劉士夢，胡德鵬，黃慶，程連文，王東，張?jiān)?/p>

（1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽473132；2.河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河南南陽473132；3.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南南陽473132；4.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司采油一廠，河南南陽473132）

稠油油藏蒸汽吞吐隨著周期數(shù)增加，蒸汽波及半徑逐漸增加，但進(jìn)入高周期吞吐開發(fā)后期后蒸汽波及半徑難以繼續(xù)擴(kuò)大導(dǎo)致井間剩余油無法動(dòng)用，并且蒸汽吞吐泄壓開采模式導(dǎo)致地下壓力不斷下降，油井生產(chǎn)過程中也表現(xiàn)為單井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量低，生產(chǎn)效益逐漸變差。近年來油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)由于能夠定量描述不同時(shí)空條件下地下原油的剩余油飽和度場、溫度場、壓力場、粘度場等結(jié)合現(xiàn)場監(jiān)測資料為下步調(diào)整提供了依據(jù)。本次研究區(qū)在1998年12月以規(guī)則反九點(diǎn)法井距70m×100m優(yōu)選3個(gè)井組開展蒸汽驅(qū)，蒸汽驅(qū)前單井平均吞吐8～9個(gè)周期，平均采出程度26.6%。蒸汽驅(qū)初期試驗(yàn)見到了較好的苗頭，日產(chǎn)油水平由19.6t提高到40t。截止2002年6月30日，該試驗(yàn)區(qū)注了四個(gè)蒸汽段塞，歷時(shí)3.6年，累注汽量6.6126×104t（包括吞吐引效汽量2.5684×104t），累積產(chǎn)油1.8611×104t，油汽比0.281，采出程度達(dá)14.5%，綜合含水75.0%，取得了一定的蒸汽驅(qū)試驗(yàn)效果。

1 研究區(qū)概況

1.1 油藏地質(zhì)特點(diǎn)

古城油田泌淺10斷塊位于泌陽凹陷北部斜坡帶，為斷鼻構(gòu)造，北部和西北部各發(fā)育一條正斷層，控制著該斷塊的北部邊界。在斷塊的西南部，發(fā)育一條逆斷層。主體區(qū)為傾角為11°～16°、傾向200°～220°的單斜構(gòu)造，儲(chǔ)層物源來自西北方向，砂體全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定分布，儲(chǔ)層巖性為細(xì)砂巖和粉砂巖，為三角洲水下辮狀河道沉積?？v向發(fā)育多套油層，油藏平均埋深為290m，H3Ⅳ9層油層厚度10.0m左右，油層溫度下脫氣原油粘度為31200～88500mPa·s，平均為51300mPa·s，屬淺層中厚特、超稠油油藏，含油面積為0.9km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為189.0×104t。

1.2 開發(fā)狀況

H3Ⅳ9層自1988年投入開發(fā)以來，先后經(jīng)歷了基礎(chǔ)井網(wǎng)（100m×141m五點(diǎn)法）、井網(wǎng)加密（70m×100m）、熱化學(xué)輔助吞吐+組合注汽吞吐階段。目前已進(jìn)入熱化學(xué)輔助蒸汽吞吐開發(fā)后期，具有采出程度高、含水高、吞吐輪次高、日產(chǎn)油水平低、油汽比低的特征。截止2018年7月31日，核實(shí)累積產(chǎn)油61.27×104t，采出程度32.4%，平均單井吞吐14.7周期，目前平均單井日產(chǎn)液5.7t/d，平均單井日產(chǎn)油0.4t/d，綜合含水91%，油汽比0.15。

2 試驗(yàn)區(qū)篩選及模型建立

2.1 試驗(yàn)區(qū)選取

從地質(zhì)因素和開發(fā)因素兩個(gè)方面綜合考慮優(yōu)選試驗(yàn)區(qū)。

2.1.1 地質(zhì)因素

參照國內(nèi)外成功蒸汽驅(qū)經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)，根據(jù)熱采影響因素權(quán)重因子分析，對(duì)油層進(jìn)行分區(qū)分類，油層厚度直接影響控制儲(chǔ)量以及單井累計(jì)產(chǎn)量，因此作為分類的基礎(chǔ)，純總比影響蒸汽熱利用效率對(duì)蒸汽驅(qū)開發(fā)效果影響較大，因此在有效厚度、純總比分布研究的基礎(chǔ)上，將H3Ⅳ9層汽驅(qū)潛力區(qū)進(jìn)一步分類排序?yàn)锳、B、C、D四類，以便進(jìn)一步優(yōu)選出儲(chǔ)層條件較好的區(qū)域。

