牛保倫，任韶然，張玉，鄔俠，孫鵬

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 255666；2.中國(guó)石化河南油田分公司石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南 南陽(yáng) 473000）

超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布規(guī)律研究

牛保倫1，任韶然1，張玉1，鄔俠2，孫鵬2

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 255666；2.中國(guó)石化河南油田分公司石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南 南陽(yáng) 473000）

針對(duì)超稠油油藏，以油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)為基礎(chǔ)，分析了影響蒸汽吞吐效果的主要因素及吞吐末期剩余油分布規(guī)律，同時(shí)結(jié)合動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)資料、地球物理測(cè)井技術(shù)和密閉取心等多種方法進(jìn)行了驗(yàn)證?；诘湫统碛陀筒鼐?xì)地質(zhì)模型和概念模型，定量分析了原油黏度、蒸汽干度、開(kāi)發(fā)方式和儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)剩余油分布的影響。結(jié)果表明，平面上剩余油分布主要受井間蒸汽波及范圍、井網(wǎng)不完善和邊底水影響；縱向剩余油主要由層間非均質(zhì)性及地層傾角控制。

稠油；剩余油；蒸汽吞吐；影響因素；非均質(zhì)綜合指數(shù)

0 引言

蒸汽吞吐是稠油開(kāi)發(fā)的主要手段［1］。目前國(guó)內(nèi)大部分稠油區(qū)塊處在蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)末期，如河南油田、遼河油田等主要稠油產(chǎn)區(qū)，蒸汽吞吐井平均周期達(dá)十余個(gè)，但采收率僅20%左右，仍有較多剩余油存在［2-4］。在進(jìn)行下步綜合調(diào)整措施之前，需對(duì)蒸汽吞吐后剩余油分布有明確認(rèn)識(shí)。

目前研究剩余油分布的主要方法有：油藏?cái)?shù)值模擬、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)、油藏工程、密閉取心、地球物理測(cè)井技術(shù)等［5-8］。本文基于現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)和動(dòng)態(tài)開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)，利用油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，結(jié)合實(shí)例，分析了超稠油油藏蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)影響因素及剩余油分布規(guī)律。采用河南油田泌淺10斷塊Ⅳ9層精細(xì)地質(zhì)模型，在21 a生產(chǎn)歷史擬合的基礎(chǔ)上，進(jìn)行蒸汽吞吐影響因素分析和剩余油分布研究。為消除實(shí)際地層中非均質(zhì)等因素的影響，在實(shí)際油藏性質(zhì)基礎(chǔ)上，建立了層內(nèi)均質(zhì)和層間非均質(zhì)的概念模型。泌淺10斷塊油層平均深度306 m，初始?jí)毫?.9 MPa，地面脫氣原油黏度50～70 Pa·s，原始地層溫度30.4℃，原始含油飽和度75%，孔隙度34%，有效厚度1.2～20.2 m，平均滲透率2.46 μm2。非均質(zhì)性較為嚴(yán)重，平面上平均滲透率級(jí)差高達(dá)15，垂向上平均滲透率級(jí)差介于13.8～42.6。

1 蒸汽吞吐影響因素

1.1 稠油黏度

利用泌淺10斷塊油藏概念模型，分析了不同原油黏度對(duì)蒸汽吞吐效果的影響，模擬結(jié)果如圖1所示。在前4個(gè)吞吐周期，原油黏度對(duì)產(chǎn)油量具有較大影響，黏度越低，產(chǎn)油量越大。隨著吞吐周期的增多，井周?chē)貙颖恢饾u加熱，地層溫度較高，且分布趨于穩(wěn)定或變化不大，蒸汽的波及范圍達(dá)到極限，原油黏度在高溫下變得較低，受初始原油黏度的影響不大。

