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稠油油藏高周期吞吐注采参数优化研究

发表时间：2021/6/10 来源：《基层建设》2021年第6期作者：邓飞陈侃田园园

[导读] 摘要：稠油的最大特点就是高胶质含量和高沥青含量，稠油原油粘度比常规原油要高出很多。

        天津市大港油田公司第一采油厂
        摘要：稠油的最大特点就是高胶质含量和高沥青含量，稠油原油粘度比常规原油要高出很多。由于稠油的原油粘度高导致其地下流动能力差，因此如果继续使用常规开发工艺进行开采则很难将其驱至近井地带，从而造成油田产量过低，甚或毫无产量可言。而稠油热采开发方式的提出解决了很大的开发问题，热采中的蒸汽吞吐开发应用至稠油油藏开发中使稠油开发效果得到了显著提升。但是若蒸汽吞吐达到高周期吞吐后，剖面和平面严重的非均质性会导致储层动用不均，吞吐井的采收效率降低以及区块生产油汽比降低。并且随着气窜水窜现象以及边水侵入情况的伴生，生产矛盾愈加严重。
        关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；剩余油特征
        引言
        将注汽强度、采液强度以及注氮量和注氮方式等作为注采参数优化中的主要研究对象，通过油藏数值模拟分析最终高周期吞吐优化方案，最终以油汽比为评价指标确定最优的注采参数。结果表明此方法可以为提高浅层稠油油藏采收率提供经济有效的开发依据。
        1高周期剩余油分布主控因素
        1.1油藏地质因素
        由于储层间较大的非均质性导致各油层的吸汽量和产油量的不同。物性较好的储层拥有着较好的吸汽能力，在注入热蒸汽后会增大平面上的泄油半径，蒸汽吞吐受效性强从而提高垂向储层的动用率和开发效果；物性较差的储层所受蒸汽的汲取能力就会相对较差，这样就会减小热蒸汽注入后储层平面上的泄油半径，因此会导致垂向上动用储层的程度变差而降低开发效率。
        1.2油藏开发因素
        （1）注汽强度
        稠油属于热敏性流体，原油的流动性随着温度的提高而提高，通过吞吐井向地层中注入蒸汽使油藏升温，所注蒸汽的量越大，地层的温度场维持时间越长，地层处于高温状态的时间越长原油的降粘时间越长，流动性就越高。因此提高注入强度，就是提高注入的蒸汽量，原油产量就越高。
        （2）采液强度
        蒸汽注入地层后，在原油降粘后的流动过程中提高生产井的产液量，就会使地层能量消耗增加，原油产量也会提高。但采液强度过大会导致地层亏空程度加大，后期开发所需能量增大。因此需要保持合理的注采比来保证稳定的原油产量，采液强度既影响原油产量，也影响地层能量的损失情况。
        （3）水体倍比
        水体倍比的大小一般被用来表示水体所供应的天然能量的大小，其定义就是油藏中水体的体积和油层含油体积的比值。如提高若水体倍比的大小，受天然能量影响的生产井采收率便会因此而提高。但水体倍比的大小并不是越大越好，因为随着水体倍比的不断增大，天然能量供应到峰值后会造成地层能量收支不平衡并且影响到生产井的压力变化，此时生产井的采收率会随着水体倍比的不断提高先增大至峰值后略微降低。因此水体倍比的大小重点影响着采收率。

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        2注采参数优化
        2.1生产周期优化
        首先对生产周期进行优化，预期模拟九个周期。确定合理生产周期后进行后续方案优化。将区块模型生产时间延长九个周期，以现有生产方式进行模拟生产，模拟日产油量。
        结果表明日产油量在第二周期后进行大幅衰减，首次增加注汽强度后日产油量峰值可维持至三周期末衰减至最低值，再次增加注汽强度并增加产液强度后出现明显波动，但上升趋势未见改善。分析原因可能为不同井的受效原因有所差异，如构造部位、边水影响等。因此在进行高周期吞吐注采参数优化时首先优化衰减期即高周期后1-3周期，确定应对衰减期最佳注采参数后对衰减后期即高周期后4-9周期进行再优化，设置每周期注汽时间5天、焖井时间3天、生产时间112天共计120天，以期达到最优产出程度。
        2.2注采参数优化
        （1）水侵程度分析
        在改变水体倍比后的含水率变化明显，设置水体与不设置水体的含水率差值最高达3.9%，说明该区块中边水体积过大时对构造低部位井的开发效果影响较大，边水带来的高含水以及蒸汽吞吐低效性明显。因此将本次模拟结果进行统计，各个井在改变水体倍比后含水率差值以4%为界限定义受边水影响强弱，差值超过4%则定义为强水侵井，反之则为弱水侵井。针对各井受边水影响程度的强弱进行分别优化来得出最佳优化结果。
        （2）回采水率分析
        稠油蒸汽吞吐是降压开采，开采过程中的回采水率指蒸汽吞吐开采稠油时一个周期内或生产时间内采出水量与注入蒸汽量之比的百分数。回采水率低会导致地下存水过多，存水过多将减缓地层压降，增大以后周期的注汽压力，易压破地层形成汽窜通道；降低了热效率，注入的热焓很大一部分要用来加热近井地带的存水；近井地带含水饱和度增加，油相渗透率降低，从而影响热采吞吐开发效果，因此回采水率一般建议是0.8~1时为标准值。
        生产油汽比会随着注汽强度和采液强度的增加进行先增加后降低的变化。若注汽强度过低则会加快井筒内的温度流失，使得通过注气井注入地层中的蒸汽干度下降因而减弱蒸汽吞吐的开发效果。而过高的注汽强度会导致地下能量过高导致油层破裂，从而生成人为的窜流通道使所注蒸汽无法到达目的层从而加深气窜和水窜的影响，生产井周围的地层无法得到应有程度的加热，不构成满足生产的条件累产油的增幅就会越来越小。同样的若使采液强度过大，产出的液体就会携带出地层中大部分的热量，地层的热量无法保持稳定也会使累产油的增幅越来越小。因此，曲线变化说明了注汽强度和采液强度均存在合理范围且参数范围划定合理，可进行后续优化研究。
        3结束语
        注采参数优化首先优化衰减期即高周期后1-3周期，然后优化衰减后期即高周期后4-9周期。根据模型最终含水率、生产井的回采水率、边水影响程度和采注比对生产井进行分类优化，并且所设置的各水平注采参数划定处在合理范围内，可进行后续优化研究。
        参考文献
        [1]舒杰.边底水油藏采收率影响因素研究[D].成都:西南石油大学,2015.
        [2]封丽.浅层稠油开采方式筛选评价研究[D].北京:中国石油大学,2018.