2.1.2 開發(fā)因素

采出程度：結(jié)合油藏動(dòng)態(tài)生產(chǎn)情況對(duì)H3Ⅳ9層進(jìn)行分析研究，運(yùn)用油藏工程方法繪制采出程度圖，優(yōu)選采出程度較低、剩余油潛力大的區(qū)域作為下步挖潛調(diào)整的對(duì)象。

汽竄：由于汽竄有繼承性特征，蒸汽驅(qū)階段容易沿著原汽竄通道發(fā)生蒸汽竄流，影響蒸汽波及體積的擴(kuò)大，因此選區(qū)盡量優(yōu)選發(fā)生汽竄干擾少的區(qū)域。

井況：H3Ⅳ9層蒸汽吞吐開發(fā)已30多年，由于反復(fù)受到注蒸汽影響，井況條件惡化，目前H3Ⅳ9層工程關(guān)井38口，因此優(yōu)選井況條件好區(qū)域，以降低現(xiàn)場試驗(yàn)成本及保障蒸汽驅(qū)試驗(yàn)效果。

2.2 模型建立及擬合

根據(jù)泌淺10斷塊H3Ⅳ9層油藏地質(zhì)特點(diǎn)，建立了網(wǎng)格系統(tǒng)為60×62×3的三維地質(zhì)模型。模型中油層平均埋深為292m，油層平均有效厚度為10.5m，孔隙度一般在26%～34%之間，滲透率一般在800～3500mD之間，原始含油飽和度在70%左右，油層溫度下原油粘度為51300mPa·s。試驗(yàn)區(qū)實(shí)際儲(chǔ)量為61.98×104t，模型擬合儲(chǔ)量為60.69×104t，儲(chǔ)量擬合誤差為2.08%，精度較高。全區(qū)累注汽、累產(chǎn)液和累產(chǎn)油擬合相對(duì)誤差分別為-0.304%、-2.43%和5.45%，單井?dāng)M合精度較高(誤差小于5%)的井有42口，占總井?dāng)?shù)的72.4%；誤差10%以上的井僅有5口，占總井?dāng)?shù)的8.6%，擬合精度較高。

3 地下“四場”分布規(guī)律研究

3.1 剩余油分布規(guī)律

從數(shù)值模擬結(jié)果可以看出，吞吐后期剩余油飽和度在各單層整體上都有不同幅度的降低，特別是在生產(chǎn)井井點(diǎn)附近，降低幅度較大，但剩余油仍舊具有普遍富集、局部集中的特點(diǎn)(圖1)。據(jù)網(wǎng)格定量統(tǒng)計(jì)模擬區(qū)吞吐后平均含油飽和度0.58。井間仍有大量剩余油，剩余油飽和度低的井主要分布在古552井區(qū)等返層早、井況影響區(qū)域，下步蒸汽驅(qū)動(dòng)用井間剩余油具備一定物質(zhì)基礎(chǔ)。吞吐后模擬區(qū)網(wǎng)格含油飽和度區(qū)間統(tǒng)計(jì)見表1。

圖1 高周期吞吐后剩余油飽和度場（截止2018年5月）

表1 吞吐后模擬區(qū)網(wǎng)格四場分布區(qū)間統(tǒng)計(jì)表

3.2 壓力場分布特征

地層原始?jí)毫ζ骄?.9MPa，吞吐結(jié)束后平均網(wǎng)格壓力在0.682MPa左右，壓力保持水平僅30%(圖2)。地層能量低也是導(dǎo)致高周期吞吐后吞吐井表現(xiàn)為低液量低油量主要原因。吞吐后模擬區(qū)網(wǎng)格壓力分布區(qū)間統(tǒng)計(jì)見表1。

圖2 高周期吞吐后壓力場（截止2018年5月）

3.3 溫度場分布特征

地層壓力原始溫度平均在30°C，吞吐結(jié)束后平均網(wǎng)格溫度在77.6°C左右，平均溫度上升了40°C～50°C左右，地下溫度的提高使地下原油的流動(dòng)性大大改善(圖3)。吞吐后模擬區(qū)網(wǎng)格溫度分布區(qū)間統(tǒng)計(jì)見表1。

