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摘 要：滨南采油厂单家寺油田单56块目前生产层是馆陶组馆下段地层的1、2、3砂体，西部较东部油藏更发育，其中中部油藏厚度较大，东部以薄油藏为主，原油粘度极高，平均达5-10×104毫帕秒，已达超稠油标准，单56块在注汽吞吐采油过程中出现了严重的层间矛盾，蒸汽吞吐开发效率低，无经济效益。针对这一情况，需要综合利用渗透率平面图、隔层平面图、区块储量动用情况等动静态资料，分析层间潜力，在此基础上，研究蒸汽驱开发措施并分析其适应性，以改善蒸汽驱效果，提高油层动用状况。
关键词：单56块；蒸汽驱；层间矛盾；油层动用状况
前言
单56块目前分层开采效果较好，但层间矛盾日益突出，严重影响剩余油挖潜。本文主要针对单56块稠油开采过程中出现的严重的层间矛盾，研究蒸汽驱开发适应性，分析转驱时机、蒸汽驱开发层系划分、井网井距、注汽参数优化等问题，并制定合适的蒸汽驱方案部署，改善蒸汽驱效果，提高单56块油层动用状况，并对开发效果进行预测。
一、蒸汽驱开发适应性分析
根据蒸汽驱采收率经验公式计算单56块油层厚度22.00m，原油粘度30000.00mpa.s，含油饱和度0.52，渗透率变异系数0.50f，净总厚度比0.58，蒸汽驱采收率20.63%。在目前蒸汽吞吐的基础上蒸汽驱能提高采收率20.63%（表15-4），增加可采储量201.1万吨。因此从提高采收率的角度看，单56块馆下段适合蒸汽驱开发。
ER=9.92+2.82ho-0.044h02+2.74lg?o-1.411g2?o+62.04So+5.56Dp-39.52D2p-131.481lg2ht-0.026D
单56块馆下段有两个井组进行了蒸汽驱开发实验，小井距试验区2000年投产，包括7x11井组和10x8两个井组，7x11井组2002年11月汽驱，2003年7月停注转为生产井，10x8井组2003年5月汽驱，2005年7月停注转生产井。
试验井组吞吐转蒸汽驱后，9-x7、9-9、11-7、11-9和10x10见效，注采井距70-100m。受效井蒸汽驱阶段对应周期生产时间250-600d，周期累积产量4400-5500t，周期油汽比1.4-2.2t/t，回采水率都超过100%，由于蒸汽驱补充能量，使吞吐周期生产时间延长，周期产油量增加。
试验井组吞吐转蒸汽驱后，月递减由2.75%降低到0.53%，采收率由19%提高到27.8%。通过这两个井组试注，表明超稠油蒸汽驱是可行的，通过本次技术攻关，完善井网和注采对应性，配套工艺技术，超稠油蒸汽驱将产生好的效果（图1-1）。
二、转驱时机分析
当轮次采油的总成本（注汽成本与生产成本之和）与轮次产油销售相持平时，蒸汽吞吐已没有效益，需要改变开发方式[1]。
油价40美元每桶时，经济极限油气比为0.295；从轮次与油汽比变化关系看，吞吐10轮以后油汽比低于0.3，因此转驱的最佳时机为吞吐10轮以前，蒸汽吞吐开发已经没有经济效益。因此从经济角度分析应该转蒸汽驱。
从油层压力分布情况来看（图1-2），油层压力满足蒸汽驱开发条件，除边部个别井油层压力较高外，主体区域地层压力均在5Mpa以下，加密区压力达到3MPa以下。
三、蒸汽驱开发层系划分
对比分析了统注井和分注井的吸气剖面资料，并采用数值模拟方法分别对比了笼统注汽和分层注汽方式。分层注汽生产时间为300d，累计注气量未6*104t，累计产油量2.7*104t，油气比未0.45，采出程度50.53%；笼统注汽生产时间为300d，累计注气量未6*104t，累计产油量1.9*104t，油气比未0.32，采出程度41.64%（表1-2）；数值模拟预测分层注汽可以保证各层的蒸汽注入量，各小层吸汽比较均匀，比笼统注汽提高采收率4.89%，最终推荐分层注汽方式。
四、井网井距论证
从蒸汽驱井距与采收率关系来看，目前单56块主体部位加密区井距平均110米左右，外围非加密部位井距150米左右，通过数值模拟研究，井距在100米左右时为最佳井距，因此在主体加密部位可以直接进行蒸汽驱开发。