圖1 黏度對(duì)蒸汽吞吐效果的影響

1.2 蒸汽干度

蒸汽干度越高，蒸汽熱焓值越大，熱效率越高。提高蒸汽干度可降低近井地帶的冷凝水飽和度，增加地層內(nèi)蒸汽的熱利用率。河南油田現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)資料表明，蒸汽干度為20%～70%時(shí)，每增加1個(gè)百分點(diǎn)，前3個(gè)吞吐周期的單井產(chǎn)油量平均增加4.7 m3，當(dāng)蒸汽干度大于60%后，產(chǎn)油量增長(zhǎng)幅度變小。

選用泌淺10斷塊概念地質(zhì)模型，設(shè)吞吐井距為70 m，蒸汽到達(dá)井底時(shí)溫度為250℃，模擬計(jì)算了不同蒸汽干度下，蒸汽吞吐10個(gè)周期后的井間溫度場(chǎng)分布（見(jiàn)圖2）。蒸汽干度越高，近井溫度越高，分布越均勻，但遠(yuǎn)井地帶（大于30 m）的溫度相差不大；蒸汽干度小于40%，溫度隨井距近似于直線趨勢(shì)降低，說(shuō)明蒸汽熱效率低；蒸汽干度大于60%，井間溫度場(chǎng)變化不大；長(zhǎng)期蒸汽吞吐后，蒸汽干度對(duì)吞吐有效半徑影響變小。

1.3 吞吐周期

以泌淺10斷塊G51413井為例（15個(gè)吞吐周期），分析蒸汽的有效波及范圍及多周期開(kāi)發(fā)后期的剩余油分布情況可知：蒸汽波及范圍在前5個(gè)周期快速提高至20～25 m，10個(gè)吞吐周期后，蒸汽波及范圍變化不大；從現(xiàn)場(chǎng)測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)可得出，受油層滲透率和蒸汽重力差異等作用，蒸汽吞吐產(chǎn)生近似“漏斗型”的剖面，即近井周?chē)筒厣喜亢惋柡投葹?0%左右，底部含油飽和度為35%～50%，最大波及范圍35 m。

圖2 不同蒸汽干度下井間溫度場(chǎng)

1.4 油藏非均質(zhì)性

以Ⅳ9-3層為例，采用了波疊加的原理，依據(jù)熱熵計(jì)算方法［9］，將反映儲(chǔ)層幾何形態(tài)（沉積微相、油層構(gòu)造）的圖件與反映儲(chǔ)層質(zhì)量（滲透率、孔隙度、有效厚度）的圖件格式化后進(jìn)行疊加，求其加權(quán)平均值，進(jìn)而繪制非均質(zhì)綜合指數(shù)IRH的等值線圖（見(jiàn)圖3a）。地層非均質(zhì)綜合指數(shù)不但可定量評(píng)價(jià)儲(chǔ)層非均質(zhì)性，還可揭示剩余儲(chǔ)量的分布特征。

結(jié)果表明，吞吐后剩余儲(chǔ)量豐度場(chǎng)圖（見(jiàn)圖3b）與非均質(zhì)綜合指數(shù)的分布有很好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。在IRH大于0.75的區(qū)域（均質(zhì)性高），剩余儲(chǔ)量豐度較低，即采出程度高；IRH為0.50～0.75的區(qū)域，有一定的剩余儲(chǔ)量豐度，是主要的剩余油分布區(qū)；對(duì)于IRH小于0.25的區(qū)域，非均質(zhì)嚴(yán)重，儲(chǔ)層物性較差，雖然采出程度較低，但該區(qū)域原始儲(chǔ)量較低，剩余油不多，沒(méi)有挖潛的余地。

