春10井區特稠油水平井蒸汽吞吐注采參數優化研究

余　洋，馮國慶，陳仁人，馮彥臣， 李偲宇，謝　佳

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室·西南石油大學，四川成都 610500；2.中國石化河南油田新疆采油廠；3.中國石油華北油田分公司第三采油廠；4.中國石油昆侖車用天然氣有限公司；5.中國石油遼河油田歡喜嶺采油廠)

春10井區特稠油水平井蒸汽吞吐注采參數優化研究

余洋1，馮國慶1，陳仁人2，馮彥臣3， 李偲宇4，謝佳5

(1.油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室·西南石油大學，四川成都 610500；2.中國石化河南油田新疆采油廠；3.中國石油華北油田分公司第三采油廠；4.中國石油昆侖車用天然氣有限公司；5.中國石油遼河油田歡喜嶺采油廠)

摘要：春光油田春10井區主力產油層沙灣組Ⅱ2、Ⅱ1層地質情況復雜，在蒸汽吞吐開采過程中，缺乏合理、有效的方法指導注采參數的選擇，阻礙了該區經濟開發效益的提高。針對上述問題，建立了適合該區特稠油水平井蒸汽吞吐注采參數優化調整的地質模型，并利用數值模擬技術優化了注采參數，確定出分層系分類井的注采參數指標。

關鍵詞：春光油田；春10井區；蒸汽吞吐；注采參數；水平井；數值模擬；正交設計

春光油田春10井區主力產油層沙灣組的單砂體在平面、縱向上展布不清，隔夾層在平面上的變化不連續，目前蒸汽吞吐開發缺乏合理、有效的指導，現場特稠油水平井蒸汽吞吐注采參數的選擇無充分依據，致使生產油汽比偏低，開發效果差。為解決上述問題，利用油藏數值模擬技術優化注采參數，評價各注采參數對吞吐效果的影響程度，并分層系優選出該區的水平井注采參數指標，為油藏的實際生產提供指導[1-5]。

1基本情況

春光油田春10井區屬準噶爾盆地西北緣沖斷帶車排子凸起，按圈閉類型屬于斷層-巖性油藏，按原油性質屬于特稠油油藏。主要含油層位為N1S1Ⅱ2層和N1S1Ⅱ1層，儲層巖性為細中粒巖屑長石砂巖，巖石膠結疏松，膠結類型為孔隙型，泥質含量低。其中N1S1Ⅱ2小層含油面積5 km2，有效厚度3.6 m，平均孔隙度29.6%，平均含油飽和度68%，平均滲透率1 660×10-3μm2；N1S1Ⅱ1小層含油面積2.8 km2，有效厚度4 m，平均孔隙度29.6%，平均含油飽和度68%，平均滲透率640×10-3μm2。該井區平均原油密度為0.9651 g/cm3，50 ℃地面脫氣原油黏度為10 359 mPa·s。油藏平均埋深960 m，原始地層壓力9.2～9.8MPa，地層壓力系數1.02，油層溫度42.1 ℃～43.8 ℃。

該井區采用直井與水平井結合的蒸汽吞吐開發模式，截至目前，春10井區N1S1Ⅱ2小層水平井鉆遇油層水平段平均長度180.2 m，開井42口，日產液量637.1 t，日產油量178.3 t，含水72%；N1S1Ⅱ1小層水平井鉆遇油層水平段平均長度197.7 m，開井14口，日產液量305.8 t，日產油量46 t，含水85%。

2地質模型建立

以多學科理論一體化為原則，充分利用鉆井、測井及實驗分析等資料，在沉積、成巖研究、測井綜合解釋等研究基礎上，對春10井區沙灣組油藏進行了高精度的三維地質建模，包括三維地質構造模型、儲層屬性參數模型以及粗化的三維地質模型。根據研究區各項資料的實際情況，將地質模型的平面網格劃分為10 m×10 m間距的138×81的網格系統，網格總數為11 178個。

在春10井區沙灣組油藏地質模型完成的基礎上，從中粗化出單井模擬模型。根據春10井區的儲集層特性，結合實際的布井情況，將水平井分為三類進行研究，分別是遠離邊底水油井、靠近邊水油井和底水厚油層井。針對多口分別具有上述典型特征的水平井進行研究，本文主要對春10Ⅱ2-3-9H井進行研究，該井屬于典型的遠離邊底水油井。該井地質模型共有網格85×28×11=26 180個，平面上網格間距為10 m，垂向上N1S1Ⅱ2層劃分為5個小層，N1S1Ⅱ2層劃分為5小層，兩層中間有1個隔層。

3單井數值模擬研究

良好的歷史擬合結果是保證數值模擬預測正確性的必要條件。為了確保單井產油和含水擬合的正確性，提高歷史擬合的精度，首先認真分析、整理了單井生產歷史，繪制出各單井采油與含水變化曲線。主要通過以下方法來完成單井產油和含水擬合：

(1)調整油水相對滲透率曲線形狀和隨溫度變化的端值，擬合單井日產油量和含水率。

(2)對于部分吞吐期生產效果較差的井，可能是井間滲透率的非均質性導致生產井周圍加熱不均勻，井周圍溫度較低，使生產井產油量較低，這時可通過調整井周圍滲透率或方向傳導率來改善。

