改善稠油油藏蒸汽吞吐后期开发效果研究

大庆石油学院本科生毕业设计（论文）PAGE摘要稠油由于粘度高和流动性差，用常规方法很难开采。国内外自50年代投入开发以来，历经60年的开发，已经形成了以热动力为主的各种开发方式，其中蒸汽吞吐是使用范围最广泛的开发手段。但是稠油油藏经过长期蒸汽吞吐开发后，区块产量下降迅速，经济效益明显变差，使得改善开发效果技术研究成为目前急待解决的攻关课题。本文在蒸汽吞吐采油机理研究的基础上，通过对辽河油田锦45块这个典型的稠油油藏的开发现状、特点和规律的再认识，运用沉积相理论、油藏数值模拟理论、测井解释技术及动态监测等技术，开展了剩余油分布规律研究，系统的提出了改善开发效果的技术对策，并完成蒸汽吞吐油田开发阶段采收率的预测。该技术研究为我国各类稠油油藏的蒸汽吞吐开发提供了较好的技术支持和借鉴，可指导蒸汽吞吐油藏的实际开发。关键词：稠油；蒸汽吞吐；剩余油；采收率

AbstractHeavyoilisverydifficulttobeproducedbyconventionaltechnologybecauseofitshighviscosityandpoorflowability.Fromthebeginningofviscouscrudedevelopmentin1950's,manyformsofdevelopmentmeansmainlybasedonthermaldynamicshavebeensetup.Andthesteamstimulationcoversmostdevelopingconditions.However,afteralongtimeofdevelopment,theyieldintheblockdeclinesrapidlyandeconomicefficiencyobviouslybecomespoor,soitisnecessarytoworkonimprovingexploitationeffectsofheavyoilreservoir.Basedonsteamstimulationoilrecoverymechanism,throughanalyzingthedevelopingstatus,characteristicsandprinciplesofthreetypicalheavyoilreservoirsofJin45BlockinLiaoheoilfield,combiningwithsedimentaryfaciestheory,numericalreservoirsimulationtheory,loginterpretationanddynamicmonitoring,thisdissertationresearchesthedistributionlawofremainingoil,givesasystemicmethodimprovingexploitationeffects,putsforwardatheoryforecastingoil-recovery,whichcanhelptoexploitthesteamstimulationreservoirs.Keywords:Heavyoil；Steamstimulation；Remainingoil；Oil-recoveryPAGE1第1章概述1.1研究的目的和意义我国的稠油资源分布很广，储量丰富。陆上稠油资源占石油总资源的20%以上，多数为陆相沉积，油藏类型多样，地质条件比较复杂，原油品质多呈低沥青高胶质高粘度的特点。最新研究表明，预测资源量198×108t，已探明稠油地质储量18.1×108t，已动用地质储量11.95×108t，剩余未动用地质储量6.14×108t。中国石油集团公司2004年稠油产量达到1135×l04t，占集团公司原油总产量的10%以上。我国稠油开发从50年代末开始，最先使用开发方式就是蒸汽吞吐技术，经过多年开发试验，80年代我国蒸汽吞吐开采技术取得突破，使我国新疆、辽河、胜利、河南的稠油油藏投入大规模高速开发，在1995年时我国蒸汽吞吐开采产油量已经到达105l×l04t，稠油成为我国石油能源的重要组成部分。随着稠油油藏开发深入，蒸汽吞吐应用规模继续加大，但是早期投产的蒸汽吞吐稠油油藏多数经历多轮次吞吐，开发效果逐渐变差，产量下降迅速，经济效益明显变差，加剧了我国石油供求紧张形式。当前，我国稠油蒸汽吞吐开发面临着严重的技术挑战:一是蒸汽吞吐效果逐渐降低，随着吞吐周期的增加，油汽比、地层压力下降;二是有效接替技术尚不成熟。要缓解稠油稳产的严峻形势，必须加快研究改善稠油蒸汽吞吐开发技术。辽河油田以稠油开发为主，其稠油产量占60％以上，主要以蒸汽吞吐为主要开发方式，目前辽河油区稠油区块开采多数已进入吞吐开发的中后期，而在其它开发方式未取得明显的研究成果前，蒸汽吞吐仍是主要开采手段，因此如何提高吞吐阶段采收率、减少产量递减成为目前区块开发所面临的主要问题。目前辽河油田稠油区块的开发仍主要依赖蒸汽吞吐这一主体技术，并在此基础上，发展完善了蒸汽吞吐分注分采技术、多井整体蒸汽吞吐技术、化学剂辅助蒸汽吞吐技术等手段，从提高吞吐阶段采出程度方面开展了许多工作。