圖3 Ⅳ9-3層非均質(zhì)綜合指數(shù)與剩余油分布

2 剩余油分布規(guī)律

2.1 平面剩余油分布

2.1.1 井間剩余油

在蒸汽溫度一定的情況下，多周期蒸汽吞吐后，蒸汽的有效波及半徑主要受地層吸汽能力的影響。泌淺10斷塊現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)表明，受蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)方式影響，在無(wú)大孔道或高滲帶地層中，蒸汽波及有效半徑一般為30～40 m。井網(wǎng)加密前，老井泄油半徑一般為30～ 35 m，加密吞吐后，老井泄油半徑為35～40 m，泄油半徑變化不大，僅增加5 m。目前加密井的采出程度平均為16%左右，泄油半徑一般為35 m左右。14口加密井（井距70～100 m不等）密閉取心分析結(jié)果表明，油層含油飽和度為70%以上，基本處于未動(dòng)用狀態(tài)。目前蒸汽吞吐加密井井距一般為70 m～100 m，因此井間區(qū)域仍是剩余油分布的高值區(qū)。

2.1.2 井網(wǎng)不完善區(qū)域

對(duì)于含多套層系的稠油油藏，現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)發(fā)方案大多采用“先豐后薄，逐層上返”的原則，在位置相同而儲(chǔ)層豐度差異較大的區(qū)域，受鉆井、開(kāi)發(fā)等經(jīng)濟(jì)因素影響，井網(wǎng)尚未完善，剩余油較多。對(duì)于此類(lèi)區(qū)域，可在經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)后重新布井或采用新的開(kāi)發(fā)方式提高采出程度。

2.1.3 靠近邊底水區(qū)域

靠近油水邊界的吞吐井在生產(chǎn)過(guò)程中，由于壓力降低，井周?chē)艿竭叺姿娜肭只蝈F進(jìn)，容易發(fā)生水淹，大大降低了蒸汽干度，熱利用率低，縮小了蒸汽波及范圍；同時(shí)受油水流動(dòng)性差異影響，產(chǎn)出液中含水較高，單井采出程度較低，剩余油較多。

對(duì)泌淺10斷塊距離油水邊界不同的24口井生產(chǎn)狀況統(tǒng)計(jì)表明（見(jiàn)圖4），隨著距離的增大，采出程度逐漸提高，二者近似呈多項(xiàng)式關(guān)系。

圖4 采出程度與生產(chǎn)井距油水邊界距離關(guān)系

現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)了2口有效厚度相近的吞吐井，4個(gè)吞吐周期后的開(kāi)發(fā)效果見(jiàn)表1。在注氣量和生產(chǎn)時(shí)間相似的情況下，水淹井開(kāi)發(fā)效果明顯低于未水淹井，產(chǎn)油量降低38%。因此，油水邊界處儲(chǔ)量豐度仍較高，下步開(kāi)發(fā)調(diào)整措施需加強(qiáng)對(duì)水侵的控制。

表1 未被水淹井與水淹井開(kāi)發(fā)指標(biāo)對(duì)比

2.2 縱向剩余油分布

2.2.1 層間非均質(zhì)性控制的剩余油

縱向上剩余油分布主要受層間非均質(zhì)性影響，宏觀上表現(xiàn)為層間滲透率差異。泌淺10斷塊層間滲透率級(jí)差高達(dá)13.8～42.6，密閉取心巖樣分析表明，層間采出程度相差較大。根據(jù)巖心沖刷程度［9］，將巖心分為強(qiáng)水洗、中水洗、弱水洗、未水洗4個(gè)等級(jí)（見(jiàn)圖5），其中吸汽好的油層占層厚的30%～40%，吸汽差的占27%～ 38%，層間動(dòng)用程度差異較大。

利用數(shù)值模擬方法，定量計(jì)算了泌淺10斷塊H3Ⅳ9層蒸汽吞吐后5個(gè)小層的剩余儲(chǔ)量（見(jiàn)圖6）。由圖可以看出，受層間滲透率差異影響，Ⅳ9-1層采出程度最低，但剩余儲(chǔ)量最低；Ⅳ9-3，Ⅳ9-4層儲(chǔ)層物性最好，儲(chǔ)量豐度最高，采出程度和剩余儲(chǔ)量也最高，仍是下步挖潛的主力層位。