春10Ⅱ2-3-9H井日產油量擬合圖與日產水量擬合圖如圖1、圖2所示。該井產油擬合誤差為3.5%，產水擬合誤差為1.1%，其余各井的各項指標擬合誤差均小于5%，已滿足精度要求。

圖1　春10Ⅱ2-3-9H井日產油量擬合

圖2　春10Ⅱ2-3-9H井日產水量擬合

4注采參數優化研究

根據現場生產實際，選取水平井的注汽強度、井底蒸汽干度、日注汽量、燜井時間、單井配產液量這5個參數進行優化。對多個注采參數進行綜合研究時，數值模擬方案繁多，為此引入正交設計的思想簡化方案，提升工作效率[6-7]。

4.1正交設計方案的確定

對上述5個參數進行吞吐3輪次的優化設計，每個參數均取5個水平，見表1。針對每口水平井，選取L25(56)的正交表，每個周期通過正交設計對5因素5水平設計得到25個數值模擬方案。

表1　春10Ⅱ2-3-9H井蒸汽吞吐注采

油汽比是衡量開發效果的直接經濟指標，它反映了單位體積蒸汽產生的經濟效益，累產油量和含水率是衡量蒸汽吞吐熱采效果的技術指標[8]，因此將油汽比、累產油量及含水率作為優化的評價指標，綜合考慮這三個指標結果的優劣，藉此選擇出最優的注采參數組合。

4.2結果分析

根據正交設計的原理，最優參數組合不一定在正交表中產生，而需要通過計算分析確定。因此采用直觀分析法和方差分析法來綜合評價模擬結果。

4.2.1注采參數的最優組合

根據各因素對應的平均試驗結果(均值)，繪制出各因素的因素水平趨勢圖(圖3)，根據圖3可以得出春10Ⅱ2-3-9H井蒸汽吞吐第1周期時的最優蒸汽干度為0.7；根據圖4可以得出第1周期最優日注汽量為150 t。同理可得到各個因素的最優水平或合理范圍。春10Ⅱ2-3-9H井合理蒸汽吞吐注采參數(第1周期)分別為：注汽強度14～15 t/m；蒸汽干度0.7；日注汽量150 t；燜井時間3 d；單井配產液量30 t/d。利用同樣的方法統計出了該井吞吐第2、3周期的指標。利用3個周期優選出參數，對該井的生產效果做了計算，模擬計算與實際生產的指標對比見表2，可以看出，該井的實際生產指標對比，第一周期的累產油量提高了207 t，油汽比提高了0.03，優化效果顯著。

圖3　蒸汽干度因素水平趨勢圖

圖4　日注汽量因素水平趨勢圖

指標類別周期產油量/t產水量/t含水率/%注汽量/t油汽比/f實際生產112895302930400.424模擬計算1149621175932960.454實際生產242942099127150.158模擬計算247525868427750.171實際生產337745139227120.139模擬計算340626458727740.146

4.2.2注采參數的影響程度分析

為研究各注采參數對蒸汽吞吐開采效果的影響程度，利用方差分析法對模擬結果進行研究，結果如表3～表5所示。

表3　以油汽比為評價指標的方差分析

從表3～表5得知，配產液量對油汽比的影響最為顯著；注汽強度對累產油量的影響最為顯著，配產液量對累產油量的影響較為顯著；配產液量對含水率的影響最為顯著，蒸汽干度、燜井時間和日注汽量對含水率的影響較為顯著。通過對該井區其他典型水平井進行同樣的注采參數優化研究，得到了相同的結果。

表4　以累產油量為評價指標的方差分析

表5　以含水率為評價指標的方差分析

4.3注采參數指標

對春10井區所有典型水平井的注采參數研究結果進行分析，分層系確定了遠離邊底水油井、靠近邊水油井以及底水厚油層井Ⅱ2、Ⅱ1層的注采參數指標(表6),為該區后續的開發提供有效指導。

表6　分層位優化后的注采參數指標

5結論

(1)采用數值模擬技術結合正交設計方法對蒸汽吞吐注采參數進行優化，可以快速得到最優注采參數組合，并研究各因素對吞吐效果的影響程度，避免了單一指標優化時的局限性。

(2)油汽比是評價蒸汽吞吐效果的直接經濟指標，研究得到各注采參數對三類水平井油汽比的影響程度由大到小依次為配產液量、燜井時間、蒸汽干度、注汽強度、日注汽量。

(3)配產液量對該井區的水平井蒸汽吞吐效果影響較大，在實際生產中應隨時對比單井累產液量和設計產液量的大小，及時調整開發方案。

(4)通過研究得到春光油田春10井區三類典型水平井的分層位注采參數指標，可以為今后的實際

生產提供有效指導。

參考文獻

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編輯：崔林

文章編號：1673-8217(2016)03-0105-04

收稿日期：2016-01-20

作者簡介：余洋，1992年生，在讀碩士研究生，2014年畢業于重慶科技學院石油工程專業，現從事油氣田開發方面的研究工作。

中圖分類號：TE345

文獻標識碼：A