使辽河油区吞吐产量从1997年的661.5×l04t上升到2000年的713.4×l04t，但是累积油汽比仍从0.79下降到0.67，因此针对己开发稠油油田提高蒸汽吞吐效果的系统研究势在必行。1.2国内外研究现状目前稠油区块吞吐开发采收率一般都只有20~30%左右，稠油蒸汽吞吐开发到中后期，如何改善开发效果，提高吞吐阶段的采收率一直是各方面都非常关心的问题，世界上主要稠油开采国家进行了许多关键技术的研究及试验，取得了重大成就。1.2.1热采数值模拟技术在油藏开发调整方案中应用数值模拟技术，可以对井网、井距、开发方式及注采工艺参数进行优化，也可以用于对开发阶段采收率、采出程度等关键技术指标进行预测分析，我国的新疆、胜利、辽河油田都曾经大量应用，并进行跟踪研究，还提出许多调控措施，对改善开发效果发挥了重要作用。1.2.2定向井及水平井技术我国的辽河及胜利油田己经大量采用丛式定向钻井蒸汽吞吐采油，一定斜度钻井轨迹加大油层的泻油面积，改善了注汽效果，目前丛式井己达1000口以上。水平井热采技术也有了突破性发展，已经进入工业化应用阶段。水平井由于加大了泻油面积，更加有效的动用油层储量，其蒸汽吞吐效果往往好于垂直井3~4倍，成为稠油吞吐油田高效开发，实现持续发展的重大技术之一。1.2.3分层注采技术该技术是针对多油组互层状油藏吸汽不均的现象，在吸汽剖面测试及油藏动态分析的基础上，开发研制封隔器、分注阀等配套工具，根据需要对开采井段实施分段注汽、分层控量、封下注上、封上注下、封两端注中间，单注中间等工艺，较大程磨卜改善油层纵向上动用差的问题。1.2.4蒸汽吞吐动态监测技术在吞吐开发过程中利用热电偶测试、示踪剂测试、微粒子分析、流量测试等技术对生产井、观察井的井下温度、压力、注汽及采液剖面进行测试和监测，甚至形成系统的监测体系，丰富的测试资料辅助油藏动态分析和开发方案的调整，对加深剩余油分布规律认识具有重大意义。另外，还有井筒隔热保护技术、化学药剂助排增产技术、油井防排砂技术等也都在迅速发展，这些技术手段都在一定程度上改善了稠油油藏蒸汽吞吐阶段的开发效果。1.3研究方法及内容1.3.1主要研究方法(l)稠油油藏蒸汽吞吐采油机理研究蒸汽吞吐开发方式主要是利用注入油藏的热能，改善地层条件下原油流动性能，达到工业开采的目的;但是在吞吐开发后期，如何充分利用热能源，最大效率的加热和置换地下原油资源，就需要开发工作者通过加深蒸汽吞吐采油机理的研究，以掌握油藏中剩余油的分布规律及油气运移方向，然后制定出合理提高储量动用程度的策略，形成改善开发效果的技术对策。(2)沉积相方法蒸汽吞吐开发油藏的综合调整措施及开发部署都依赖对油藏沉相的研究，可以利用三维地震、地球物理测井、岩芯分析及动态监测资料，建立和调整油藏地质模型，确定储层空间分布，深入研究储层平面及纵向特性变化综合分析储量动用状况及剩余油分布特点，提出改善吞吐阶段开发效果的技术对策。我国许多油田都采用了这套方法并见到成效。(3)油藏数值模拟方法利用油藏数值模拟研究油层饱和度，可以计算整个油层中饱和度空间上和随时间的变化，并可预测未来饱和度的变化，因此有很大的实用价值。这一方法主要用于两方面:一是利用动态拟合的方法确定实际油藏中的含油饱和度分布，直接指导生产，这已在国内外油田开发中普遍使用；二是进行不同地质条件、不同驱动方式油层内饱和度分布的机理研究，我国早在1980年就应用这种技术，揭示了微沉积旋回对水驱油层饱和度分布的定量影响.(4)油藏动态监测分析方法动态分析是利用油田生产的各种数据和动态监测取得的测试资料来研究剩余油分布，是一种直接而方便的方法。根据研究结果采取的调整措施，特别是单井调整措施，往往迅速见效，因而在我国应用十分普通。1.3.2主要研究内容本文是针对辽河油区的锦45块这个典型油藏的开发实践131，先从建立能准确反映油藏特征的地质模型入手，开展细致沉积相研究，充分利用地球物理测井技术、数值模拟技术、动态监测分析技术等手段，分析得出影响剩余油分布的关键因素，再通过典型油藏的动用程度研究，最终得到研究油藏的剩余油分布规律，进而得出改善蒸汽吞吐开发效果的技术对策，即从提高油藏动用程度及优化注汽参数两方面提出油藏改造的策略。基于以上所述，本论文的研究内容包括以下部分:(1)辽河油区典型蒸汽吞吐油藏的开发效果分析。对辽河油区稠油蒸汽吞吐开发现状进行调研的基础上，实现对锦45块的地质特征再认识及开发效果分析评价;(2)典型油藏蒸汽吞吐开发剩余油分布规律研究。本文将着重进行影响剩余油分布的因素分析，并得出锦45块的剩余油分布规律;(3)改善蒸汽吞吐开发效果的技术对策研究。本文将从提高油藏动用程度的技术界限及优化吞吐注汽参数两方面开展研究;(4)典型油藏蒸汽吞吐产量变化趋势预测。本文将对所分析的典型区块蒸汽吞吐阶段采收率及未来产量变化进行预测。第2章稠油油藏蒸汽吞吐的采油机理2.1稠油油藏蒸汽吞吐的采油机理稠油油藏注蒸汽的目的是依靠注入油藏的热能降低原油粘度，从而提高原油在地层条件下的流动性，使之能够依靠天然能量或在注入液体的驱动下流动到采油井筒，实现采油的目的，是稠油热力采油的重要手段之一，也是我国稠油油藏开发使用最广泛的、最成熟的工业技术。稠油油藏注蒸汽开采，按驱动方式分为蒸汽吞吐和蒸汽驱两个阶段，我国大部分稠油油藏均处于蒸汽吞吐开发阶段。