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【摘要】结合齐40块开发的实际情况，通过数值模拟方法，对水平井进行研究，对汽驱合理注采参数进行优化，指导蒸汽驱开发。汽驱水平井产液量越大，相应产油量越高，同时含水率相应上升。水平井最佳产液量为100m3/d至150m3/d，推荐注汽速度为80～90m3/d。
【关键词】水平井 蒸汽驱 井网优化 齐40块
齐40块是辽河油田欢喜岭采油厂稠油主力区块。构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南部，主要开采层位为沙三下莲花油层莲Ⅰ、莲Ⅱ两个油层组。油藏埋深622～1050m，断层内油层平均有效厚度36.5m，50摄氏度平均脱气原油粘度2639mPa？s，含油面积7.7km2，原油地质储量3635×104t。该断块1987年编制初步开发方案，按200m正方形井网进行蒸汽吞吐试采。90年底编制《齐40块开发方案》，分莲莲Ⅰ、莲Ⅱ两套开发层系，141m五点法注采井网，实施全面吞吐开发。以后又陆续进行了扩边部署。94年在该块中部开展了100m井距的加密调整方案，钻加密井31口。96年和98年又相继开展了热水驱、100m井距蒸汽驱和70m井距蒸汽驱方式转换试验。
截止98年底，齐40井共有投产井435口，采出程度达到18.6%。经历12年蒸汽吞吐开采，该块目前已经进入中后期，平均单井吞吐8.24周期，平均单井日产油4.4t/d，生产效果日益变差，稳产难度大。按照稳产要求，开展了一系列的研究工作，研究结果表明100m井距更适合该区块的地质条件。
齐40块油层目前地层压力2MPa左右，总压降615MPa，主体部位压力水平仅相当原始压力的23.5%。“八五”期间以来，油田开发吞吐进入多轮次，目前老井平均吞吐910轮次，其中1～3轮次井63口，占20.9%；4～6轮次井66口，占21.9%；7～9轮次井61口，占20.3%；10轮次以上井111口，占36.9%，可见蒸汽吞吐已进入后期。
随着油藏采出程度的增高，压力水平的下降及多轮次井的增加，老井吞吐效果越来越差，平均单井产量、油汽比明显下降。
齐40块的蒸汽驱开发实践表明，单层厚度大油层汽驱动用好，但厚层底部直井汽驱动用差，是剩余油主要分布区。通过数值模拟方法，对水平井进行研究，对汽驱合理注采参数进行优化，得到单层水平井汽驱合理注采井网及最佳注采指标等技术界限，指导汽驱开发。
1 模型的建立
通过数值模拟方法，对水平井进行研究，对汽驱合理注采参数进行优化，指导蒸汽驱开发。
油藏地质模型是将油藏的各种地质特征在三维空间分布及变化定性或定量描述出来的地质模型，它是对油气藏的类型、几何形态、规模、内部建筑结构、储层参数和流体分布等地质特征的高度概括，通常由圈闭结构模型、储层地质模型和流体分布模型三个部分组成。为建立油藏地质模型，首先要建立地层格架模型、构造模型、储层参数模型等子模型，油藏地质模型是油藏综合评价、数值模拟、开发方案优选的基础和依据。
本次建模采用多学科综合一体化原则，以科学的地质理论及三维地质建模理论为依据，充分利用5类原始资料，即钻井、测井、试井及分析化验资料，在区域石油地质特征、沉积环境等研究基础上，应用先进的三维可视化地质建模软件—Petrel软件，对齐40区块齐40-18-027井组、齐40-17-028井组、齐40-17-K026井组、齐40-16-027井组4个井组所构成的区域进行高精度的三维地质模型的建立，包括三维地层框架模型、岩石物理属性模型，并对孔隙度、渗透率和饱和度进行模拟。在一定的控制条件下，确定出各种可能的变化过程，然后根据具体目的而进行选择，得出最合理的结果。
2 注汽参数数值模拟
2.1 产液量优化
