黃廣濤，陳政，吳永超，徐婷（中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

敘利亞A油田Shiranish油層為晚白堊世沉積的一套以灰?guī)r為主的地層，厚度可達150m，該油藏屬于中孔低滲孔隙型塊狀灰?guī)r稠油油藏。油田開發(fā)中天然能量采收率低，層間和平面動用狀況差異大，整體儲量動用程度低。針對油田開發(fā)面臨的主要問題，圍繞著提高單井產量和采收率、提高儲量動用程度，基于動態(tài)分析成果，運用數(shù)值模擬手段，開展低滲孔隙型稠油油藏開發(fā)對策研究，確定了油藏合理的開發(fā)對策［1］。

1 油藏基本地質特征

A油田上部白堊系Shiranish油層為目前最主要的油層，是一套厚度30～150m的灰?guī)r稠油油藏，油藏埋深為1400～1700m。該儲層為淺水高能環(huán)境下沉積的生物顆?；?guī)r，儲層物性受古構造影響，從西北向東南隨著水體加深，儲層物性變差，孔隙度18%～25%，滲透率4～159mD，屬中孔低滲孔隙性儲層。Shiranish油層原始地層壓力13.79～15.17MPa，地層壓力因數(shù)0.86～0.95。油層溫度在49～50℃之間，地溫梯度2.2℃／100m，屬常溫常壓系統(tǒng)。

2 油田開發(fā)面臨的問題

該油田1982年開始試采，主要采用水平井天然能量開發(fā)。油藏開發(fā)目前面臨2個主要問題。一是天然能量開采，單井產量低、遞減大，采收率低（2.7%～4.5%），難以實現(xiàn)有效開發(fā)；而熱采先導性試驗受油藏地質條件和工藝技術設備的制約，增產效果不理想。油藏主導的開發(fā)方式是天然能量開采，油田開發(fā)面臨如何提高采收率的技術難題。二是目前井網下，平面動用狀況差異大，開發(fā)井距大（200～250m），井間動用差。層間動用狀況差異大，儲層上部控制程度較高，但有效動用程度低，下部儲層儲量基本未動用；井網下的主區(qū)的儲量動用程度為37.5%，整體儲量動用程度低。儲量控制和動用不好，儲量利用率低，直接影響了油田的開發(fā)效果和經濟效益。因此，如何提高油藏儲量的動用程度也是至關重要的問題。

3 開發(fā)方式優(yōu)化研究

3.1 開發(fā)方式優(yōu)選

A油田Shiranish油層為深層低滲稠油油藏，從提高油藏采收率和爭取在合同期內獲得最大開發(fā)效益出發(fā)，需改變油藏開發(fā)方式，不能持續(xù)采用天然能量方式開采。

該油田自2006年實施蒸汽吞吐試驗，共有22口井進行了現(xiàn)場試驗。熱采先導性試驗表明，目前技術條件下，一些低產量的天然能量開采井，蒸汽吞吐后，產量有較大幅度提高，并能保持一定時間的相對穩(wěn)產。數(shù)值模擬預測結果表明，持續(xù)蒸汽吞吐開發(fā)，可有效提高采收率，油藏采收率可達到9%～11%，較之天然能量開采提高采收率5%～7%?？紤]技術指標和現(xiàn)場的可實施性，推薦蒸汽吞吐為該油藏有效合理的開發(fā)方式。

3.2 提高單井產量研究

油田開發(fā)井主要以水平井為主，在確定油藏合理的開發(fā)方式下，采用數(shù)值模擬技術，開展水平井井段長度和熱采參數(shù)優(yōu)化研究，以達到進一步提高單井產量的目的［2，3］。

3.2.1 水平井長度優(yōu)化

考慮熱采工藝水平，設計4種水平段長度200、300、400、500m的預測方案，進行注汽吞吐效果預測。4種方案的預測結果見圖1?？梢钥闯?，水平井段越長，累計產油量越高。當水平井段大于400m后，累計產油量增幅減少。因此確定熱采工藝技術條件下，水平井長度為400m。

圖1 不同水平段長度累計產油量預測對比曲線

圖2 注汽速度與累計產油量和油汽比的關系曲線

3.2.2 熱采參數(shù)優(yōu)化

針對西北塊稠油油藏，開展了熱采參數(shù)優(yōu)化研究，如注汽壓力、注汽強度、注汽速度、注汽干度、燜井時間、注采周期以及轉開發(fā)方式時機等，推薦了Shiranish B稠油油藏蒸汽吞吐開采的參數(shù)組合［4～6］。

1）注汽壓力 由于油藏儲層滲透率低，加之受設備及工藝制約，井口注汽壓力達不到設計要求，目前井口注汽壓力大約為12MPa，注汽速度也低于設計要求，因此注汽質量和效果差。為了改善注汽質量，應盡量提高注汽壓力和注汽速度，綜合考慮現(xiàn)有設備狀況，要求注汽壓力提高到15MPa。