蒸汽吞吐采油，又叫周期性注汽或循环注蒸汽采油法，就是对稠油油井注入高温高压湿饱和蒸汽，将油层中一定范围内的原油加热降粘后，回采出来，即“吞”进蒸汽，“吐”出原油，通常每米油层注入70~120t蒸汽，注入的速度和压力以不超过油层破裂压力为上限，注入蒸汽干度较高，关井焖井几天后，再开井采油，油井地层压力较高时，可以自喷生产一段时间，地层压力下降后，一般需要下泵进行机械采油。稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产效果非常显著，其主要的机理如下：(l)加热降粘作用稠油的流动性受温度影响较大，注入蒸汽及热水携带大量热焙进入油层，在热对流及热传导作用下，沿油层孔隙与油层中的液相、固相物质进行热交换，原油被加热，使原油粘度由几千几万毫帕秒降低到几毫帕秒，使原油流动系数呈几十倍增长，油井产量迅速增加。(2)加热后油层弹性能量的释放作用对于压力较高的油层，油层的弹性能量在被加热后充分释放出来，成为驱油能量。而且受热后原油产生膨胀，一般在200℃时体积膨胀10%左右。对饱和油藏降压开采后，在加热过程中，有利于溶解气的析出，相应还会产生溶解气驱的效果.(3)重力驱作用对于厚油层，热原油流向井底时，除油层压力驱动外，还受到重力驱动作用。(4)地层继续压实作用稠油油藏在蒸汽开采过程中，上覆地层压实作用一直为地层补充的能量，成为稠油油藏的又一驱动方式。(5)蒸汽膨胀的驱动作用注入油层的蒸汽在回采时，因井底压差扩大，蒸汽体积扩大膨胀，部分高压高温下凝结的热水在压降作用下出现闪蒸现象，这些都产生一定程度的驱动作用。(6)改善相渗透率的作用在非均质油层中，注入湿蒸汽加热油层后，在高温下，油层对水的相渗透率发生变化，孔隙裂缝的基质表面润湿性改变，由原来的亲油或强亲油改变为亲水或强亲水，在同样水饱和度条件下，油相渗透率增加，水相渗透率降低，束缚水饱和度增加。另外，部分低渗透渗流孔道中的原油容易被替换出来，增加了流向井筒的可动油。(7)预热作用在多周期蒸汽吞吐过程中，前一次回采结束后留在油层中的加热带的余热，对下一周期的的吞吐起到预热作用，有利于下一周期的增产。从总体上讲，蒸汽吞吐开采属于依靠天然能量开采，只不过在人工注入一定数量蒸汽加热油层后，产生一系列强化采油机理，最主要的还是原油加热降粘作用。2.2稠油油藏蒸汽吞吐采油的基本特征世界上采用蒸汽吞吐方式开发的稠油油藏种类丰富，地质条件各异，但是总结其开发过程，一般都呈现出以下的特点:(1)蒸汽吞吐采油属于依靠天然能量开采，人工注入蒸汽加热油层及原油将起到强化天然驱动能量的作用，因此蒸汽吞吐开采阶段采收率较低，一般不超过35%。(2)蒸汽吞吐开采属强化开采手段，一般采油速度很高。一般为地质储量的4～6%，甚至更高。(3)蒸汽吞吐开采各周期内的产量变化幅度大，一般呈现排液期，产量峰值期和递减期三个阶段。(4)蒸汽吞吐是单井作业，对各类稠油油藏的地质条件适用范围广，经济风险上较蒸汽驱也小得多。(5)蒸汽吞吐采油过程中，注入蒸汽向非均质厚油层顶部超覆推进及沿高渗透层指进现象不可避免，即垂向扫油系数偏低，因此在保证注入热焙比较高的前提下，改善油层吸汽剖面是蒸汽吞吐的核心技术。通过对稠油蒸汽吞吐采油机理的研究，我们可以看出稠油油藏注入蒸汽进行吞吐过程中，所涉及的利用的各种驱动能量，可以预见在实际开发过程中各种驱动相互组合后带来的采油效果，并总结出蒸汽吞吐采油的特殊性。第3章典型油藏开发效果分析及评价3.1典型稠油油藏地质特征锦45块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南部。由于是在斜坡背景下发育起来的，所以构造上总体均表现出北高南低，西高东低，由北西向南东倾没的特点。锦45块于楼、兴隆台两套地层划分为于Ⅰ、于Ⅱ、兴Ⅰ、兴Ⅱ四个油层组，12个砂岩组，24个小层。锦45块为浅水湖盆沉积环境，物源方向来自于北东的斜坡方向。锦45块总体上是中~高孔、高~中渗储层。纵向上于Ⅰ油层组物性最好，为高孔隙度高渗透率储层，兴Ⅰ组次之，兴Ⅱ组最差;平面上物性好坏受砂体分布控制，河道和砂坝发育处，渗透率高，孔隙度高，泥质含量低。锦45块于楼和兴隆台油层各为一套油水组合，油水界面分别为－1020~－1060m，－1120～－1180m，均为边底水层状砂岩油藏。油层分布受沉积和构造双重因素控制。锦45块由于受埋深和边底水的影响，四套开发层系原油性质差异大。其中兴Ⅰ组原油物性最好，地面条件下，原油密度0.9622g/cm3，原油粘度494mPa.s；而于Ⅰ组原油物性最差，地面条件下，原油密度0.9930g/cm3，原油粘度7697mPa.s。地温梯度为3.8℃/100m，折算于楼油层原始地层温度为46℃，兴隆台油层原始地层温度为51℃。因此总体上锦45块属于高丰度、浅层、中型油藏，圈定含油面积9.0Km2，原始地质储量5697×104t。3.2典型稠油油藏开发历程锦45断块于1984年开始试采，至2000年己开发了16年，按其开发历程可分为以下三个开发阶段：第一阶段:常规干抽及蒸汽吞吐试验阶段(1984年11月~1986年6月)区块投产初期采用常规干抽采油方式。