超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布規律研究

牛保倫，任韶然，張玉，鄔俠，孫鵬

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島 255666；2.中國石化河南油田分公司石油勘探開發研究院，河南 南陽 473000）

超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布規律研究

牛保倫1，任韶然1，張玉1，鄔俠2，孫鵬2

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東 青島 255666；2.中國石化河南油田分公司石油勘探開發研究院，河南 南陽 473000）

針對超稠油油藏，以油藏數值模擬技術為基礎，分析了影響蒸汽吞吐效果的主要因素及吞吐末期剩余油分布規律，同時結合動態監測資料、地球物理測井技術和密閉取心等多種方法進行了驗證。基于典型超稠油油藏精細地質模型和概念模型，定量分析了原油黏度、蒸汽干度、開發方式和儲層非均質性對剩余油分布的影響。結果表明，平面上剩余油分布主要受井間蒸汽波及范圍、井網不完善和邊底水影響；縱向剩余油主要由層間非均質性及地層傾角控制。

稠油；剩余油；蒸汽吞吐；影響因素；非均質綜合指數

0 引言

蒸汽吞吐是稠油開發的主要手段［1］。目前國內大部分稠油區塊處在蒸汽吞吐開發末期，如河南油田、遼河油田等主要稠油產區，蒸汽吞吐井平均周期達十余個，但采收率僅20%左右，仍有較多剩余油存在［2-4］。在進行下步綜合調整措施之前，需對蒸汽吞吐后剩余油分布有明確認識。

目前研究剩余油分布的主要方法有：油藏數值模擬、動態監測、油藏工程、密閉取心、地球物理測井技術等［5-8］。本文基于現場監測和動態開發數據，利用油藏數值模擬技術，結合實例，分析了超稠油油藏蒸汽吞吐開發影響因素及剩余油分布規律。采用河南油田泌淺10斷塊Ⅳ9層精細地質模型，在21 a生產歷史擬合的基礎上，進行蒸汽吞吐影響因素分析和剩余油分布研究。為消除實際地層中非均質等因素的影響，在實際油藏性質基礎上，建立了層內均質和層間非均質的概念模型。泌淺10斷塊油層平均深度306 m，初始壓力2.9 MPa，地面脫氣原油黏度50～70 Pa·s，原始地層溫度30.4℃，原始含油飽和度75%，孔隙度34%，有效厚度1.2～20.2 m，平均滲透率2.46 μm2。非均質性較為嚴重，平面上平均滲透率級差高達15，垂向上平均滲透率級差介于13.8～42.6。

1 蒸汽吞吐影響因素

1.1 稠油黏度

利用泌淺10斷塊油藏概念模型，分析了不同原油黏度對蒸汽吞吐效果的影響，模擬結果如圖1所示。在前4個吞吐周期，原油黏度對產油量具有較大影響，黏度越低，產油量越大。隨著吞吐周期的增多，井周圍地層被逐漸加熱，地層溫度較高，且分布趨于穩定或變化不大，蒸汽的波及范圍達到極限，原油黏度在高溫下變得較低，受初始原油黏度的影響不大。

圖1 黏度對蒸汽吞吐效果的影響

1.2 蒸汽干度

蒸汽干度越高，蒸汽熱焓值越大，熱效率越高。提高蒸汽干度可降低近井地帶的冷凝水飽和度，增加地層內蒸汽的熱利用率。河南油田現場統計資料表明，蒸汽干度為20%～70%時，每增加1個百分點，前3個吞吐周期的單井產油量平均增加4.7 m3，當蒸汽干度大于60%后，產油量增長幅度變小。

選用泌淺10斷塊概念地質模型，設吞吐井距為70 m，蒸汽到達井底時溫度為250℃，模擬計算了不同蒸汽干度下，蒸汽吞吐10個周期后的井間溫度場分布（見圖2）。蒸汽干度越高，近井溫度越高，分布越均勻，但遠井地帶（大于30 m）的溫度相差不大；蒸汽干度小于40%，溫度隨井距近似于直線趨勢降低，說明蒸汽熱效率低；蒸汽干度大于60%，井間溫度場變化不大；長期蒸汽吞吐后，蒸汽干度對吞吐有效半徑影響變小。

