程紫燕 （中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營257015）

周勇 （中石化勝利油田分公司河口采油廠，山東 東營257000）

“十一五”以來，通過深化水平井熱采滲流模式和技術(shù)政策界限研究，勝利油田稠油水平井應(yīng)用實(shí)現(xiàn)了由零散水平井向整體水平井組合開發(fā)的大跨越[1]，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量約5600×104t。對(duì)于整體水平井組合開發(fā)的區(qū)塊來說，吞吐后期適時(shí)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)是提高采收率的必要手段。目前部分區(qū)塊油藏壓力已降至原始地層壓力的60%左右，地層能量不足，吞吐效果變差，亟待開展水平井蒸汽驅(qū)技術(shù)研究。但目前國內(nèi)外對(duì)水平井蒸汽驅(qū)方面的研究甚少，水平井蒸汽驅(qū)井網(wǎng)形式、不同類型油藏水平井蒸汽驅(qū)技術(shù)政策界限等技術(shù)難題亟待解決。在此，筆者采用油藏?cái)?shù)值模擬方法，對(duì)不同類型稠油油藏水平井蒸汽驅(qū)的技術(shù)政策界限進(jìn)行了系統(tǒng)研究。

1 水平井蒸汽驅(qū)技術(shù)政策界限研究

1.1 井網(wǎng)形式

合理的井網(wǎng)形式將會(huì)使區(qū)塊發(fā)揮最佳的開發(fā)潛能[2]。水平井蒸汽驅(qū)數(shù)值模擬研究過程中，設(shè)計(jì)了水平井組合的7種井網(wǎng)形式，分別是排狀汽驅(qū)井網(wǎng)、反五點(diǎn)汽驅(qū)井網(wǎng)、排狀交錯(cuò)汽驅(qū)井網(wǎng)、反九點(diǎn)汽驅(qū)井網(wǎng)、反九點(diǎn)轉(zhuǎn)反五點(diǎn)汽驅(qū)井網(wǎng)、反九點(diǎn)轉(zhuǎn)排狀汽驅(qū)井網(wǎng)和反七點(diǎn)汽驅(qū)井網(wǎng)。利用數(shù)值模擬方法對(duì)比計(jì)算了7種井網(wǎng)形式的開發(fā)效果，結(jié)果見圖1。

從圖1可以看出，水平井組合的類反五點(diǎn)井網(wǎng)的采收率最高，其次為反九點(diǎn)轉(zhuǎn)反五點(diǎn)井網(wǎng)，反九點(diǎn)轉(zhuǎn)排狀井網(wǎng)次之；水平井組合的排狀交錯(cuò)井網(wǎng)的單儲(chǔ)凈產(chǎn)油最高，其次為反九點(diǎn)轉(zhuǎn)反五點(diǎn)井網(wǎng)，排狀井網(wǎng)次之。除水平井組合的類反九點(diǎn)井網(wǎng)和類反七點(diǎn)井網(wǎng)的采收率和單儲(chǔ)凈產(chǎn)油較小以外，其余5種井網(wǎng)形式水平井蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果相差不大，采收率都大于50%，單儲(chǔ)凈產(chǎn)油都在1900t/104t以上。

結(jié)合數(shù)值模擬研究結(jié)果，并考慮到現(xiàn)場易于操作管理，因此在既保證井底干度又要實(shí)現(xiàn)合理排液量的條件下，注采井?dāng)?shù)比應(yīng)盡可能地小，推薦水平井蒸汽驅(qū)井網(wǎng)形式采用先反九點(diǎn)，后適時(shí)轉(zhuǎn)排狀。

1.2 合理井距

井距是指生產(chǎn)井與注汽井之間的距離。合理的井距應(yīng)滿足以下幾項(xiàng)原則：①合理的單井控制儲(chǔ)量，較高的采收率；②具有一定的經(jīng)濟(jì)效益；③能夠有效蒸汽驅(qū)；④要盡可能為蒸汽突破后或發(fā)生不規(guī)則竄流后留有調(diào)整的余地[3]。