仅在兴Ⅰ组获得一定产能，1984年11月选择锦45－17－22井于Ⅰ组油层和锦45－16－22井兴Ⅰ组油层进行蒸汽吞吐试验，取得初步经验。1985年在断块东部开辟了一个井距167×167m正方形井网的蒸汽吞吐试验区。第二阶段:全面蒸汽吞吐开发阶段(1986年7月~1991年8月)1986年7月编制了《欢喜岭油田锦45块注蒸汽开发方案》，按照开发方案要求，立足注蒸汽开发，开发方式立足蒸汽吞吐加蒸汽驱，不排除某一阶段转水驱的可能性。按四套开发层系、167×167m五点法面积吞吐－汽驱井网、在油层有效厚度大于15m范围内共部署开发井219口。第三阶段:加密调整和综合治理提高储量动用程度阶段(1991年9月~目前)1991年产量递减加大，产量大幅度下降。针对断块的地质特点和开发中存在的问题，开展了吞吐阶段合理井网密度、油层水淹特点、剩余油分布规律、合理采油厚度、转换开发方式及精细的油藏地质再认识等研究工作。共进行综合调整8次，部署各类调整井664口，完钻625口，投产622口，建成产能205.1×104t，平均每年新建产能22.8×104t，当年增油6~15×104t，平均单井日产油13.6t/d，有效地实现了断块的产能接替；在进入2001年以后，产量又开始大幅度递减，平均年综合递减达13%左右。3.3典型稠油油藏开发现状截止2004年12月，锦45块共投产各类井996口，其中油井969口，注水井10口，观察井17口，油井开井789口，注水井开井2口，日产液12373t/d，日产油3199t/d，平均单井日产液15.7t/d，平均单井日产油4.1t/d，累产油1448.9×104t，累产水2999.8×104tm3，累注汽2364.6×104t，8113轮次，采油速度2.05%，综合含水74.1%，采出程度25.43%，回采水率126.9％，累计油汽比0.61，年度油汽比0.4，2003年底标定采收率32.3%，可采储量1839×104t，己采出可采储量的78.79%，目前地层压力4~6MPa，油并平均吞吐8.3周期。于Ⅰ组、于Ⅱ组、兴Ⅰ组、兴Ⅱ组油层平均吞吐9.0、8.9、8.0、7.6个周期，目前平均地层压力分别为4.57MPa、5.15MPa、6.43MPa、5.96MPa，平均单井日产油分别为5.2t/d、4.3t/d、4.7t/d、4.1t/d。3.4典型油藏蒸汽吞吐生产特点(l)不同开发层系，其蒸汽吞吐效果存在差异，由于兴Ⅰ组和于Ⅰ组油层物性好，其周期平均吞吐产量均高于其它两套层系的油井，具体情况见表3-1。表3-1锦45块不同层系蒸汽吞吐产量对比表层位前5周期平均值Qo(t.d-1)NP(t)OSR于Ⅰ11.22350.20.8于Ⅱ8.91843.90.7兴Ⅰ9.62399.40.9兴Ⅱ8.21681.70.6(2)典型区块蒸汽吞吐生产均具有普通稠油吞吐生产特点锦45块蒸汽吞吐生产均具有普通稠油吞吐生产特点:周期产油量、周期日产油量、周期油汽比在吞吐初期(l～3周期)均最高，吞吐中期次之(4～6周期)，吞吐高周期(7～9周期)最低；吞吐初期回采水率均最低，吞吐中期较低，吞吐后期则较高见表3－2。表3-2锦45块不同吞吐阶段周期产油量对比表层位1~3周期4~6周期7~9周期周期日产油(t/d)周期产油(t)周期回采水率(%)周期油气比周期日产油(t/d)周期产油(t)周期回采水率(%)周期油气比周期日产油(t/d)周期产油(t)周期回采水率(%)周期油气比于Ⅰ12.62691.11959.31615.3154.40.5于Ⅱ10.42162.2120.10.817.71610.41022.7104.80.3兴Ⅰ12.43098.61887.5131.00.66.81613.7133.30.5兴Ⅱ10.32146.5126.80.776.61330.71260.3117.70.4(3)不同井距油井，投产时间不同，压力水平也不同，油井吞吐效果差异较大，见图3－1～图3－3。锦45块蒸汽吞吐生产在开发初期167～200m井距开发时，周期吞吐产量最高在6000t以上，是目前83～100m井距时的4～5倍.周期平均产量也在3倍以上。在多轮次吞吐后，周期产量及日产量周期油汽比均呈大幅度下降趋势。图3-1锦45块不同井距油井周期产油量变化曲线图3-2锦45块不同井距油井周期日产油变化曲线图3-3锦45块不同井距油井周期油汽比变化曲线3.5典型油藏蒸汽吞吐开发效果评价3.5.1锦45块的蒸汽吞吐开发取得的效果(l)累积产油量高，累计油汽比高截止到2004年12月，区块累积产油l439.3×104t，累积油汽比0.69。(2)采油速度高，阶段采出程度高截止到2004年12月，区块平均采油速度1.44％，阶段采出程度24.09％。(3)稳产年限长截止到2004年12月，锦45块采油速度保持在1％以上稳产14年，在原开发井网条件下稳产7年，采油速度保持在1％以上，加密调整稳产7年，其中采油速度保持在1.5％以上稳产了10年，采油速度保持在2％以上稳产时间4年。3.5.2主要开发指标均高于石油行业的标准根据我国稠油油藏蒸汽吞吐一类开发指标，对锦45块的主要开发指标进行分析，其主要开发指标高于我国石油行业制定的开发标准，取得了较好的开发效果，见表4－4。