圖5 遭受不同程度水洗后的取樣巖心

圖6 H3Ⅳ9層各小層剩余儲(chǔ)量分布

2.2.2 蒸汽超覆作用

對(duì)于地層傾角較大的油藏，受蒸汽重力差異作用，注入蒸汽沿上傾方向突進(jìn)嚴(yán)重，在蒸汽下傾方向及油層底部存在大量剩余油。泌淺10斷塊局部區(qū)域地層傾角較陡，汽竄干擾嚴(yán)重。截至2009年，現(xiàn)場(chǎng)共監(jiān)測(cè)到77次汽竄，其中注入蒸汽從低部位向高部位竄流的有55井次，占總汽竄的71%。數(shù)模計(jì)算結(jié)果表明，蒸汽沿上傾方向波及范圍達(dá)70～80 m，而下傾方向僅有10 m左右，剩余儲(chǔ)量較多。

3 結(jié)論

1）剩余油研究是下步開(kāi)發(fā)綜合調(diào)整的基礎(chǔ)，通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬、地質(zhì)認(rèn)識(shí)、現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)、開(kāi)發(fā)歷史等多種途徑，在更深層次上認(rèn)識(shí)了蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)規(guī)律，從不同角度揭示了蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)后期剩余油分布規(guī)律。

2）平面上，在近井地帶含油飽和度為20%～35%，油層動(dòng)用較好；井間區(qū)域含油飽和度為50%以上，油層動(dòng)用程度較差；靠近油水邊界井區(qū)域剩余油較多，井網(wǎng)不完善、儲(chǔ)層物性差的區(qū)域也有較多剩余油。

3）縱向上，受層間滲透率差異及地層傾角的影響，層間動(dòng)用程度差異較大。對(duì)層間剩余油的定量計(jì)算表明，采出程度低的層，剩余儲(chǔ)量不一定高。

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（編輯 孫薇）

Study of remaining oil distribution in super-heavy oil reservoir at late stage of steam stimulation

Niu Baolun1,Ren Shaoran1,Zhang Yu1,Wu Xia2,Sun Peng2
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 255666,China;2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Henan Oilfield Company,SINOPEC,Nanyang 473000,China)

Based on reservoir simulation,various influential factors and remaining oil distribution at late stage of steam stimulation are analyzed for super-heavy oil reservoirs.And at the same time,verification is conducted,combined with dynamic monitoring data, geophysical well logging and sealed coring.On the basis of detailed geological model and conceptual model of super-heavy oil reservoir,the effects of oil viscosity,steam quality,injection-production mode and reservoir heterogeneity on the distribution of remaining oil have been quantitatively studied.The results show that the main factors affecting the remaining oil distribution include the sweeping efficiency of steam,imperfect well pattern and edge water and bottom water in plane.Vertically,the remaining oil is controlled by interlayer heterogeneity and stratigraphic dip.

heavy oil;remaining oil;steam stimulation;influential factor;heterogeneous synthetic index

山東省泰山學(xué)者建設(shè)工程基金項(xiàng)目（TSXZ2006-15）；河南油田技術(shù)開(kāi)發(fā)項(xiàng)目“泌淺10斷塊熱化學(xué)驅(qū)井網(wǎng)及注采參數(shù)優(yōu)化研究”（G0503-09-ZS-035）

TE357.44

：A

1005-8907（2012）02-0228-04

2011-08-08；改回日期：2012-01-20。

牛保倫，男，1984年生，在讀博士研究生，2007年本科畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程專(zhuān)業(yè)，主要從事注氣提高采收率方面的研究工作。E-mail：nblun@163.com。

牛保倫，任韶然，張玉，等.超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布規(guī)律研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（2）：228-231. Niu Baolun，Ren Shaoran，Zhang Yu，et al.Study of remaining oil distribution in super-heavy oil reservoir at late stage of steam stimulation［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（2）：228-231.