2）注汽速度 在確定注汽強度的基礎上，設計了6種注汽速度的方案，分別為100、150、200、250、300、350m3／d。預測結果見圖2，當注汽速度小于200m3／d，注汽效果明顯變差，累計產油量相對較低；注汽速度大于250m3／d以后，其累計產油量及油汽比增量幅度減小?？紤]油井埋藏深，為了減少熱損失，推薦在合理范圍內進行高速度注汽，推薦注汽速度為250m3／d。

3）井底蒸汽干度 設計3種井底蒸汽干度預測方案，即0.1、0.2、0.3。3個方案預測的日產油量和累計產油量對比結果顯示3個方案預測指標差異不大。根據(jù)國內深層稠油油藏的開采經驗，井底蒸汽干度達到0.3，蒸汽對流體就可起到較好的加熱效果。因此建議通過一定的工藝措施，確保蒸汽干度盡可能達到0.3。

4）燜井時間 設計5個燜井時間5、6、7、10、12d預測方案。預測指標表明，燜井時間5～10d，預測指標非常接近；大于10d，指標變差。根據(jù)開發(fā)需求，在合理范圍內，燜井時間越短越好，推薦燜井時間5d。

5）注采周期 設計5個注采周期4、6、10、12、24個月方案，模擬計算4年生產期內，不同注采周期長度開發(fā)指標的變化。預測結果如圖3所示，結果表明，注采周期過短，注采頻繁，生產周期相對較短，累計產量低、油汽比低。注采周期6個月，累計產油量最高，但油汽比稍低。綜合考慮累計產油量和油汽比指標，推薦注采周期12個月。對于高黏區(qū)，為最大程度地提高累計產油水平，注采周期6個月。

采用水平井開采，水平井段長度400m，利用參數(shù)優(yōu)化結果，達到高速快抽、熱效率高的目的，通過數(shù)值模擬預測見圖4，較參數(shù)優(yōu)化前的采收率可提高0.6%，單井累計產油量增加了5300m3。

圖3 不同注采周期的累計產油量和油汽比曲線

圖4 注采參數(shù)優(yōu)化前后蒸汽吞吐累計產油量預測曲線

3.3 提高儲量動用程度對策研究

動態(tài)分析認為，Shiranish B油層整體儲量動用程度偏低，主區(qū)動用37.5%，而西北高黏區(qū)僅動用13.5%。提高儲量動用程度最直接方式就是井網加密。根據(jù)機理模型研究，低滲中黏油藏、蒸汽吞吐開采條件下，平面有效加熱半徑范圍30～50m，含油飽和度變化范圍60m，而A油田目前開發(fā)井距約200～250m。由此推斷，油藏開發(fā)過程中，平面上油井還有進一步加密的可能性。

為了論證該油田平面井網加密可行性，選擇西北塊地質模型，設計4種開發(fā)井距100、150、200、250m，進行蒸汽吞吐開發(fā)指標預測，優(yōu)選了油田開發(fā)的合理井距［7］。

不同開發(fā)井距蒸汽吞吐開發(fā)模擬的溫度場見圖5，蒸汽吞吐開發(fā)條件下，平面上有效加熱半徑為50～60m，與機理模型研究結論較為接近。在200m井距條件下，井間溫度沒有明顯升高，而開發(fā)井距100m的情況下，井間加熱效果好，部分井可形成熱連通，儲量有效動用程度高。目前井網條件下，開發(fā)井距約250m左右，開發(fā)井距大是儲量動用程度低的主要原因之一。因此，開發(fā)井距可加密至100m，以有效地提高儲量動用程度和采收率。

4 結論

1）數(shù)值模擬預測結果表明，持續(xù)蒸汽吞吐開發(fā)，可有效提高采收率，油藏采收率可達到9%～11%，較之天然能量開采提高采收率5%～7%?？紤]技術指標和現(xiàn)場的可實施性，推薦蒸汽吞吐為該油藏有效合理的開發(fā)方式。

2）針對西北塊稠油油藏，開展了熱采參數(shù)優(yōu)化研究，如注汽壓力、注汽強度、注汽速度、注汽干度、燜井時間、注采周期以及轉開發(fā)方式時機等，推薦了Shiranish B稠油油藏蒸汽吞吐開采的參數(shù)組合。

3）蒸汽吞吐數(shù)值模擬顯示，開發(fā)井距加密至100m，可以有效地提高儲量動用程度和采收率。

圖5 不同開發(fā)井距蒸汽吞吐溫度場對比圖（2015年）

［1］萬仁溥 .水平井開采技術 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1995.

［2］劉慧卿 .油藏數(shù)值模擬方法專題 ［M］.東營：石油大學出版社，2001.

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［4］李士倫，周守信，杜建芬，等 .國內外注氣提高石油采收率技術回顧與展望 ［J］.油氣地質與采收率，2002，9（2）：1～5.

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［6］艾敬旭，王衛(wèi)紅，王經榮 .蒸汽吞吐井注采參數(shù)優(yōu)化設計 ［J］.大慶石油地質與開發(fā)，2004，23（1）：60～66.

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