表4-4锦45块开发效果与开发标准对比表项目锦45块一类开发指标对比结果采油速度（%）1.44﹥1.00+0.44累积油汽比0.69﹥0.50+0.19累积回采水率（%）63.06﹥30.00+33.06在本章中，通过对锦45块的开发历程及开发效果研究，我们了解到典型区块的开发符合普通稠油蒸汽吞吐生产的特点，取得了开发时间长、采油速度高、累积产量高的开发效果，但是不同地层条件和井网参数导致了吞吐效果存在差异;另外又通过大量的数据分析总结出周期产量，日产油量、周期油汽比、地层压力变化规律，即找到了一般稠油油藏蒸汽吞吐开发中应该具有的开发规律，对类似油藏的开发有深刻的借鉴意义。第4章蒸汽吞吐剩余油分布规律研究改善蒸汽吞吐开发效果的核心是经济高效地开发油藏中的剩余油，因此，蒸汽吞吐开发剩余油分布研究是改善蒸汽吞吐开发效果的基础和依据。4.1蒸汽吞吐阶段剩余油分布的研究4.1.1沉积相方法首先开展的研究是建立综合地质研究数据库，并建立能准确反映油藏特征的地质模型，其次开展沉积环境分析，在此基础上进行储层的多层次解剖，解剖的程序为油层组→砂岩组→小层→单砂层→单砂体。在蒸汽吞吐开采中～后期，由于蒸汽吞吐开采的复杂性，导致剩余油在空间和平面分布十分复杂，小层的划分满足不了储层研究中剩余油分布的研究，必须将储层细分到单砂层，以单砂层做为开发研究单元，搞清单砂层的分布状况及其规模，解决纵向及平面矛盾。研究表明:水下分流河道微相砂体发育，油层厚度较大，渗透率以中～高渗为主，一般在0.5～2.0μm2，均为饱含油:分流河口坝微相砂体较发育，油层厚度较大，渗透率以高～特高渗为主，一般在1.0μm2以上，平均1.73μm2，为饱含油层；分流间微相和前缘薄层砂微相砂体不很发育，砂体分布具有条带性，渗透率以中～低渗为主，平均0.97μm2，含油性较差:前三角洲微相和分流间洼地微相砂体不发育，含油性最差或不含油。4.1.2检查井方法利用常规取芯、密闭取芯和大直径取芯分析等是油藏开发过程中通过取芯来确定油层含油饱和度和其它储层参数的方法，通过取芯井岩芯分析，不仅可以确定不同开发阶段油层含油饱和度及其变化规律，同时也可以确定储层参数及其变化，进而综合研究剩余油的分布。4.1.3油藏数值模拟方法数值模拟主要研究油层含油饱和度和剩余油量，可以计算油藏中含油饱和度在空间上随时间的变化情况，预测未来饱和度变化；主要用于三方面研究工作:(l)利用生产历史拟合方法确定实际油藏中的含油饱和度分布；(2)进行不同地质条件和驱动方式下的含油饱和度分布的机理研究；(3)预测各种驱动方式下，油层中的剩余油饱和度变化。4.2影响蒸汽吞吐剩余油分布的因素分析蒸汽吞吐开发中，影响剩余油分布的因素主要有以下几方面:4.2.1油层位置蒸汽吞吐开发中，由于油层在射孔井段内所处位置不同，吸汽量不同，上部油层吸入蒸汽干度高，单位厚度吸汽量也较多，动用程度高，而下部油层单位厚度吸汽量少，动用程度低:井段过长，下部油层无法得到充分动用。4.2.2油层渗透率渗透率的大小是影响油层的吸汽能力和产油能力大小的主要参数之一。吸汽剖面的研究表明，油层渗透率越高，单位厚度的吸汽量越大，见图4-1。图4-1锦45块单层渗透率与单位厚度吸气量关系系统图4.2.3单层厚度典型区块吸汽剖面监测资料统计分析表明，互层状油藏厚度中等的油层，单位厚度吸汽量大，厚度较大或较小的油层，单位厚度吸汽量均较小见图4-2。图4-2锦45块单层厚度与单位厚度吸气量关系统计图4.2.4地层系数由于受油层厚度和油层渗透率双重因素的影响，互层状油藏，油层厚度较小时，油层受层内非均质和蒸汽超覆的影响较小，油层渗透率是影响油层动用程度的最主要参数，而即当油层厚度较小时，油层单位厚度吸汽量随地层系数的增加而增加，油层厚度较大时，油层受层内非均质和蒸汽超覆的影响较大，油层厚度是影响油层动用程度的最主要参数，见图4-3。图4-3锦45块k..h与Q/h关系4.2.5孔隙度典型油藏吸汽剖面的研究表明，油层孔隙度越高，单位厚度的吸汽量越大，见图4-4。图4-4锦45块与单位厚度吸汽量关系4.3典型油藏动用程度研究4.3.1油层纵向动用程度特点通过应用地球物理测井方法、吸气剖面监测方法、数值模拟方法对典型稠油区块346口井纵向动用程度进行了研究，结果表明油层纵向动用程度有以下特点:(1)射孔井段内，上部油层吸入蒸汽干度高、单位厚度吸汽量大、电阻率下降幅度大、含油饱和度下降幅度大，动用好，下部油层吸入蒸汽干度相对较低、单位厚度吸汽量相对较小、电阻率下降幅度相对较小、含油饱和度下降幅度相对较小，动用差。(2)受储层物性的影响，油层单层厚度中等，渗透率较高，孔隙度较大的层动用较好:油层单层厚度过大或过小，渗透率较低，孔隙度较小的层动用较差。4.3.2油藏平面动用程度特点应用数值模拟方法、地球物理测井方法、油藏工程计算方法及取芯检查井分析方法对典型稠油区块油藏平面动用程度进行了研究。结果表明，油层平面动用程度有以下特点:(l)从油藏温度变化来看，井间仍存在未加热区(2)从油藏的压力变化来看，多周期吞吐后，老井井间压力降低，说明油藏全面泄压，说明油藏全面动用，但井间存在动用差异。(3)从含油饱和度变化来看，老井井间含油饱和度降低，说明井间已动用，但存在动用差异。