超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布规律研究

牛保伦，任韶然，张玉，邬侠，孙鹏

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 255666；2.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南 南阳 473000）

超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布规律研究

牛保伦1，任韶然1，张玉1，邬侠2，孙鹏2

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 255666；2.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院，河南 南阳 473000）

针对超稠油油藏，以油藏数值模拟技术为基础，分析了影响蒸汽吞吐效果的主要因素及吞吐末期剩余油分布规律，同时结合动态监测资料、地球物理测井技术和密闭取心等多种方法进行了验证。基于典型超稠油油藏精细地质模型和概念模型，定量分析了原油黏度、蒸汽干度、开发方式和储层非均质性对剩余油分布的影响。结果表明，平面上剩余油分布主要受井间蒸汽波及范围、井网不完善和边底水影响；纵向剩余油主要由层间非均质性及地层倾角控制。

稠油；剩余油；蒸汽吞吐；影响因素；非均质综合指数

0 引言

蒸汽吞吐是稠油开发的主要手段［1］。目前国内大部分稠油区块处在蒸汽吞吐开发末期，如河南油田、辽河油田等主要稠油产区，蒸汽吞吐井平均周期达十余个，但采收率仅20%左右，仍有较多剩余油存在［2-4］。在进行下步综合调整措施之前，需对蒸汽吞吐后剩余油分布有明确认识。

目前研究剩余油分布的主要方法有：油藏数值模拟、动态监测、油藏工程、密闭取心、地球物理测井技术等［5-8］。本文基于现场监测和动态开发数据，利用油藏数值模拟技术，结合实例，分析了超稠油油藏蒸汽吞吐开发影响因素及剩余油分布规律。采用河南油田泌浅10断块Ⅳ9层精细地质模型，在21 a生产历史拟合的基础上，进行蒸汽吞吐影响因素分析和剩余油分布研究。为消除实际地层中非均质等因素的影响，在实际油藏性质基础上，建立了层内均质和层间非均质的概念模型。泌浅10断块油层平均深度306 m，初始压力2.9 MPa，地面脱气原油黏度50～70 Pa·s，原始地层温度30.4℃，原始含油饱和度75%，孔隙度34%，有效厚度1.2～20.2 m，平均渗透率2.46 μm2。非均质性较为严重，平面上平均渗透率级差高达15，垂向上平均渗透率级差介于13.8～42.6。

1 蒸汽吞吐影响因素

1.1 稠油黏度

利用泌浅10断块油藏概念模型，分析了不同原油黏度对蒸汽吞吐效果的影响，模拟结果如图1所示。在前4个吞吐周期，原油黏度对产油量具有较大影响，黏度越低，产油量越大。随着吞吐周期的增多，井周围地层被逐渐加热，地层温度较高，且分布趋于稳定或变化不大，蒸汽的波及范围达到极限，原油黏度在高温下变得较低，受初始原油黏度的影响不大。

图1 黏度对蒸汽吞吐效果的影响

1.2 蒸汽干度

蒸汽干度越高，蒸汽热焓值越大，热效率越高。提高蒸汽干度可降低近井地带的冷凝水饱和度，增加地层内蒸汽的热利用率。河南油田现场统计资料表明，蒸汽干度为20%～70%时，每增加1个百分点，前3个吞吐周期的单井产油量平均增加4.7 m3，当蒸汽干度大于60%后，产油量增长幅度变小。

选用泌浅10断块概念地质模型，设吞吐井距为70 m，蒸汽到达井底时温度为250℃，模拟计算了不同蒸汽干度下，蒸汽吞吐10个周期后的井间温度场分布（见图2）。蒸汽干度越高，近井温度越高，分布越均匀，但远井地带（大于30 m）的温度相差不大；蒸汽干度小于40%，温度随井距近似于直线趋势降低，说明蒸汽热效率低；蒸汽干度大于60%，井间温度场变化不大；长期蒸汽吞吐后，蒸汽干度对吞吐有效半径影响变小。

1.3 吞吐周期

以泌浅10断块G51413井为例（15个吞吐周期），分析蒸汽的有效波及范围及多周期开发后期的剩余油分布情况可知：蒸汽波及范围在前5个周期快速提高至20～25 m，10个吞吐周期后，蒸汽波及范围变化不大；从现场测井数据可得出，受油层渗透率和蒸汽重力差异等作用，蒸汽吞吐产生近似“漏斗型”的剖面，即近井周围油藏上部含油饱和度为20%左右，底部含油饱和度为35%～50%，最大波及范围35 m。

图2 不同蒸汽干度下井间温度场

1.4 油藏非均质性

以Ⅳ9-3层为例，采用了波叠加的原理，依据热熵计算方法［9］，将反映储层几何形态（沉积微相、油层构造）的图件与反映储层质量（渗透率、孔隙度、有效厚度）的图件格式化后进行叠加，求其加权平均值，进而绘制非均质综合指数IRH的等值线图（见图3a）。地层非均质综合指数不但可定量评价储层非均质性，还可揭示剩余储量的分布特征。

结果表明，吞吐后剩余储量丰度场图（见图3b）与非均质综合指数的分布有很好的对应关系。在IRH大于0.75的区域（均质性高），剩余储量丰度较低，即采出程度高；IRH为0.50～0.75的区域，有一定的剩余储量丰度，是主要的剩余油分布区；对于IRH小于0.25的区域，非均质严重，储层物性较差，虽然采出程度较低，但该区域原始储量较低，剩余油不多，没有挖潜的余地。

