杜239塊稠油油藏吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)可行性研究

李偉瑞

（中國石油遼河油田分公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109）

杜239塊稠油油藏吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)可行性研究

李偉瑞

（中國石油遼河油田分公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109）

曙光油田杜239塊油藏投入開發(fā)二十余年，油井平均吞吐已達12個周期，處于“兩高兩低”的開發(fā)階段，現(xiàn)開發(fā)方式難以進一步改善開發(fā)效果。結(jié)合油藏地質(zhì)特點，從開發(fā)特點、剩余油分布規(guī)律研究入手，提出了適合油藏自身特點的蒸汽驅(qū)開發(fā)方案，可有效提高區(qū)塊最終采收率。

稠油油藏；蒸汽驅(qū)；曙光油田；杜239塊

1 油藏概況

杜239塊構(gòu)造上位于遼河斷陷西斜坡中段齊曙上臺階東部，是曙光稠油的主要斷塊之一，開發(fā)目的層為古近系沙河街組大凌河油層，為一由北西向南東傾伏的單斜構(gòu)造，地層傾角6°～10°。物源來自北部，平面上砂體變化較大，由北向南變薄，油層分布受巖性和構(gòu)造雙重因素控制，南部具有少量邊水，屬邊水巖性構(gòu)造油氣藏。由于埋藏較淺，壓實作用差，儲層屬大孔隙度，中、高滲透層，平均孔隙度30.9%，平均有效滲透率1.43×10－3μm2。地面原油密度0.9663 g／cm3，粘度（50℃）3 000～20 000 mPa·s，凝固點1 7℃，含蠟5.8 6%～6.7%，瀝青＋膠質(zhì)38.66%～47.61%，原油拐點溫度50～60℃，原油性質(zhì)為普通稠油～特稠油。地層水為NaHCO3型，總礦化度2 800 mg／L。原始平均地層壓力為10.30 MPa，壓力系數(shù)為1.004，地層溫度42℃，溫度梯度3.0℃／100m。

2 開發(fā)歷程及特點分析

2.1 開發(fā)歷程

杜239塊于1990年進行試采，1991年采用141 m反九點法注采井網(wǎng)，分上、下兩套油層組投入開發(fā)；1994年對上、下兩油層組的注采井網(wǎng)重新進行了調(diào)整，其中Ⅰ油組采用141 m×100 m井距反五點正方形井網(wǎng)，Ⅱ油組采用100 m×141 m反九點法正方形井網(wǎng)。

2011年6月，杜239塊共投產(chǎn)油井103口，平均單井吞吐12.6個周期。當(dāng)月開井37口，日產(chǎn)油42 t，綜合含水87.4%，累積產(chǎn)油316.7×104t，累積注汽291.6×104t，累積油汽比1.1，采油速度0.23%，采出程度39.1%。

2.2 開發(fā)特點分析

（1）周期內(nèi)產(chǎn)量呈周期遞減，符合正常規(guī)律。蒸汽吞吐周期內(nèi)的產(chǎn)油符合遞減規(guī)律（表1）。前6個周期內(nèi)產(chǎn)油遞減率呈現(xiàn)逐周期遞減趨勢。

表1 周期內(nèi)日產(chǎn)油遞減規(guī)律方程

（2）周期間生產(chǎn)指標(biāo)呈指數(shù)遞減，期末周期產(chǎn)量相對穩(wěn)定。杜239塊蒸汽吞吐隨周期數(shù)增加，周期內(nèi)隨生產(chǎn)時間增加，高周期后基本平穩(wěn)，平均周期生產(chǎn)天數(shù)為387天；隨吞吐周期增加，周期產(chǎn)油量、周期油汽比呈指數(shù)遞減規(guī)律［1］，1、2周期產(chǎn)油量為5 654～5 822t，油汽比為2.94～2.61；11、12周期產(chǎn)油量下降至954～1 207t，油汽比下降至0.43～0.52（圖1）。

（3）周期回采水率呈上升趨勢，但平面上有一定差距?？傮w規(guī)律表現(xiàn)為隨著周期數(shù)增加，回采水率［2］均呈上升趨勢。斷塊北部即高部位隨著采出程度提高，油井含水上升，由投產(chǎn)初期的15%左右上升到80%～85%，屬于正常的生產(chǎn)規(guī)律；而斷塊南部構(gòu)造位置相對較低，發(fā)育有邊水，其油井含水一直較高，均在80%左右，累積回采水率均大于100%。

圖1 杜239塊蒸汽吞吐周期產(chǎn)量變化

（4）蒸汽吞吐開發(fā)已獲得較高水平，繼續(xù)吞吐潛力有限。杜239目前已蒸汽吞吐開發(fā)20年，已進入蒸汽吞吐開采的后期，目前采出程度為39.1%，年產(chǎn)油僅1.83×104t。根據(jù)油井吞吐的周期遞減規(guī)律，結(jié)合數(shù)模研究結(jié)果（表2）［3］預(yù)測，繼續(xù)吞吐可提高階段采出程度1%左右，潛力有限。

表2 杜239塊蒸汽吞吐采收率預(yù)測結(jié)果

3 轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)可行性分析

3.1 杜239塊大凌河油藏條件適合采用蒸汽驅(qū)

根據(jù)目前國內(nèi)外轉(zhuǎn)換開發(fā)方式篩選標(biāo)準(zhǔn)（表3）及國內(nèi)外蒸汽吞吐稠油油藏開發(fā)方式轉(zhuǎn)換技術(shù)發(fā)展?fàn)顩r，基于該油層的地質(zhì)特點及開發(fā)現(xiàn)狀，初步認(rèn)為杜239塊大凌河油層油藏條件適合采用蒸汽驅(qū)開發(fā)。