圖1 水平井組合不同井網(wǎng)形式時(shí)蒸汽驅(qū)開發(fā)效果對(duì)比圖

利用油藏?cái)?shù)值模擬方法，對(duì)比計(jì)算了不同原油黏度、不同油層厚度、不同井距時(shí)水平井蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果，建立了相應(yīng)的合理井距圖版，結(jié)果見圖2。從圖2來看，隨著油層厚度的增大，油藏的合理井距逐漸變?。辉宛ざ仍酱?，井距也得相應(yīng)地減小。

1.3 油層厚度

數(shù)值模擬研究顯示，油藏油層厚度越大，凈總比越大，蒸汽超覆現(xiàn)象越明顯 （圖3），油層熱損失越小，水平井蒸汽驅(qū)的熱利用率越高。通過數(shù)值模擬，建立了不同油層厚度 （2～10m）、不同油性 （普通稠油、特稠油、超稠油、特超稠油）水平井蒸汽驅(qū)井組的概念模型，預(yù)測了井組凈產(chǎn)油量，篩選了水平井蒸汽驅(qū)的有效厚度界限 （圖4）。研究發(fā)現(xiàn)，隨著油層厚度的增大，累積產(chǎn)油量逐漸增加，累積油汽比也出現(xiàn)逐漸遞增的趨勢；當(dāng)油層厚度增大到一定程度時(shí)，增加趨勢變緩；但采出程度則表現(xiàn)為先增加后減小的趨勢。分析原因?yàn)椋河蛯雍穸扰c熱采效果的敏感關(guān)系在某一油層厚度時(shí)較明顯。說明油層厚度太大時(shí)，油層縱向動(dòng)用程度不均勻，部分厚度動(dòng)用較差。

圖2 不同黏度、厚度水平井蒸汽驅(qū)合理井距圖版

圖3 不同厚度水平井蒸汽驅(qū)縱向溫度場

實(shí)施水平井蒸汽驅(qū)時(shí)，由于蒸汽橫向驅(qū)動(dòng)作用的加強(qiáng)，使得油層的動(dòng)用界限有所降低[4]。依據(jù)數(shù)模結(jié)果 （圖4），隨著原油黏度的增大，油藏動(dòng)用的極限厚度逐漸變厚，特超稠油油藏動(dòng)用的極限厚度明顯大于普通稠油和特稠油油藏。油價(jià)70U＄/bbl（美元/桶）時(shí)普通稠油油藏水平井蒸汽驅(qū)的極限厚度4.1m，特稠油油藏4.4m，超稠油油藏5.3m，特超稠油油藏6.3m。

1.4 原油黏度

原油黏度增大，流體在地下滲流的阻力增加，水平井端點(diǎn)間指進(jìn)明顯，蒸汽波及區(qū)域變小 （圖5），蒸汽驅(qū)效果變差。因此，在合理的井距下，肯定存在一個(gè)原油黏度動(dòng)用極限。

圖4 不同原油黏度水平井蒸汽驅(qū)極限厚度圖

圖5 不同原油黏度水平井蒸汽驅(qū)末溫度場

由數(shù)值模擬研究結(jié)果 （圖6）可以看出：隨著原油黏度的增加，井組的單儲(chǔ)凈產(chǎn)油量逐漸遞減，累積油汽比和采收率也呈現(xiàn)遞減的趨勢。分析原因?yàn)椋涸宛ざ仍酱螅蛊渚哂辛鲃?dòng)性需要的熱量越多，開采越困難[5]；原油黏度越大，地層流體滲流阻力越大，滲流能力越小，開發(fā)效果越差[6]。研究認(rèn)為稠油油藏水平井蒸汽驅(qū)黏度的動(dòng)用界限小于18×104mPa·s。

