周志军， 郝玉*

(1.东北石油大学石油工程学院， 大庆 163318； 2. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室， 大庆 163318)

超稠油油藏具有埋藏深、开发潜力大等特点，随着稠油油藏的开发，超稠油油藏的开采在世界各国范围内得到普遍关注。1999年，曙光油田开始对超稠油油藏进行试采，2000年正式投入开发，曙光采油厂目前已探明超稠油油藏地质储量超过1亿t，超稠油油藏产量占其总产量30%，超稠油开发成为今后生产的主要方向。超稠油油藏由于流动性差，对温度具有极强的敏感性，以及其他影响因素对开发效果的影响也较大[1]。因此通过热采的方式提高油层温度，降低油层黏度，提高流动系数，提高采油量。

2020年，张鑫等[1]、张晨朔等[2]对低渗透油藏回注溶解气开发注采参数界限进行研究，认为注采参数界限受注采能力、采油速度和地层压力等多因素影响，并存在相应规律，认为在开发初期根据回注比确定采油速度，提高注汽井数量；并且在开发中后期，通过降低注汽井数量来提高采油速度，从而提高开发效果。同年，黄鑫等[3]对固态硫化开采天然气水合物参数优化进行研究，分别对排量、地温梯度、钻井液密度及钻采速度进行优化，研究结果对天然气水合物开采提供理论指导和技术支持。卫诗豪等[4]对页岩气藏注CO2渗透率界限及开发参数优化进行研究，根据正交试验来确定影响因子，在不同渗透率条件下，对CO2注入方式布缝模式、井位排列和焖井时间等参数进行参数优化，得出了在渗透率低于0.001 mD时，直接驱替效果最佳；渗透率高于0.001 mD时，蒸汽吞吐注CO2最佳。刘义刚等[5]对稠油油藏开发中后期注采参数优化进行研究，指出蒸汽吞吐3～4周期后进入开发中后期，蒸汽吞吐开发效果明显降低，优化了中后期注采参数。但是，对于影响开发效果的主控因素研究较少。闫文华等[6]通过灰色关联度方法对水平井压裂参数进行优化研究，认为影响压裂的主要因素是裂缝半长和裂缝间距，并给出最优参数值。徐超等[7]、吴君达等[8]分别针对非线性渗透率模型和神经网络剩余油的参数优化研究。以及周志军等[9-11]对稠油油藏多方面多方法进行注采参数优化研究。主要通过正交设计优化、双水平井多元介质辅助方法，给出最优参数值，分别提高采收率10.76%、2.4%和13.7%，提高开发效果显著。

春10区块超稠油油藏，经过多年蒸汽吞吐开采，出现生产油汽比较低、开采程度低、开发效果差等问题。为了进一步提高蒸汽吞吐采收率，现采用正交试验方法，对影响开发效果的不同因素进行敏感性分析，根据影响开发效果的主控因素，在三维地质建模和数值模拟研究方法基础上，分别对不同长度水平段及不同周期参数进行优选，得出供现场可操作的注采参数优化设计图版，便于现场实际应用。

1 三维地质建模与数值模拟

春光油田春10井区位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内，经过多年的蒸汽吞吐开采，综合含水率较高、汽窜问题日益严重，是春光油田中比较有代表性的稠油油藏。主力油层为S1Ⅱ2小层，油藏埋深910～925 m，渗透率在0.1～11.2 μm2，孔隙度在27.9%～39.3%，平均地层压力为9.2～9.8 MPa，原始地层温度38.1～43.8 ℃。根据春10-1H井原油分析结果，春10井区S1Ⅱ2小层地面脱气原油密度为0.965 1 g/m3，含蜡量2.31%，凝固点9 ℃，沥青质含量5.8%，含硫0.12%，芳香烃含量26.75%，胶质含量16.81%，饱和烃含量38.06%。