4.4典型油藏剩余油分布规律4.4.1油层纵向剩余油分布特点综合研究表明，纵向层间剩余油有以下特点:(1)纵向动用程度研究表明:由于受蒸汽特性影响，典型区块射孔井段内上部油层动用好，下部油层动用差:典型区块射孔井段内上部油层单位厚度吸汽量大、电阻率下降幅度大、含油饱和度下降幅度大，动用好，下部油层单位厚度吸汽量小、电阻率下降幅度小、含油饱和度下降幅度小，动用较差，是剩余油分布较多的位置。(2)油藏动用程度影响因素研究表明，典型区块油层单层厚度大、渗透率及孔隙度中等的油层是剩余油分布较多的油层。(3)不同距离侧钻井含油饱和度研究表明:典型区块射孔井段内各小层的含油饱和度变化存在差异，总体来看，距离相同条件下，上部油层递减幅度大，下部油层递减幅度小，油层含油饱和度变化幅度呈指数递减规律。4.4.2油藏平面剩余油分布规律综合研究表明，油藏平面井间剩余油分布有以下特点:(l)动边界无网格技术研究的剩余油分布表明:油层厚度大、原始储量大的主体微相位置仍然是剩余油分布较多的位置。(2)油藏平面动用程度研究表明:蒸汽吞吐开发中，井间含油饱和度虽然降低，但仍然较高，且与原井距离不同，剩余油饱和度存在差异。(3)不同距离侧钻井含油饱和度研究表明:各油层井间不同距离含油饱和度变化存在差异，距原井距离小，油层含油饱和度递减幅度大，距原井距离大，油层含油饱和度递减幅度小，油层井间含油饱和度变化幅度随着与原井距离增加，呈指数递减，见图4-5。（△（△SO/SO）×100%=56.77e—0.0824r R2=0.9033图4-5锦45块不同距离的侧钻井含油饱和度变化幅度统计图本章通过沉积相法、地球物理测井法、检查井法、数值模拟法、动态监测分析法等手段对锦45块进行研究，找出了影响剩余油分布的主要因素，并得到平面及纵向上油藏动用程度，最后得到了典型稠油油藏的剩余油分布规律，为研究改善典型区块蒸汽吞吐开发效果技术进行了必要的准备。第5章改善蒸汽吞吐开发效果的研究改善蒸汽吞吐后期开发效果的技术研究应该包括，提高油藏动用程度、改善注采参数、套管损害防治、高含水井治理，改进机械举升工艺等方面，本次研究的重点是提高油藏的动用程度的方法和手段及注采参数的优化技术。5.1提高油层平面动用程度技术界限研究蒸汽吞吐后期，加密井网是有效提高油层平面动用程度的重要手段，本次研究中，针对进入蒸汽吞吐开发中～后期的锦45块的加密技术界限进行了研究。5.1.1提高油层平面动用程度经济技术界限由于受经济条件限制，井网加密过程中，必须保证加密井获得一定的经济产能，即经济极限产量，才能保证加密取得较好的经济效益四，加密才是可行的。5.1.2油藏加密参数技术界限（1）井网加密井距界限由于蒸汽吞吐开发中，只有当油层被加热到一定的温度后，才能得到有效的动用，因此蒸汽吞吐的加热半径，决定着稠油油藏的井距大小。本次研究中利用Max-Langeuheim的方法，依据能量平衡的原理，考虑了多周期吞吐后油层的热量变化情况，计算了典型油藏蒸汽吞吐的加热范围。研究结果表明:油井在多周期吞吐后，平均加热半径是35.3m，所以要实现油层平面的较充分动用，蒸汽吞吐的井距应在70m左右，见表5-1。表5-1锦45块加热半径计算表油藏类型累注量（t）累产油(t)吞吐周期加热半径(m)目前井距(m)中厚互层状23512149188.035.383~118(2)加密井单控剩余地质储量界限要使加密井获得一定的产量，首先必须保证单井具有一定的物质基础。数值模拟研究表明，目前工艺技术条件下，加密井蒸汽吞吐方式下其采收率为10～15%,要保证加密井的产能大于经济极限产量，加密井单控地质储量应保证在4.5×104t以上，见表6-2。表5-2加密井单控剩余地质储量界限层系于Ⅰ于Ⅱ兴Ⅰ兴Ⅱ极限剩余单控储量（104t）5.0165.2035.4775.684(3)井网加密油层压力界限蒸汽吞吐效果取决于两个因素，其一是驱动压力梯度，其二是原油的流动性。对于普通稠油油藏来说，驱动压力梯度越大，吞吐效果越好。为此，研究确定合理吞吐压力范围，保证有足够的驱动压力是能否进行加密井网的关键问题。通过对锦5块对490口井的数据统计分析，各个层系不同压力水平的吞吐效果显示：单井累积产油量与油藏压力有较好的相关关系，油藏压力水平越高，单井蒸汽吞吐累积产油量越高，见图5-1～图5-4。图5-1锦45块于Ⅰ层系压力与累产油关系曲线

图5-2锦45块于Ⅱ层系压力与累产油关系曲线图5-3锦45块兴Ⅰ层系压力与累产油关系曲线图5-4锦45块兴Ⅱ层系压力与累产油关系曲线当单井蒸汽吞吐累积产油量与经济极限产量相等时所对应的油藏压力即为油藏能否进行加密的极限压力，见表5-3。表5-3典型区块加密井合理压力水平表区块层位极限产量（t）计算公式加密井极限压力(Mpa)锦45块于Ⅰ5016P=3.1387×e0.00005·Np4.03于Ⅱ5203P=3.3551×e0.00007·Np4.83兴Ⅰ5477P=3.1387×e0.00005·Np4.18兴Ⅱ5684P=3.0545×e0.00001·Np5.395.2.提高油层纵向动用程度技术界限稠油分注选注工艺是20世纪90年代以来逐步开发完善的一套工艺技术，适用于互层状稠油油藏注蒸汽开采的中后期，可有效缓解多轮次注汽开采后日渐突出的层间矛盾，提高油藏动用程度。