圖3 高周期吞吐后溫度場（截止2018年5月）

3.4 粘度場分布特征

由于地下油層溫度升高，原油粘度隨溫度升高大大降低，據(jù)數(shù)模結(jié)果統(tǒng)計(jì)吞吐后期地下原油粘度下降到平均2215mPa·s，具備了一定的流動(dòng)性(圖4)。吞吐后模擬區(qū)網(wǎng)格粘度分布區(qū)間統(tǒng)計(jì)見表1。

4 蒸汽驅(qū)技術(shù)參數(shù)優(yōu)化研究

4.1 井網(wǎng)選擇

要想取得較好的蒸汽驅(qū)效果，合理的井網(wǎng)井距至關(guān)重要，受原有井網(wǎng)條件限制，模擬區(qū)可以選取的規(guī)則井網(wǎng)形式有五點(diǎn)法、反九點(diǎn)法井網(wǎng)。通過對(duì)泌淺10區(qū)以往蒸汽驅(qū)效果分析發(fā)現(xiàn)通過高采出程度井注汽，低采出程度采油的蒸汽驅(qū)井組效果較好，同時(shí)考慮到地下“四場”分布各向異性的特征，為進(jìn)一步改善蒸汽驅(qū)開發(fā)效果設(shè)計(jì)蒸汽驅(qū)井網(wǎng)矢量與“四場”矢量協(xié)調(diào)，在汽竄干擾區(qū)域適當(dāng)擴(kuò)大井距，在采出程度低區(qū)域縮小井距優(yōu)選矢量化井組一組，同時(shí)優(yōu)選規(guī)則化反九點(diǎn)法井網(wǎng)一組、反五點(diǎn)法井組二組，共優(yōu)選出4套井組為下步開展效果對(duì)比，分析矢量化井網(wǎng)的效果奠定基礎(chǔ)。

4.2 效果對(duì)比

利用數(shù)值模擬對(duì)四套井網(wǎng)分別開展蒸汽驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化以及繼續(xù)吞吐效果預(yù)測，在模擬過程中通過軟件對(duì)汽竄嚴(yán)重區(qū)域進(jìn)行網(wǎng)格加密，同時(shí)通過調(diào)低滲透率模擬調(diào)剖改善效果，對(duì)生產(chǎn)井進(jìn)行監(jiān)測，汽竄突破井采取關(guān)停措施、不見效井通過吞吐引效措施促進(jìn)蒸汽波及體積擴(kuò)大，結(jié)果表明繼續(xù)蒸汽吞吐開采方式，開發(fā)效果差，提高采收率幅度低，矢量化井網(wǎng)蒸汽驅(qū)由于考慮到吞吐后期地下“四場”分布的非均質(zhì)性，提高階段采出程度達(dá)到了20.66%，較五點(diǎn)法和反九點(diǎn)法提高采收率幅度高3%～4%，證實(shí)了矢量化井網(wǎng)汽驅(qū)能夠取得更佳的蒸汽驅(qū)效果，各蒸汽驅(qū)井組蒸汽驅(qū)參數(shù)優(yōu)化結(jié)果見表2。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）古城油田泌淺10斷塊H3Ⅳ9層目前井口單井日產(chǎn)液4.46t/d，日產(chǎn)油0.39t/d，生產(chǎn)效果差，繼續(xù)吞吐生產(chǎn)效果差，提高采收率幅度有限，轉(zhuǎn)換開發(fā)方式勢在必行。

（2）古城油田泌淺10斷塊高周吐后剩余油富集，含油飽和度場、壓力場、溫度場、粘度場符合蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)，具有蒸汽驅(qū)可行性。

（3）考慮地下“四場”分布情況部署矢量化井網(wǎng)，并在實(shí)施過程中適時(shí)調(diào)整生產(chǎn)井動(dòng)態(tài)可以有效提高蒸汽驅(qū)開發(fā)效果，矢量化井網(wǎng)蒸汽驅(qū)提高階段采出程度可以達(dá)到20.66%，較規(guī)則井網(wǎng)蒸汽驅(qū)提高采收率提高3%～4%。

圖4 高周期吞吐后粘度場（截止2018年5月）

表2 不同井網(wǎng)形式及繼續(xù)吞吐情況下的生產(chǎn)情況統(tǒng)計(jì)表