通过综合钻井、测井及实验分析等数据资料，对春10区块沙湾组稠油油藏进行了高精度的三维地质模型建立，其中包括构造模型、网格骨架模型、层面模型及属性模型，如图1所示。应用Petrel三维地质建模软件，对目标井区进行三维地质建模，i×j×k= 330×178×3；总网格数为176 220；i、j方向网格步长10 m×10 m，模型纵向网格数为3个，并将地质模型经过网格粗化后导入CMG中建立相应的数值模型，见图2。完成历史拟合，拟合率达到了75%以上，可以进行注采参数优化。

图1 构造模型图

图2 数值模拟模型图

2 正交优化实验主控因素分析

研究了水平段长度、注汽强度、产液速度、黏度、油层厚度、渗透率6个因素对开采效果的影响。根据不同参数开发效果，分析其影响规律。正交优化实验设计是研究多因素多水平的一种设计方法。

正交优化实验设计所选取实验方案具有典型性、代表性和完整性。

极差分析方法可确定各因素对实验结果的影响大小和次序以及各因素的最优水平取值，但是不能具体判断出因素对实验结果的影响显著程度，区分出主要、次要影响因素，方差分析正好弥补了极差分析的不足。正交实验结果由直观分析(极差分析)和方差分析共同结果确定，通过SPSS软件进行正态性检验。将原油数据转为符合(0,1)分布的数据。取显著性水平α分别为0.1、0.05、0.01，P>P0.1表示不显著，P0.05

正交优化设计各因素及对应取值结果如表1所示。根据表1参数水平值，本次实验设计采用L27(312)正交表，共18种实验方案，实验方案取值及结果如表2所示。

表1 正交优化设计各因素及对应水平值取值结果

根据表2可得，影响开发效果因素中各因素极差大小排序为：注汽强度>水平段长度>油层厚度>产液速度>黏度>渗透率。以油汽比为评价指标的方差分析结果如表3所示。

表2 运用极差分析方法分析实验结果

由表3得：F0.01(12，27)=2.93，F0.05(12，27)=2.13，F0.1(12，27)=1.8。故当影响因素的F>2.93，则影响因素非常显著；若F>2.13，则影响因素显著；若F>1.8，则影响因素较为显著；若F<1.8，则影响因素不显著。由此运用方差分析得到影响因素从主到次依次为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、黏度、渗透率；方差和极差分析得到影响因素对实验结果作用程度和次序较为一致，且由显著性水平可得，影响开发效果的各因素显著性排序为：注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、黏度、渗透率。

表3 春10井区正交实验结果方差分析

3 注采参数优化研究

以春10区稠油油藏有代表性的正常生产井为研究对象，依据油藏实际生产参数建立数值模拟模型。通过调整油藏模型参数，优化蒸汽吞吐的关键注采参数。采用水平井段长度为50、100、150和200 m；以50 m和150 m为例。蒸汽干度为0.8；周期数为5、10、15和20周期进行蒸汽吞吐开发。注汽温度为340 ℃，以经济极限油汽比为0.22时为优化指标。

3.1 不同长度水平段不同周期参数优化

稠油油藏水平井蒸汽吞吐生产中，水平井水平段长度是重要生产参数之一，水平段长度能够影响蒸汽腔的波及范围，对春10区块的温度场、压力场及剩余油饱和度场等有不同程度的影响，对蒸汽吞吐开发效果产生较大影响。因此需要对不同水平段长度的不同生产参数进行优化。从而优选出不同水平段长度的最优注采参数。

3.1.1 水平段长度50 m时不同周期参数优化

当水平段长度50 m时，生产周期分别为5、10、15、20周期的稠油油藏，模拟注汽强度17、19、21、23、25和27 t/(m•d)；采注比0.8、0.9、1.0、1.1、1.2和1.3；井底蒸汽干度为0.8时，蒸汽吞吐生产情况如图3所示。在水平段长度50 m时，生产周期为5周期时最佳注汽强度为21 t/(m•d)，最佳采注比0.8；10周期时最佳注汽强度为23 t/(m•d)，最佳采注比1.0；15周期最佳注汽强度为25 t/(m•d)，最佳采注比1.0；20周期最佳注汽强度为25 t/(m•d)，最佳采注比1.2。