该工艺现场应用中，取得了较好的应用效果，是蒸汽吞吐后期提高动用程度的有效手段。但同时现场应用中也暴露出了一些堕待解决的问题。本次研究从影响油层纵向动用程度的参数入手，对提高高轮次吞吐井油层纵向动用程度的参数界限进行了研究。5.2.1油层单层渗透率界限锦45块吸汽剖面研究表明，油层渗透率越高，油层动用程度越高，动用程度存在差异，主要表现为：渗透率较小的油层中，动用差的油层所占比例最大，动用好的油层所占比例最小，而渗透率较大的油层中，动用好的油层所占比例最大，动用差的油层所占比例最小，对于典型区块锦45块而言，当油层渗透率分别小于1000×10-3μm2时，动用好的油层所占比例最小，动用差的油层所占比例最大，当油层渗透率分别大于3000×10-3μm2时，动用好的油层所占比例最大，动用差的油层所占比例最小，因此，当油层渗透率介于1000～3000×10-3μm2时，动用好的油层所占比例相对较小，动用差的油层所占比例相对较大，因此，在典型区块分注、选注中，应将处于该界限内的油层作为主要目的层，见图5-5。图5-5锦45块渗透率与动用程度关系曲线5.2.2油层单层厚度界限研究表明，当油层厚度较小时，随着油层厚度的增加，油层动用程度增加，当油层厚度较大时，随着油层厚度的增加，油层动用程度降低，而中等厚度油层动用程度高，但动用程度存在差异，主要表现为：厚度较小的油层及厚度较大的油层中，动用差的油层所占比例最大，动用好的油层所占比例最小;油层厚度中等的油层中，动用好的油层所占比例最大;动用差的油层所占比例最小，当油层厚度小于3m大于5m时，动用好的油层所占比例最小，动用差的油层所占比例最大。因此，在典型区块分注、选注中，应将层厚度分别小于3m或大于5m的油层作为主要目的层，见图5-6。图5-6锦45块单层厚度与动用程度关系曲线5.2.3油层地层系数界限研究表明，地层系数直接影响油层的吸汽能力和产油能力，当油层厚度较小时，随着地层系数的增加，油层动用程度提高，当油层厚度较大时，随着地层厚度的增加，油层动用程度降低，对于典型区块锦45块而言，当地层系数分别介于2000～12000或大于16000时，动用差的比例较大，可作为分注选注的主要目的层，见图5-7。图5-7锦45块地层系数与动用程度关系曲线

5.2.4油层孔隙度界限研究表明，油层孔隙度越高，油层动用程度越高，动用程度存在差异，主要表现为：孔隙度较小的油层中，动用差的油层所占比例最大，动用好的油层所占比例最小，而孔隙度较大的油层中，动用好的油层所占比例最大，动用差的油层所占比例最小，对于锦45块而言，当油层孔隙度分别小于19%时，动用好的油层所占比例最小，动用差的油层所占比例最大，当油层孔隙度分别大于25%时，动用好的油层所占比例最大，动用差的油层所占比例最小，因此，当油层孔隙度介于19%～25%时，动用好的油层所占比例相对较小，动用差的油层所占比例相对较大，因此，应将介于该界限内的油层作为主要目的层。见图5－8。图5-8锦45块油层孔隙度与单位厚度吸汽量关系曲线5.3提高蒸汽吞吐效果注采参数优化研究“八五”至“九五”的开发实践表明：蒸汽吞吐过程中，注汽参数是否合理直接影响蒸汽吞吐开发效果和经济效益，特别是进入高轮次生产之后，地层压力水平很低，开发效果和经济效益较差，因此，蒸汽吞吐后期合理的注汽参数对改善辽河油田进入蒸汽吞吐后期的多数稠油区块的蒸汽吞吐开发效果、提高经济效益具有非常实际的指导意义。5.3.1注汽强度优化研究从典型区块蒸汽吞吐开发趋势来看:典型区块的各个周期注汽强度均有一个最优的范围，在该注汽强度范围内，周期日产油量及周期产油量高，周期油汽比高，蒸汽吞吐开发效果好，从图5-9～图5-10可以看出，且周期注汽强度与周期产油量具有较好的相关关系，经回归分析可知：周期注汽强度与周期产油量具有以下相关关系：Np﹦Aqi2＋Bqi＋C(5-1)式中，Np为周期产油量，t；qi周期注汽强度，t/m；A、B、C是统计常数NpNp=-0.0687qi2+16.56qi+1815.6图5-9锦45块吞吐3周期油井注汽强度与周期产油量关系图NpNp=-0.0181qi2+6.4745qi+800.55图5-10锦45块吞吐9周期油井注汽强度与周期产油量关系图QiQi=-1.3772n2+18.286n+107.67R2=0.8874QiQi=-1.3772n2+18.286n+107.67R2=0.8874图5-11锦45块周期最优注汽强度曲线经回归分析，最优注汽强度与周期数有如下关系:qi＝An2＋Bn＋C(5-2)式中，qi为周期最优注汽强度，t/m；n为周期数；A、B、C是统计常数。5.3.2注汽速度优化研究从典型区块各周期注汽速度与周期产油量关系分析来看：不同吞吐阶段各周期注汽速度均有一个最优的范围，在该注汽速度范围内，产油量高，油汽比高，吞吐效果好，如图5-12～图5-13所示，且周期注汽速度与周期产油量具有较好的相关关系：Np＝Aqis2＋Bqis＋C(5-3)式中，Np为周期产油量，t；qis为注汽速度，t/h；A、B、C是统计常数。