何 晨

（東北石油大學，黑龍江 大慶 163318）

大慶油田A區(qū)塊俯瞰呈三角形，一邊存在邊水，儲層向東南方向下傾，傾角 5.8°，層內(nèi)存在夾層。閉合面積約2.8 km2，閉合高度約160 m。又有兩條大致成 120°的斷層封隔儲層，已知一條斷層傾向與儲層傾向相反。油水界面埋深-1 240 m，油藏頂部埋深為-1 080 m。雖然在高溫高壓下稠油也具有較大的粘度，但稠油在很大一段溫度區(qū)內(nèi)表現(xiàn)為牛頓流體，實驗測的A區(qū)塊稠油的反常點為120 ℃，當溫度高于 120 ℃時，稠油表現(xiàn)為牛頓流體[1]，說明此溫度區(qū)間稠油還是一種稀分散的膠體體系，當溫度低于120 ℃時，表現(xiàn)為非牛頓流體，由油水兩相相對滲透率曲線可以看出，隨溫度的升高，束縛水飽和度和殘余油飽和度逐漸增大，同時，可以看出當純水流動時，油的相對滲透率為 0，而水的滲透率比較低，表明稠油油滴因賈敏效應對水流造成的阻力很大，這篇文章對稠油油藏開發(fā)方式進行數(shù)值模擬研究[2]。

1 油藏地質(zhì)建模

1.1 地質(zhì)建模概述

針對A區(qū)塊油藏，利用Surfer 10進行了地層及構造格架、儲層屬性以及儲量擬合等幾個方面的模擬工作。其中地層及構造格架采用3D Surface進行模擬，對 P1、P2層進行研究。儲層屬性的建立主要針對孔隙度、滲透率、含油飽和度、砂層厚度等，并以等值線圖的形式展現(xiàn)（色彩由深變淺代表數(shù)值由大變?。3]。建模資料來源于勘探井D1、D2、D3的探井基礎數(shù)據(jù)和部分測井資料，詳細資料見表1。

表1 P1 P2層上部隔層厚度

1.2 建立儲層物性模型

將物性參數(shù)（孔隙度、滲透率、含油飽和度）的數(shù)據(jù)插值網(wǎng)格化后，得到P1、P2儲層的孔隙度等值圖、滲透率等值圖（圖1、圖2、圖3）。

圖1 P1孔隙度等值線圖

圖2 P2孔隙度等值線圖

圖3 P1滲透率等值線圖

通過觀察對比 P1、P2儲層的孔隙度分布、滲透率分布。發(fā)現(xiàn) P1層孔隙度、滲透率、含油飽和度都較P2層的高，且P1層、P2層的孔隙度、滲透率、含油飽和度互為正相關。共同的分布特征為：參數(shù)值由北向南漸趨變小，這可能與儲層的埋藏深度有密切關系。

2 油藏工程方案

2.1 開發(fā)方式

油藏為深層普通稠油油藏，孔隙度中等，滲透率很高。同時，儲層傾角平緩，因此不考慮重力驅動。油藏東南側存在邊水，但由于區(qū)塊地下水埋藏深，而淺層無地下水，因此邊水不活躍，又因原油粘度較高，所以借助邊水能量開采的采收率會很低，邊水能量相對很小。由于油藏壓力系數(shù)相對較高，故利用式(a、 b、c)對油藏的彈性可采儲量進行計算。

式中：Cw—— 地層水壓縮系數(shù)，圖版法取值4.2×10-4/MPa；

Cp——巖石空隙壓縮系數(shù)，1/MPa；

Ce——綜合彈性壓縮系數(shù)，1/MPa；

So——原始含油飽和度，63.7%；

Sw——原始含水飽和度，36.7%；

Npb——彈性驅動油量，104t；

N——地質(zhì)儲量，942.7×104t；

Boi——原始地層原油體積系數(shù)，1.055；

Bo——飽和壓力下地層原油體積系數(shù)，1.062；

Pi——原始地層壓力，15.44 MPa；

P——飽和壓力，8.14 MPa。

代入數(shù)據(jù)計算得到：

彈性可采儲量為：Npb=20.79×104t;

彈性采收率為：ERpb=Npb/N×100%=2.21%。

可以看出該油藏的彈性可采儲量較低，但可以考慮利用油藏彈性驅動能量開采一段時間。通過對天然能量的分析得出該油藏天然能量較弱，需要通過人工保持地層壓力，與此同時，油藏為普通稠油油藏，而稠油的粘度對溫度非常敏感，與溫度呈對數(shù)關系，因此既須用常規(guī)注水補充能量開采，也可以通過熱力開采來降低原油粘度，增強原油流動能力。

2.2 注入方式的選擇

鑒于原油性質(zhì)為普通稠油，且介于普通稠油I-1類、I-2類型之間的稠油類型，可考慮常規(guī)注水開發(fā)，又由于稠油對溫度的變化甚為敏感：當溫度降低8～10 ℃時，其粘度往往翻番。

油藏中油層溫度下脫氣原油粘度在10 000 mPa·s以下；油層深度小于1 400 m；油層有效厚度大于10 m，油層滲透率大于200×10-3μm2，縱向滲透率變異系數(shù)小于0.36，滲透率級差小于10；油層孔隙度大于20%，起始含油飽和度大于50%，滿足稠油熱采篩選標準，借鑒國際國內(nèi)稠油油藏開采經(jīng)驗，在研究常規(guī)注水的同時可以考慮對油藏實施增熱措施，以改善原油性質(zhì)，提高采收率。

稠油熱采通常會先期對油層實施蒸汽吞吐，之后進行蒸氣驅動或者熱水驅動，因為蒸氣驅動存在風險，采油原理復雜，是一項復雜，技術難度大的系統(tǒng)工程，尤其是在進入開采中后期，在蒸氣吞吐后選擇注熱水開采。

3 結論

（1）稠油油藏P1, P2分布特征為：參數(shù)值由北向南漸趨變小，這可能與儲層的埋藏深度有密切關系。

（2）稠油油藏開發(fā)方式既須用常規(guī)注水補充能量開采，也可以通過熱力開采來降低原油粘度，增強原油流動能力

（3）在常規(guī)注水的同時實施增熱措施來改善原油性質(zhì)，并在開采中后期采用注熱水開采。

［1］東曉虎,劉慧卿,張紅玲,田曉龍,孫立勛. 稠油油藏注蒸汽開發(fā)后轉熱水驅實驗與數(shù)值模擬[J]. 油氣地質(zhì)與采收率, 2012, 02:50-53+114.

［2］侯健,高達,孫建芳,吳光煥,劉業(yè)俊,宮汝祥. 稠油油藏不同熱采開發(fā)方式經(jīng)濟技術界限[J]. 中國石油大學學報(自然科學版),2009,06:66-70+86

［3］袁士義,冉啟全,胡永樂,任寶生,王毅忠. 火成巖裂縫性稠油油藏有效開發(fā)方式[J]. 石油學報,2005,04:63-68.