieved and technical recoverable reserves are improved in the oilfield.

superheated steam soak；shallow thin extra－heavy oil reservoir；production limit；injector－producer parameter optimization

TE357.44

A

1000－9752（2012）06－0148－04

2011－12－29

中国石油化工股份有限公司科技攻关项目（P07051）。

李星（1982－），男，2004年大学毕业，硕士，工程师，现从事油田开发及油藏数值模拟工作。

［编辑］ 萧 雨