图3 最优注汽强度和采注比随周期的变化(水平段长度50 m)

3.1.2 水平段长度150 m时不同周期参数优化

当水平段长度150 m时，生产周期分别为5、10、15、20周期的稠油油藏，模拟注汽强度9、11、13、15、17和19 t/(m•d)；采注比0.8、0.9、1.0、1.1、1.2和1.3；井底蒸汽干度为0.8时，蒸汽吞吐生产情况如图4所示。在水平段长度150 m时，生产周期为5周期时最佳注汽强度为11 t/(m•d)，最佳采注比0.9；10周期最佳注汽强度为13 t/(m•d)，最佳采注比1.2；15周期最佳注汽强度为15 t/(m•d)，最佳采注比1.2；20周期最佳注汽强度为15 t/(m•d)，最佳采注比1.2。

图4 最优注汽强度和采注比随周期的变化(水平段长度150 m)

3.2 不同油层厚度油藏参数优化

根据数值模拟结果，不同油层厚度稠油油藏蒸汽吞吐采出程度与产液速度成正比，如图5所示。当油层厚度为4、5、6、7和8 m时，稠油油藏最优的产液速度分别为11、13、15.5、16和17.5 t/d；最优焖井时间分别为1、2、2、3和3 d；最优注汽强度分别为12.1、13.6、14.03、15.6和17 t/(m•d)。

图5 参数最佳取值随油层厚度的变化

3.3 不同黏度油藏参数优化

稠油油藏采出程度与产液速度成正比，但增幅趋于平缓。对于蒸汽吞吐井来说，原油流动性和地层的吸汽能力受原油黏度影响较大。为研究原油黏度对蒸汽吞吐效果的影响，采用单井模型，在50 ℃的温度下，选取黏度为13 000、15 000、17 000、21 000和25 000 mPa•s时，稠油油藏最优的产液速度分别为13、15.5、16、17和17.5 t/d，如图6所示；最优焖井时间分别是2、3、3、4和4 d；最佳注汽强度分别为12、11.4、10.9、10.3和10 t/(m•d)，说明最优注汽强度随地层原油黏度的增大而减小。

图6 参数最佳取值随黏度的变化

3.4 不同渗透率油藏参数优化

当渗透率为1×10-3、2×10-3、3×10-3、4×10-3和5×10-3μm2时，稠油油藏最佳产液速度分别为12.5、15、15.5、16和16.4 t/d，如图7所示；最佳焖井时间分别为3、3、2、1和1 d；最佳注汽强度分别为12.6、11.9、11.2、13.7和14.2 t/(m•d)。

图7 参数最佳取值随渗透率的变化

3.5 开发指标预测

为了预测蒸汽吞吐注采参数优化后的开发指标，依据油藏实际生产参数建立的油藏数值模拟模型，设定基础参数为：注入温度为350 ℃，注汽干度0.8，有效厚度为4 m，渗透率为1 761×10-3μm2，50 ℃地面脱气原油黏度为10 359 mPa•s，采用注采优化后的参数，对春10区块未来5年进行开发指标预测，预测结果表如表4所示。与当前生产相比，日增产液量21.5 t，日增产油量12.6 t，含水率下降10.2%，油汽比0.32，累计增油量22 680 t，油汽比提高0.11，采收程度提高4.81%。为春10区块进一步提高油气采收率提供理论依据。

表4 优化前后5年开发效果预测结果统计表

4 结论

(1)运用正交试验对上述参数进行正交分析，得出影响开发效果因素中各因素显著性排序分别为注汽强度、水平段长度、油层厚度、产液速度、黏度、渗透率。

(2)利用数值模拟技术对蒸汽吞吐水平井进行注采参数优化研究，得出水平段长度50 m注汽强度最佳范围21～25 t/(m•d)；最佳采注比0.8～1.2；水平段长度150 m时，注汽强度最佳范围11～15 t/(m•d)，最佳采注比0.9～1.2，采用优化后的注采参数，采收程度提高4.81%，为春10区块进一步提高油气采收率提供理论依据。