水平井的产液量是水平井生产的重要参数，水平井产液量过低，导致油藏内部被加热原油不能及时采出，增加注汽成本；水平井产液量过高，容易导致注入蒸汽不能有效加热油层，形成汽窜，降低注汽效果。因此需要结合齐40目标井组实际地质特征，对设目的井组计水平井进行产液量优化（表1）。
由数值模拟结果可以看出，汽驱水平井产液量越大，相应产油量越高，同时含水率相应上升，另外生产成本也随之增加。水平井产液量为100m3/d至150m3/d效果较好。为防止汽窜，推荐水平井日产液量50m3/d左右。
2.2 注汽速度（强度）优选
蒸汽驱是将携带能量的高温蒸汽注入油层，已达到降低原油粘度，增加其在油层内部流动性，减小油水流度比，已达到提高油田产量的有效方法。注汽速度过小会增加蒸汽在油层中的热损，不易达到汽驱井和生产井的热连通，即达不到预期的汽驱效果；注汽速度过大会导致蒸汽过快突进，一旦注采井间形成汽窜通道，注汽效果会明显减弱，油井产能降低，含水率上升。因此，合理的注汽速度是蒸汽驱实施过程中的重要参数。针对齐40目的井组的地质特征及生产现状，应用数值模拟方法对注汽井的注汽强度进行优化。
由数值模拟结果可以看出，汽驱日注汽量越大，相应产油量越高，同时含水率相应上升，另外生产成本也随之增加。当汽驱井日注汽量高于100m3/d时，产油量反而下降，这是由于注汽速度过快，导致汽窜，降低了蒸汽驱的增产效果。为防止汽窜，最大提高油井产量，推荐汽驱注汽井日注汽量80～90m3/d（表2）。
3 结论及建议
（2）结合齐40目的井组自身地质特征，采用数值模拟方法，设计水平井最佳产液量为100m3/d至150m3/d。
（2）应用数值模拟方法对齐40目的井组注汽速度进行优选，推荐注汽速度为80～90m3/d。
（3）建议对相似井组、相似层采取水平井设计，提高区块产能；可将部分低产井及停产井进行转注设计，提高汽驱效果。
作者简介
刘尧（1989-），男，助理工程师，2011年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事稠油开发工作。
【关键词】水平井 蒸汽驱 井网优化 齐40块
齐40块是辽河油田欢喜岭采油厂稠油主力区块。构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南部，主要开采层位为沙三下莲花油层莲Ⅰ、莲Ⅱ两个油层组。油藏埋深622～1050m，断层内油层平均有效厚度36.5m，50摄氏度平均脱气原油粘度2639mPa？s，含油面积7.7km2，原油地质储量3635×104t。该断块1987年编制初步开发方案，按200m正方形井网进行蒸汽吞吐试采。90年底编制《齐40块开发方案》，分莲莲Ⅰ、莲Ⅱ两套开发层系，141m五点法注采井网，实施全面吞吐开发。以后又陆续进行了扩边部署。94年在该块中部开展了100m井距的加密调整方案，钻加密井31口。96年和98年又相继开展了热水驱、100m井距蒸汽驱和70m井距蒸汽驱方式转换试验。
截止98年底，齐40井共有投产井435口，采出程度达到18.6%。经历12年蒸汽吞吐开采，该块目前已经进入中后期，平均单井吞吐8.24周期，平均单井日产油4.4t/d，生产效果日益变差，稳产难度大。按照稳产要求，开展了一系列的研究工作，研究结果表明100m井距更适合该区块的地质条件。
齐40块油层目前地层压力2MPa左右，总压降615MPa，主体部位压力水平仅相当原始压力的23.5%。“八五”期间以来，油田开发吞吐进入多轮次，目前老井平均吞吐910轮次，其中1～3轮次井63口，占20.9%；4～6轮次井66口，占21.9%；7～9轮次井61口，占20.3%；10轮次以上井111口，占36.9%，可见蒸汽吞吐已进入后期。