从两种注采井网的对比结果来看，五点法注采井网初期最终累产低。同时考虑注采平衡，从注采井数比和最优注采比考虑率，反九点注采井网注采井数比为1：3，反五点注采井数比为1：1。反九点注采井网注汽井与生产井的注汽量和产液量比为2：5，反五点注汽井与生产井的注汽量和产液量比为1：1.2。从目前蒸汽吞吐的生产能力看反九点井网比较合适。
五、注汽参数优化
通过数值模拟的方法，对注汽速度、注汽压力、蒸汽干度和采注比进行参数优化对比。合理注汽速度为5.5t/m/d，合理注汽压力小于6Mpa，合理注汽干度大于50度，合理采注比为1.2（图1-3）。
蒸汽汽驱开发是一个多因素相互影响的结果，动态法仅能总结单因素和开发效果之间的相互关系[2]。正交试验设计是研究多因素多水平一种高效统计方法，它是由方案影响因素的全部水平组合中，挑选部分有代表性的水平组合进行试验，对过对这部分试验结果的分析了解全面试验的情况，找出最优的水平组合。因此，在动态法优化的注采参数的结果上，利用正交试验法对六个优化参数分别设计三个因素水平，利用油藏数值模拟进行多参数协同优化。对正交试验结果进行极差分析，对开发效果影响最显著的注采因素排序是：注汽速度>注汽干度=注采比>注汽压力。
最优的注采参数组合是注汽速度5.5t/m/d，注汽压力6MPa，注汽干度80℃，采注比1.2。
六、方案部署
本次方案部署分为两大部分，一、边部水平井继续采用蒸汽吞吐开发，二、主体加密区采用反九点注采井网开展蒸汽驱，共部署注汽井18口，生产井73口（图1-4）。
配产配注时蒸汽驱合理的注气速度为5.5t/m/d；平均单井油层厚度为22m，计算得到平均单井日注汽量为121t/d；蒸汽驱采用反九点注汽井网，根据采注比和生产注汽井数比计算得到平均单井日产液量为48.4m3/d（表1-3）
通过对比了蒸汽驱开发方案和不调整继续吞吐方案10年开发指标，不论是从日产油量、累产油量和采出程度的对比结果来看蒸汽驱开发方案都有较大优势。因此推荐蒸汽驱开发方案。
预测了十年的蒸汽驱开发生产指标，初期日产油0.11万吨/天，采油速度3.2%，预测十年末含水94.3%，采出程度33.3%。
参考文献
[1]卢树涛，杨钊，孟祥平等，利用窜流层提高蒸汽驱油效果数值模拟研究[M].北京：石油工业出版社，2013.119-121
[2]朱正军等，蒸汽驱数值模拟[A]，勘探技术论文集[C]，北京：石油大学出版社，2011：85-114
（作者單位：中国石化胜利油田滨南采油厂）
关键词：单56块；蒸汽驱；层间矛盾；油层动用状况
前言
单56块目前分层开采效果较好，但层间矛盾日益突出，严重影响剩余油挖潜。本文主要针对单56块稠油开采过程中出现的严重的层间矛盾，研究蒸汽驱开发适应性，分析转驱时机、蒸汽驱开发层系划分、井网井距、注汽参数优化等问题，并制定合适的蒸汽驱方案部署，改善蒸汽驱效果，提高单56块油层动用状况，并对开发效果进行预测。
一、蒸汽驱开发适应性分析
根据蒸汽驱采收率经验公式计算单56块油层厚度22.00m，原油粘度30000.00mpa.s，含油饱和度0.52，渗透率变异系数0.50f，净总厚度比0.58，蒸汽驱采收率20.63%。在目前蒸汽吞吐的基础上蒸汽驱能提高采收率20.63%（表15-4），增加可采储量201.1万吨。因此从提高采收率的角度看，单56块馆下段适合蒸汽驱开发。
ER=9.92+2.82ho-0.044h02+2.74lg?o-1.411g2?o+62.04So+5.56Dp-39.52D2p-131.481lg2ht-0.026D
单56块馆下段有两个井组进行了蒸汽驱开发实验，小井距试验区2000年投产，包括7x11井组和10x8两个井组，7x11井组2002年11月汽驱，2003年7月停注转为生产井，10x8井组2003年5月汽驱，2005年7月停注转生产井。
试验井组吞吐转蒸汽驱后，9-x7、9-9、11-7、11-9和10x10见效，注采井距70-100m。受效井蒸汽驱阶段对应周期生产时间250-600d，周期累积产量4400-5500t，周期油汽比1.4-2.2t/t，回采水率都超过100%，由于蒸汽驱补充能量，使吞吐周期生产时间延长，周期产油量增加。