1.3 吞吐周期

以泌淺10斷塊G51413井為例（15個吞吐周期），分析蒸汽的有效波及范圍及多周期開發后期的剩余油分布情況可知：蒸汽波及范圍在前5個周期快速提高至20～25 m，10個吞吐周期后，蒸汽波及范圍變化不大；從現場測井數據可得出，受油層滲透率和蒸汽重力差異等作用，蒸汽吞吐產生近似“漏斗型”的剖面，即近井周圍油藏上部含油飽和度為20%左右，底部含油飽和度為35%～50%，最大波及范圍35 m。

圖2 不同蒸汽干度下井間溫度場

1.4 油藏非均質性

以Ⅳ9-3層為例，采用了波疊加的原理，依據熱熵計算方法［9］，將反映儲層幾何形態（沉積微相、油層構造）的圖件與反映儲層質量（滲透率、孔隙度、有效厚度）的圖件格式化后進行疊加，求其加權平均值，進而繪制非均質綜合指數IRH的等值線圖（見圖3a）。地層非均質綜合指數不但可定量評價儲層非均質性，還可揭示剩余儲量的分布特征。

結果表明，吞吐后剩余儲量豐度場圖（見圖3b）與非均質綜合指數的分布有很好的對應關系。在IRH大于0.75的區域（均質性高），剩余儲量豐度較低，即采出程度高；IRH為0.50～0.75的區域，有一定的剩余儲量豐度，是主要的剩余油分布區；對于IRH小于0.25的區域，非均質嚴重，儲層物性較差，雖然采出程度較低，但該區域原始儲量較低，剩余油不多，沒有挖潛的余地。

圖3 Ⅳ9-3層非均質綜合指數與剩余油分布

2 剩余油分布規律

2.1 平面剩余油分布

2.1.1 井間剩余油

在蒸汽溫度一定的情況下，多周期蒸汽吞吐后，蒸汽的有效波及半徑主要受地層吸汽能力的影響。泌淺10斷塊現場監測數據表明，受蒸汽吞吐開發方式影響，在無大孔道或高滲帶地層中，蒸汽波及有效半徑一般為30～40 m。井網加密前，老井泄油半徑一般為30～ 35 m，加密吞吐后，老井泄油半徑為35～40 m，泄油半徑變化不大，僅增加5 m。目前加密井的采出程度平均為16%左右，泄油半徑一般為35 m左右。14口加密井（井距70～100 m不等）密閉取心分析結果表明，油層含油飽和度為70%以上，基本處于未動用狀態。目前蒸汽吞吐加密井井距一般為70 m～100 m，因此井間區域仍是剩余油分布的高值區。

2.1.2 井網不完善區域

對于含多套層系的稠油油藏，現場開發方案大多采用“先豐后薄，逐層上返”的原則，在位置相同而儲層豐度差異較大的區域，受鉆井、開發等經濟因素影響，井網尚未完善，剩余油較多。對于此類區域，可在經濟評價后重新布井或采用新的開發方式提高采出程度。

2.1.3 靠近邊底水區域

靠近油水邊界的吞吐井在生產過程中，由于壓力降低，井周圍受到邊底水的入侵或錐進，容易發生水淹，大大降低了蒸汽干度，熱利用率低，縮小了蒸汽波及范圍；同時受油水流動性差異影響，產出液中含水較高，單井采出程度較低，剩余油較多。

對泌淺10斷塊距離油水邊界不同的24口井生產狀況統計表明（見圖4），隨著距離的增大，采出程度逐漸提高，二者近似呈多項式關系。

圖4 采出程度與生產井距油水邊界距離關系

現場監測了2口有效厚度相近的吞吐井，4個吞吐周期后的開發效果見表1。在注氣量和生產時間相似的情況下，水淹井開發效果明顯低于未水淹井，產油量降低38%。因此，油水邊界處儲量豐度仍較高，下步開發調整措施需加強對水侵的控制。