随着油藏采出程度的增高，压力水平的下降及多轮次井的增加，老井吞吐效果越来越差，平均单井产量、油汽比明显下降。
齐40块的蒸汽驱开发实践表明，单层厚度大油层汽驱动用好，但厚层底部直井汽驱动用差，是剩余油主要分布区。通过数值模拟方法，对水平井进行研究，对汽驱合理注采参数进行优化，得到单层水平井汽驱合理注采井网及最佳注采指标等技术界限，指导汽驱开发。
1 模型的建立
通过数值模拟方法，对水平井进行研究，对汽驱合理注采参数进行优化，指导蒸汽驱开发。
油藏地质模型是将油藏的各种地质特征在三维空间分布及变化定性或定量描述出来的地质模型，它是对油气藏的类型、几何形态、规模、内部建筑结构、储层参数和流体分布等地质特征的高度概括，通常由圈闭结构模型、储层地质模型和流体分布模型三个部分组成。为建立油藏地质模型，首先要建立地层格架模型、构造模型、储层参数模型等子模型，油藏地质模型是油藏综合评价、数值模拟、开发方案优选的基础和依据。
本次建模采用多学科综合一体化原则，以科学的地质理论及三维地质建模理论为依据，充分利用5类原始资料，即钻井、测井、试井及分析化验资料，在区域石油地质特征、沉积环境等研究基础上，应用先进的三维可视化地质建模软件—Petrel软件，对齐40区块齐40-18-027井组、齐40-17-028井组、齐40-17-K026井组、齐40-16-027井组4个井组所构成的区域进行高精度的三维地质模型的建立，包括三维地层框架模型、岩石物理属性模型，并对孔隙度、渗透率和饱和度进行模拟。在一定的控制条件下，确定出各种可能的变化过程，然后根据具体目的而进行选择，得出最合理的结果。
2 注汽参数数值模拟
2.1 产液量优化
水平井的产液量是水平井生产的重要参数，水平井产液量过低，导致油藏内部被加热原油不能及时采出，增加注汽成本；水平井产液量过高，容易导致注入蒸汽不能有效加热油层，形成汽窜，降低注汽效果。因此需要结合齐40目标井组实际地质特征，对设目的井组计水平井进行产液量优化（表1）。
由数值模拟结果可以看出，汽驱水平井产液量越大，相应产油量越高，同时含水率相应上升，另外生产成本也随之增加。水平井产液量为100m3/d至150m3/d效果较好。为防止汽窜，推荐水平井日产液量50m3/d左右。
2.2 注汽速度（强度）优选
蒸汽驱是将携带能量的高温蒸汽注入油层，已达到降低原油粘度，增加其在油层内部流动性，减小油水流度比，已达到提高油田产量的有效方法。注汽速度过小会增加蒸汽在油层中的热损，不易达到汽驱井和生产井的热连通，即达不到预期的汽驱效果；注汽速度过大会导致蒸汽过快突进，一旦注采井间形成汽窜通道，注汽效果会明显减弱，油井产能降低，含水率上升。因此，合理的注汽速度是蒸汽驱实施过程中的重要参数。针对齐40目的井组的地质特征及生产现状，应用数值模拟方法对注汽井的注汽强度进行优化。
由数值模拟结果可以看出，汽驱日注汽量越大，相应产油量越高，同时含水率相应上升，另外生产成本也随之增加。当汽驱井日注汽量高于100m3/d时，产油量反而下降，这是由于注汽速度过快，导致汽窜，降低了蒸汽驱的增产效果。为防止汽窜，最大提高油井产量，推荐汽驱注汽井日注汽量80～90m3/d（表2）。
3 结论及建议
（2）结合齐40目的井组自身地质特征，采用数值模拟方法，设计水平井最佳产液量为100m3/d至150m3/d。
（2）应用数值模拟方法对齐40目的井组注汽速度进行优选，推荐注汽速度为80～90m3/d。
（3）建议对相似井组、相似层采取水平井设计，提高区块产能；可将部分低产井及停产井进行转注设计，提高汽驱效果。
作者简介
刘尧（1989-），男，助理工程师，2011年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事稠油开发工作。