图3 Ⅳ9-3层非均质综合指数与剩余油分布

2 剩余油分布规律

2.1 平面剩余油分布

2.1.1 井间剩余油

在蒸汽温度一定的情况下，多周期蒸汽吞吐后，蒸汽的有效波及半径主要受地层吸汽能力的影响。泌浅10断块现场监测数据表明，受蒸汽吞吐开发方式影响，在无大孔道或高渗带地层中，蒸汽波及有效半径一般为30～40 m。井网加密前，老井泄油半径一般为30～ 35 m，加密吞吐后，老井泄油半径为35～40 m，泄油半径变化不大，仅增加5 m。目前加密井的采出程度平均为16%左右，泄油半径一般为35 m左右。14口加密井（井距70～100 m不等）密闭取心分析结果表明，油层含油饱和度为70%以上，基本处于未动用状态。目前蒸汽吞吐加密井井距一般为70 m～100 m，因此井间区域仍是剩余油分布的高值区。

2.1.2 井网不完善区域

对于含多套层系的稠油油藏，现场开发方案大多采用“先丰后薄，逐层上返”的原则，在位置相同而储层丰度差异较大的区域，受钻井、开发等经济因素影响，井网尚未完善，剩余油较多。对于此类区域，可在经济评价后重新布井或采用新的开发方式提高采出程度。

2.1.3 靠近边底水区域

靠近油水边界的吞吐井在生产过程中，由于压力降低，井周围受到边底水的入侵或锥进，容易发生水淹，大大降低了蒸汽干度，热利用率低，缩小了蒸汽波及范围；同时受油水流动性差异影响，产出液中含水较高，单井采出程度较低，剩余油较多。

对泌浅10断块距离油水边界不同的24口井生产状况统计表明（见图4），随着距离的增大，采出程度逐渐提高，二者近似呈多项式关系。

图4 采出程度与生产井距油水边界距离关系

现场监测了2口有效厚度相近的吞吐井，4个吞吐周期后的开发效果见表1。在注气量和生产时间相似的情况下，水淹井开发效果明显低于未水淹井，产油量降低38%。因此，油水边界处储量丰度仍较高，下步开发调整措施需加强对水侵的控制。

表1 未被水淹井与水淹井开发指标对比

2.2 纵向剩余油分布

2.2.1 层间非均质性控制的剩余油

纵向上剩余油分布主要受层间非均质性影响，宏观上表现为层间渗透率差异。泌浅10断块层间渗透率级差高达13.8～42.6，密闭取心岩样分析表明，层间采出程度相差较大。根据岩心冲刷程度［9］，将岩心分为强水洗、中水洗、弱水洗、未水洗4个等级（见图5），其中吸汽好的油层占层厚的30%～40%，吸汽差的占27%～ 38%，层间动用程度差异较大。

利用数值模拟方法，定量计算了泌浅10断块H3Ⅳ9层蒸汽吞吐后5个小层的剩余储量（见图6）。由图可以看出，受层间渗透率差异影响，Ⅳ9-1层采出程度最低，但剩余储量最低；Ⅳ9-3，Ⅳ9-4层储层物性最好，储量丰度最高，采出程度和剩余储量也最高，仍是下步挖潜的主力层位。

图5 遭受不同程度水洗后的取样岩心

图6 H3Ⅳ9层各小层剩余储量分布

2.2.2 蒸汽超覆作用

对于地层倾角较大的油藏，受蒸汽重力差异作用，注入蒸汽沿上倾方向突进严重，在蒸汽下倾方向及油层底部存在大量剩余油。泌浅10断块局部区域地层倾角较陡，汽窜干扰严重。截至2009年，现场共监测到77次汽窜，其中注入蒸汽从低部位向高部位窜流的有55井次，占总汽窜的71%。数模计算结果表明，蒸汽沿上倾方向波及范围达70～80 m，而下倾方向仅有10 m左右，剩余储量较多。

3 结论

1）剩余油研究是下步开发综合调整的基础，通过油藏数值模拟、地质认识、现场监测、开发历史等多种途径，在更深层次上认识了蒸汽吞吐开发规律，从不同角度揭示了蒸汽吞吐开发后期剩余油分布规律。

2）平面上，在近井地带含油饱和度为20%～35%，油层动用较好；井间区域含油饱和度为50%以上，油层动用程度较差；靠近油水边界井区域剩余油较多，井网不完善、储层物性差的区域也有较多剩余油。

3）纵向上，受层间渗透率差异及地层倾角的影响，层间动用程度差异较大。对层间剩余油的定量计算表明，采出程度低的层，剩余储量不一定高。

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（编辑 孙薇）

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

山东省泰山学者建设工程基金项目（TSXZ2006-15）；河南油田技术开发项目“泌浅10断块热化学驱井网及注采参数优化研究”（G0503-09-ZS-035）

TE357.44

：A

1005-8907（2012）02-0228-04

2011-08-08；改回日期：2012-01-20。

牛保伦，男，1984年生，在读博士研究生，2007年本科毕业于中国石油大学（华东）石油工程专业，主要从事注气提高采收率方面的研究工作。E-mail：nblun@163.com。

牛保伦，任韶然，张玉，等.超稠油油藏蒸汽吞吐末期剩余油分布规律研究［J］.断块油气田，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.