1.5 井底蒸汽干度

蒸汽驅(qū)操作條件對(duì)蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的影響非常大，即使應(yīng)用合理的操作條件可以取得較好蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的油藏，如果設(shè)計(jì)或?qū)嵤┑牟僮鳁l件不合理，也會(huì)使蒸汽驅(qū)歸于失敗[7，8]。井底干度是影響水平井蒸汽驅(qū)成敗的關(guān)鍵因素之一[4]。合理選擇井口蒸汽干度，確保井底各項(xiàng)注汽參數(shù)符合要求，保證向油藏中注入盡可能多的熱量，提高蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率是十分必要的。從不同干度水平井蒸汽驅(qū)采收率變化曲線看 （圖7），隨著井底蒸汽干度的增加，采收率呈上升趨勢，當(dāng)井底蒸汽干度超過0.4以后，采收率上升幅度變緩；井底蒸汽干度越大，蒸汽加熱體積比 （蒸汽波及后油藏被加熱的孔隙體積與油藏總孔隙體積之比）越大，縱向和平面蒸汽腔越發(fā)育 （圖8、9），采收率越高。

圖6 不同原油黏度水平井蒸汽驅(qū)單儲(chǔ)凈產(chǎn)油曲線

圖7 不同干度水平井蒸汽驅(qū)采收率變化曲線

圖8 不同干度水平井蒸汽驅(qū)縱向溫度場

圖9 不同干度水平井蒸汽驅(qū)平面溫度場

分析原因認(rèn)為，在蒸汽注入壓力與注入流速一定的情況下，隨著蒸汽干度的增加，管線和油藏的熱損失率逐漸降低。這是由于在飽和狀態(tài)下，蒸汽的溫度由蒸汽的壓力決定，在注入壓力與注入流速一定的情況下，隨著蒸汽干度的增加，管線和油藏內(nèi)蒸汽的溫度將保持不變，所以其熱損失也不變；但干度的增加使蒸汽的熱焓增加，導(dǎo)致蒸汽的總焓增加。因此，在注入壓力與注入流速一定的情況下，隨著蒸汽干度的增加，油藏水平井蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果逐漸變好。

2 研究結(jié)果

通過對(duì)水平井蒸汽驅(qū)井網(wǎng)形式、合理井距、油層厚度、原油黏度、井底蒸汽干度的系統(tǒng)研究，首次建立了一套完善的不同類型稠油油藏水平井蒸汽驅(qū)技術(shù)界限篩選標(biāo)準(zhǔn) （表1），以此可指導(dǎo)水平井蒸汽驅(qū)方案編制和現(xiàn)場實(shí)施，為稠油油藏水平井蒸汽驅(qū)各項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)參數(shù)選取提供了較強(qiáng)的指導(dǎo)意義和借鑒作用。

表1 油價(jià)70美元/桶時(shí)水平井蒸汽驅(qū)技術(shù)界限篩選標(biāo)準(zhǔn)表

[1]程紫燕 .勝利油田稠油熱采數(shù)值模擬研究進(jìn)展 [J].油氣地質(zhì)與采收率，2010，17（6）：71～73.

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[3]劉文章 .熱采稠油油藏開發(fā)模式 [M].北京：石油工業(yè)出版社，1998.195～214.

[4]高麗 .稀油砂巖油藏水驅(qū)后蒸汽驅(qū)提高采收率技術(shù)研究 [D].大慶：大慶石油學(xué)院，2010.

[5]郭青 .特超稠油蒸汽吞吐潛力評(píng)價(jià) [D].東營：中國石油大學(xué) （華東），2009.

[6]侯健，高達(dá)，孫建芳，等 .稠油油藏不同熱采開發(fā)方式經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限 [J].中國石油大學(xué)學(xué)報(bào) （自然科學(xué)版），2009，33（6）：66～70.

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[8]何艷青 .蒸汽驅(qū)技術(shù)進(jìn)展 [J].世界石油工業(yè)，2000，7 （7）：44～47.