特稠油注蒸汽热采加密调整优化研究

摘 要：王庄油田坨82块为一特稠油油藏，油藏开发进入递减阶段，井距大，井间剩余油无法有效动用。因此展开了该块的加密调整优化研究，针对油藏特点分别优化了直井和水平井两种井别下的开发技术界限，为进一步提高油藏采收率，奠定了基础。

关键词：特稠油 热采 加密调整 优化

坨82目前井距200×283m，共48口井，地质储量367.3×104t，平均单井控制储量7.66×104t。截至2007年8月，坨82井区共累积采油量15.9×104t，采出程度4.05%，数模表明大井距吞吐到底最终采收率只有13%左右。因此，大井距吞吐到底采收率低，需要加密调整提高采油速度，并为油田下一步转换开发方式大的幅度提高采收率打下基础。

一、建立模型

通过单井经济极限产量测算，坨82直井的经济极限采油量为4539t，水平井为8046t。选取地质参数具有代表性且生产较为正常的82-4X7井组建立井组实际模型。井组的情况为200×283m的九点井网；热采井8口；常规生产井1口；砂厚17m，有效厚度平均13m,50℃时地面原油脱气粘度：10000～40000mPa?s。利用CMG软件建立了本块井组模型，X方向划分30个网格，Y方向30个网格，Z方向6个小层。即30×30×6的三维网格系统，共计5400个节点，网格步长10×10m。历史拟合累产油、累水量误差均在5%以内，在基础上进行方案优化。

二、开发技术政策界限

从油藏剖面上看坨82块为典型的薄互层油藏，层多且薄，主力层随以Es114 、Es115为主，但Es114层又可分为3个时间单元，Es115为1个时间单元，小层间、内隔夹层发育。本块即可利用直井加密调整形成规则的汽驱井网，又可考虑到水平井在薄层油藏开发中有一定优势，在具有一定厚度的时间单元利用水平井调整。因此开展直井与水平井加密技术界限研究。

1.直井加密技术经济界限研究

1.1加密厚度界限优化

数值模拟计算了从6m到16m六种油层厚度下的开发效果，当油层厚度为6m时加密井累积产油量为3175t，不能满足经济极限采油量，当油层厚度为8m时加密井累积产油量为4550t能满足经济极限，因此加密厚度界限为8m。

1.2注汽强度及采液量优化

数值模拟设计并计算了160-260t/m六种周期注汽强度条件下的吞吐效果（表5-4），可以看出，随着注汽强度的增加当注汽强度为200t/m时增油量最高，因此推荐注汽强度为200t/m。通过对采液量30m3/d到50m3/d进行优化，随着采液量的增加累积采油量略有增加，但增加不明显；从采油量曲线看加密井初期采液量30m3/d左右，后期降为10-20m3/d，根据稠油热采要趁热快抽的特点推荐初期采液量为30m3/d。

1.3 转驱时机优化

通过优化对比加密吞吐二周后转蒸汽驱的采收率较高，净采油量最高，同时加密两周后地层压力降到4MPa左右，满足了转驱条件。因此推荐加密蒸汽吞吐2周后转蒸汽驱。

1.4合理汽驱方式优化

通过优化对比注30天停30天的间歇汽驱方式采收率最高，因此推荐加密蒸汽驱采用注30天停30天的间歇汽驱方式。

2. 水平井加密技术经济界限研究

2.1 加密厚度界限优化

数值模拟计算了水平井段长度在300m条件下，有效厚度从1m到6m六种厚度的对比方案。计算结果表明当有效厚度为4m时加密水平井累积产油量为9720t，有一定的经济效益。而当油层厚度为3m时加密水平井累积产油量为7468t，不能满足经济极限产油量。因此水平井加密厚度界限应该在3.5m以上。

2.2 水平段长度优化

数值模拟计算了有效厚度为4m、5m时不同水平段长度下的开发效果。从6个方案开发效果中可以看出，当有效厚度为4m时水平段长度300m左右水平井开发才有一定的经济效益。有效厚度为5m时水平段长度大于200m可取得一定得经济效益。而坨82块时间单元有效厚度基本在3-5m左右。因此水平井段长度应在250-300m。

2.3 注汽强度优化

数值模拟设计并计算了水平井6-18t/m四种周期注汽强度条件下的吞吐效果，计算表明随着周期注汽强度的增加，采出程度先升高后下降，油汽比下降。当注汽强度为10t/m时，采出程度和净采油量最高。因此水平井注汽强度为10t/m。

2.4 开发方式优化

数值模拟研究对水平井直井组合方方式行了热采开发方式优化。方案设计了水平井直井组合吞吐到底和吞吐后转蒸汽驱两种开发方式。研究表明水平井直井组合，截至周期油汽比0.25时吞吐采出程度为22.7%；吞吐后转蒸汽驱方案，截至瞬时油汽比0.15时期采出程度40.4%，较吞吐到底提高采出程度17.7%。

三、调整方案要点

采用水平井直井组合方式布井，直井将两套主力层作为一套层系调整；水平井单层开发。 水平井布井原则：水平井长度250m-300m，水平段沿构造方向；单层有效厚度3m以上，单控储量大于4.0×104t；

方案设计蒸汽干度大于70%；注汽速度为8t/h；直井周期注汽量2000t， 水平井周期注汽量3000t；焖井时间3d；直井最大排液量30m3/d，水平井最大排液量60m3/d。

方案设计坨82块加密直井初期日油8.0t/d，水平井初期日油18t/d；初期递减率20%，后期为10-15%；1年一个周期，时率取0.75。

方案共部署总井数74口，新钻井26口，其中水平井18口。前三年平均新增产能8.4×104t，评价期末采出程度26.6%，提高采收率11.9%，增加可采储量43.8×104t。

参考文献:

[1]李伟忠,孙伟峰.王庄油田强水敏油藏粘土矿物危害研究[J].西北地质, 2005, 38(4): 86-93.

[2]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京:石油工业出版社,1997.