表3 杜239塊大凌河油層開發(fā)方式篩選

3.2 多周期吞吐后，仍具有較高剩余油飽和度

數(shù)模研究結(jié)果表明，多周期吞吐后，近井區(qū)域含油飽和度小于50%，較原始含油飽和度平均下降了23%以上，油層動用較好；遠井區(qū)域含油飽和度為50%～75%，基本處于原始狀態(tài)，油層動用較差，為剩余油富集區(qū)［4］。擬合結(jié)束時，上含油層系每平方千米剩余地質(zhì)儲量5.7×104～16.3×104t，單位面積剩余地質(zhì)儲量大。

3.3 200℃蒸汽驅(qū)開采驅(qū)油效率高

物理模擬表明，杜239斷塊稠油注熱水開發(fā)驅(qū)油效率不高，200℃蒸汽驅(qū)開采效果最好（圖2）。

3.4 蒸汽驅(qū)開發(fā)可獲得較高采收率

研究結(jié)果表明，采用蒸汽驅(qū)開發(fā)效果較好，預(yù)測汽驅(qū)7.5年，累產(chǎn)油10.6×104t，階段油汽比0.19，階段采出程度28.7%，最終采收率可達60.4%。而繼續(xù)吞吐可生產(chǎn)10年，累產(chǎn)油3.4×104t，階段油汽比0.2，階段采出程度4.5%，最終采收率42.2%，見表4。

圖2 杜239塊物理模擬成果

4 油藏工程設(shè)計

4.1 開發(fā)層系重新劃分結(jié)果

杜239塊大凌河主要發(fā)育上含油層系，油層含油井段長80～150m，油層厚度一般在30～80m，蒸汽驅(qū)最適宜油層厚度在20～40m，具備劃分層系的條件［5－6］。但綜合考慮隔層封隔性差及先期開發(fā)中汽竄嚴(yán)重等問題，同時結(jié)合數(shù)值模擬結(jié)果表明，采取一套層系和兩套層系開發(fā)效果相差不大。為此，確定本次蒸汽驅(qū)采用一套開發(fā)層系。

表4 杜239斷塊蒸汽吞吐與蒸汽驅(qū)開發(fā)效果對比

4.2 井網(wǎng)井距確定

根據(jù)數(shù)模研究結(jié)果，認(rèn)為在油層厚度大于40m的區(qū)域適合采用70m井距、反九點井網(wǎng)，開發(fā)效果好，采收率高（表5），可成功實現(xiàn)蒸汽驅(qū)。

表5 不同井距的模擬開發(fā)效果

4.3 注汽方式優(yōu)化結(jié)果

模擬結(jié)果顯示，將原上、下層系開發(fā)井網(wǎng)，重新按注汽井分為三層注汽后，開發(fā)效果最好（表6）。

表6 蒸汽驅(qū)注汽方式優(yōu)選模擬結(jié)果

5 結(jié)論與建議

（1）杜239塊由目前的蒸汽吞吐開發(fā)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)是可行的。

（2）稠油油藏在吞吐末期實施方式轉(zhuǎn)換可有效提高最終采收率，但應(yīng)選擇適合于油藏特點的開發(fā)方式，以保障實施效果。

（3）對開發(fā)井網(wǎng)較為完善的油藏，轉(zhuǎn)換開發(fā)方式時應(yīng)有效利用老井網(wǎng)，選擇合理的井網(wǎng)井距，降低開發(fā)成本。

（4）實施蒸汽驅(qū)后，要對注汽方式進行優(yōu)化，使油藏達到最高采收率。

［1］ 胡常忠，劉新福.淺薄層稠油油藏注蒸汽開采特點及經(jīng)濟評價［J］.石油勘探與開發(fā)，1993，20（3）：67－73.

［2］ 張順利，許衛(wèi)華.蒸汽吞吐油藏主要開發(fā)指標(biāo)評價新探［J］.河南石油，2006，20（2）：45－47.

［3］ 劉斌.遼河油田稠油采收率確定方法研究［J］.石油勘探與開發(fā)，1996，23（1）：55－58.

［4］ 許國民.曙光油田稠油開發(fā)技術(shù)與實踐［M］.沈陽：遼寧科學(xué)技術(shù)出版社，2010：271－279.

［5］ 羅水亮，曾流芳，李林祥，等.多油層復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)層系細分研究［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報，2010，32（6）：98－102.

［6］ 高博，覃青松.齊40塊蒸汽驅(qū)試驗區(qū)井組開發(fā)后期轉(zhuǎn)熱水驅(qū)研究與應(yīng)用［J］.石油地質(zhì)與工程，2011，25（1）：86－87.

Du239 block in Shuguang oilfield has developed for more than twenty years，oil well average huff and puff reached12 cycles，which is in the"two high and two low"stage of development.The current development methods is hard to further improve the development effect.Combined with the geological characteristics，it is put forward suitable steam flooding development plan for reservoir own characteristics from the development characteristics and remaining oil distribution，which can effectively improve the ultimate recovery rate.

88Feasibility analysis of converting steam flood in the later stage of huff and puff in Du 239block heavy oil reservoir

Li Weirui（Shuguang Oil Production Plant of Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin，Liaoning 124109）

Heavy oil reservoir；steam flooding；Shuguang oilfield；Du 239 block

TE345

A

1673－8217（2012）04－0088－03

2012－02－17

李偉瑞，高級工程師，1972年生，1995年畢業(yè)于西南石油學(xué)院石油地質(zhì)勘查專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)研究工作。

李金華