表1 未被水淹井與水淹井開發指標對比

2.2 縱向剩余油分布

2.2.1 層間非均質性控制的剩余油

縱向上剩余油分布主要受層間非均質性影響，宏觀上表現為層間滲透率差異。泌淺10斷塊層間滲透率級差高達13.8～42.6，密閉取心巖樣分析表明，層間采出程度相差較大。根據巖心沖刷程度［9］，將巖心分為強水洗、中水洗、弱水洗、未水洗4個等級（見圖5），其中吸汽好的油層占層厚的30%～40%，吸汽差的占27%～ 38%，層間動用程度差異較大。

利用數值模擬方法，定量計算了泌淺10斷塊H3Ⅳ9層蒸汽吞吐后5個小層的剩余儲量（見圖6）。由圖可以看出，受層間滲透率差異影響，Ⅳ9-1層采出程度最低，但剩余儲量最低；Ⅳ9-3，Ⅳ9-4層儲層物性最好，儲量豐度最高，采出程度和剩余儲量也最高，仍是下步挖潛的主力層位。

圖5 遭受不同程度水洗后的取樣巖心

圖6 H3Ⅳ9層各小層剩余儲量分布

2.2.2 蒸汽超覆作用

對于地層傾角較大的油藏，受蒸汽重力差異作用，注入蒸汽沿上傾方向突進嚴重，在蒸汽下傾方向及油層底部存在大量剩余油。泌淺10斷塊局部區域地層傾角較陡，汽竄干擾嚴重。截至2009年，現場共監測到77次汽竄，其中注入蒸汽從低部位向高部位竄流的有55井次，占總汽竄的71%。數模計算結果表明，蒸汽沿上傾方向波及范圍達70～80 m，而下傾方向僅有10 m左右，剩余儲量較多。

3 結論

1）剩余油研究是下步開發綜合調整的基礎，通過油藏數值模擬、地質認識、現場監測、開發歷史等多種途徑，在更深層次上認識了蒸汽吞吐開發規律，從不同角度揭示了蒸汽吞吐開發后期剩余油分布規律。

2）平面上，在近井地帶含油飽和度為20%～35%，油層動用較好；井間區域含油飽和度為50%以上，油層動用程度較差；靠近油水邊界井區域剩余油較多，井網不完善、儲層物性差的區域也有較多剩余油。

3）縱向上，受層間滲透率差異及地層傾角的影響，層間動用程度差異較大。對層間剩余油的定量計算表明，采出程度低的層，剩余儲量不一定高。

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（編輯 孫薇）

Study of remaining oil distribution in super-heavy oil reservoir at late stage of steam stimulation

Niu Baolun1,Ren Shaoran1,Zhang Yu1,Wu Xia2,Sun Peng2
(1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Qingdao 255666,China;2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,Henan Oilfield Company,SINOPEC,Nanyang 473000,China)

Based on reservoir simulation,various influential factors and remaining oil distribution at late stage of steam stimulation are analyzed for super-heavy oil reservoirs.And at the same time,verification is conducted,combined with dynamic monitoring data, geophysical well logging and sealed coring.On the basis of detailed geological model and conceptual model of super-heavy oil reservoir,the effects of oil viscosity,steam quality,injection-production mode and reservoir heterogeneity on the distribution of remaining oil have been quantitatively studied.The results show that the main factors affecting the remaining oil distribution include the sweeping efficiency of steam,imperfect well pattern and edge water and bottom water in plane.Vertically,the remaining oil is controlled by interlayer heterogeneity and stratigraphic dip.

heavy oil;remaining oil;steam stimulation;influential factor;heterogeneous synthetic index

山東省泰山學者建設工程基金項目（TSXZ2006-15）；河南油田技術開發項目“泌淺10斷塊熱化學驅井網及注采參數優化研究”（G0503-09-ZS-035）

TE357.44

：A

1005-8907（2012）02-0228-04

2011-08-08；改回日期：2012-01-20。

牛保倫，男，1984年生，在讀博士研究生，2007年本科畢業于中國石油大學（華東）石油工程專業，主要從事注氣提高采收率方面的研究工作。E-mail：nblun@163.com。

牛保倫，任韶然，張玉，等.超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布規律研究［J］.斷塊油氣田，2012，19（2）：228-231. Niu Baolun，Ren Shaoran，Zhang Yu，et al.Study of remaining oil distribution in super-heavy oil reservoir at late stage of steam stimulation［J］. Fault-Block Oil&Gas Field，2012，19（2）：228-231.