NpNp=-10.91qis2＋451.93qis-1534.4R2=0.6251图5-12锦45块吞吐3周期油井注汽速度与周期产油量关系图Np=-14.26Np=-14.26qis2＋478.47qis-2553.1R2=0.3241通过对典型区块单周期的最优注汽速度分析可知：通过对注汽速度与周期数回归，最优注汽速度与周期数有较好的相关性，见图5-14。其数学表达式为：qis＝An2＋Bn＋C（5-4）式中，qis为周期最优注汽速度，t/h；n为周期数；A、B、C是统计常数。qisqis=-0.1072n2+0.909n+19.655R2=0.9127图5-14锦45块最优注汽速度曲线5.3.3注汽压力研究优化研究从典型区块蒸汽吞吐实际统计来看，满足最优注汽速度所需的周期注汽压力均有一个最优的范围，在该注汽压力范围内，周期产油量高，吞吐效果好，见图5-15～图5-16。通过对典型区块周期注汽压力与周期产油量进行回归可知：周期注汽压力与周期产油量具有较好的相关关系：Np＝APi2＋Bpi＋C(5-5)式中，Np为周期产油量，t：pi为周期注汽压力，MPa：A、B、C是统计常数。NpNp=-44.978Pi2＋1464.1Pi-7862R2=0.9008图5-15锦45块吞吐3周期油井注汽压力与周期产油关系曲线NpNp=-23.011Pi2＋452.6Pi-857.47R2=0.8084图5-16锦45块吞吐9周期油井注汽压力与周期产油关系曲线通过对典型区块不同吞吐阶段的周期最优注汽压力分析可知：满足合理注汽速度时的周期最优注汽压力与周期数有较好的相关性，见图5-17。Pi＝An2＋Bn＋C(6-6)式中，Pi为周期最优注汽压力，MPa；n为周期数；A、B、C是统计常数。

Pi=-3.561Ln(n)+18.594RPi=-3.561Ln(n)+18.594R2=0.91985.4改善蒸汽吞吐开发效果技术应用在完成了上述研究内容后，将提高平面动用程度加密技术应用于锦45块加密调整部署工作中，对锦45块按四套层系，立足于蒸汽吞吐开发模式，并兼顾后期蒸汽驱的要求，以于I油层为目的层，在油层厚度大于20m单控剩余储量大于4×104t区域加密成83m，同时考虑其它层系高剩余油区，加密井完钻至其它层系单控剩余储量大于2×104t的层位。在兴I,兴II层系中为完善井网部署规划井。在锦45块边部扩边部署规划井。2005年共在锦45块部署加密井83口，增加可采储量120.5×104t，当年产油12.2×104t，取得了较好的效果，并使锦45块产量能在ll5×104t左右稳产两年。将提高油层纵向动用程度的技术用于指导分注、选注工作，在2005年实施年分注井97口，年增油2.2×104t。将研究的蒸汽吞吐后期最优注汽参数及计算方法应用于锦45块生产中，2005年共优化注汽参数172口，节约注汽量5.5×104t。上述三项技术在典型稠油蒸汽吞吐后期油藏中的应用，提高了锦45块动用程度，改善了蒸汽吞吐后期的开发效果，取得了较好的经济效益，为锦45块产量的稳定奠定了稳固的基础。在本章中，从油层平面和纵向上两个方面对提高油藏动用程度的技术界限进行了研究，得出加密井网、油井分注选注两个主要开发对策的依据和应用界限，并提出对注汽强度、注汽速度、注汽压力等关键参数优化的经验公式，提出了切实可行的蒸汽吞吐后期改善开发效果的对策和手段，并通过应用，取得了明显的效果。第6章典型区块蒸汽吞吐产量预测6.1典型稠油区块采收率预测研究目前，应用于稠油蒸汽吞吐开采中采收率预测的方法较多，本次研究中针对蒸汽吞吐后期的开发特点，应用注采关系法、油汽比与采出程度关系法、产量递增率法、周期产量特征法及数值模拟法等对典型稠油区块采收率进行了预测研究。结果表明，锦45块蒸汽吞吐采收率为36.2%。预测结果见表6-1。表6-1锦45块采收率预测结果预测方法采收率预测值（%）注采关系法40.1油汽比与采出程度关系法34.1产量递增率法35.7周期产量特征法35.4数值模拟法35.9综合分析36.26.2典型区块未来五年的产量变化规律本次研究中，以周期产量特征为基准，对锦45块未来5年的产量进行了预测，结果表明，未来5年锦45块蒸汽吞吐方式下累积产油分别可达512×l04t。预测结果见表6-2。表6-2锦45块未来5年产量变化表时间(a)20052006200720082009合计年产油(104t)1181161049381512目前锦45块的采出程度为20.78%，与标定的采收率分别相差8.21％，与预测的采收率分别相差12.11%，见表6-3。表6-3锦45块现开发方式下开发潜力表目前采出程度(﹪)标定采收率(%)采收率差值(%)本次预测采收率(%)采收率差值(%)36.212.1在本章中，通过对典型蒸汽吞吐开发油藏的采收率及产量变化趋势预测，提出了研究目标的在应用研究得出结论及其它改善开发效果技术后油藏的开发潜力。结论通过以上研究工作，可以得出以下几点结论及认识：(1)锦45块2005年部署加密83口，并取得较好效果说明；在稠油蒸汽吞吐后期，通过提高平面动用程度技术的研究，仍可采用“井网加密”技术改善开发效果，并使加密井获得较好效果，但是必须保证加密井地质储量高于极限值，即在4.0×104ｔ以上。(2)在稠油蒸汽吞吐油藏多轮次吞吐后，提高油层纵向动用程度的技术是改善开