试验井组吞吐转蒸汽驱后，月递减由2.75%降低到0.53%，采收率由19%提高到27.8%。通过这两个井组试注，表明超稠油蒸汽驱是可行的，通过本次技术攻关，完善井网和注采对应性，配套工艺技术，超稠油蒸汽驱将产生好的效果（图1-1）。
二、转驱时机分析
当轮次采油的总成本（注汽成本与生产成本之和）与轮次产油销售相持平时，蒸汽吞吐已没有效益，需要改变开发方式[1]。
油价40美元每桶时，经济极限油气比为0.295；从轮次与油汽比变化关系看，吞吐10轮以后油汽比低于0.3，因此转驱的最佳时机为吞吐10轮以前，蒸汽吞吐开发已经没有经济效益。因此从经济角度分析应该转蒸汽驱。
从油层压力分布情况来看（图1-2），油层压力满足蒸汽驱开发条件，除边部个别井油层压力较高外，主体区域地层压力均在5Mpa以下，加密区压力达到3MPa以下。
三、蒸汽驱开发层系划分
对比分析了统注井和分注井的吸气剖面资料，并采用数值模拟方法分别对比了笼统注汽和分层注汽方式。分层注汽生产时间为300d，累计注气量未6*104t，累计产油量2.7*104t，油气比未0.45，采出程度50.53%；笼统注汽生产时间为300d，累计注气量未6*104t，累计产油量1.9*104t，油气比未0.32，采出程度41.64%（表1-2）；数值模拟预测分层注汽可以保证各层的蒸汽注入量，各小层吸汽比较均匀，比笼统注汽提高采收率4.89%，最终推荐分层注汽方式。
四、井网井距论证
从蒸汽驱井距与采收率关系来看，目前单56块主体部位加密区井距平均110米左右，外围非加密部位井距150米左右，通过数值模拟研究，井距在100米左右时为最佳井距，因此在主体加密部位可以直接进行蒸汽驱开发。
从两种注采井网的对比结果来看，五点法注采井网初期最终累产低。同时考虑注采平衡，从注采井数比和最优注采比考虑率，反九点注采井网注采井数比为1：3，反五点注采井数比为1：1。反九点注采井网注汽井与生产井的注汽量和产液量比为2：5，反五点注汽井与生产井的注汽量和产液量比为1：1.2。从目前蒸汽吞吐的生产能力看反九点井网比较合适。
五、注汽参数优化
通过数值模拟的方法，对注汽速度、注汽压力、蒸汽干度和采注比进行参数优化对比。合理注汽速度为5.5t/m/d，合理注汽压力小于6Mpa，合理注汽干度大于50度，合理采注比为1.2（图1-3）。
蒸汽汽驱开发是一个多因素相互影响的结果，动态法仅能总结单因素和开发效果之间的相互关系[2]。正交试验设计是研究多因素多水平一种高效统计方法，它是由方案影响因素的全部水平组合中，挑选部分有代表性的水平组合进行试验，对过对这部分试验结果的分析了解全面试验的情况，找出最优的水平组合。因此，在动态法优化的注采参数的结果上，利用正交试验法对六个优化参数分别设计三个因素水平，利用油藏数值模拟进行多参数协同优化。对正交试验结果进行极差分析，对开发效果影响最显著的注采因素排序是：注汽速度>注汽干度=注采比>注汽压力。
最优的注采参数组合是注汽速度5.5t/m/d，注汽压力6MPa，注汽干度80℃，采注比1.2。
六、方案部署
本次方案部署分为两大部分，一、边部水平井继续采用蒸汽吞吐开发，二、主体加密区采用反九点注采井网开展蒸汽驱，共部署注汽井18口，生产井73口（图1-4）。
配产配注时蒸汽驱合理的注气速度为5.5t/m/d；平均单井油层厚度为22m，计算得到平均单井日注汽量为121t/d；蒸汽驱采用反九点注汽井网，根据采注比和生产注汽井数比计算得到平均单井日产液量为48.4m3/d（表1-3）
通过对比了蒸汽驱开发方案和不调整继续吞吐方案10年开发指标，不论是从日产油量、累产油量和采出程度的对比结果来看蒸汽驱开发方案都有较大优势。因此推荐蒸汽驱开发方案。
预测了十年的蒸汽驱开发生产指标，初期日产油0.11万吨/天，采油速度3.2%，预测十年末含水94.3%，采出程度33.3%。
参考文献
[1]卢树涛，杨钊，孟祥平等，利用窜流层提高蒸汽驱油效果数值模拟研究[M].北京：石油工业出版社，2013.119-121
[2]朱正军等，蒸汽驱数值模拟[A]，勘探技术论文集[C]，北京：石油大学出版社，2011：85-114
（作者單位：中国石化胜利油田滨南采油厂）