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[摘 要]针对西峡沟开发试验区异常低温、低压、低渗透、低速、普通稠油油藏， 使用传统开采技术难以提升试验区产能，应用数值模拟方法论证应用蒸汽吞吐技术可行性。本文中在西峡沟开发试验区应用蒸汽吞吐技术进行分析研究，探讨蒸汽吞吐开发技术的配套技术与工艺参数，为蒸汽吞吐技术的应用提供基础理论与实践依据。
[关键词]西峡沟；开发试验区；蒸汽吞吐技术
中图分类号：TE357.44 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）44-0392-01
一、西峡沟开发试验区地质概况简介
（一）构造特点
西峡沟地区构造形态是一个不对称的被断层复杂化了的背斜构造。从构造平面图上还可以看出，该地区构造形态为近视东西向展布的宽缓短轴背斜，延背斜长轴方向发育了东、西两个局部高点，西部高点为马201高点，东部为203高点，背斜的南、北两侧被逆断裂切割所夹持，构造主体部位又被多条北北东向和近东西向两组断层斜交切割。
（二）储层特征
沉积类型为辫状河流三角洲相沉积。储层具有岩屑岩含量高、矿物成熟度低的特点，反映碎屑物质搬运距离相对较近，颗粒改造不充分，为近源相沉积。岩性主要成分以长石碎屑砂岩为主，其中岩石成份石英、长石的含量分别为22.6%和20.6%，长石以钾长石为主，岩屑含量为47.2%，主要成份为酸性喷出岩。泥质中粘土矿物以高岭石为主，占64.2%。该地区储层物性较差，据88块样品分析结果：平均孔隙度17.5%，平均空气渗透率仅有7.84 x10-3？m2。
（三）流层性质
1原油物性
地面原油密度（20℃）为0.8734——0.8970g/cm3，平均为0.8871 g/cm3；地面原油粘度（50℃）68——83mPa.s，平均为75.5mPa？s；凝固点-4——16℃，含蜡量5.58——16.81%，沥青质含量0.09——3.0%。
2地层水性质
依据马4井的水样分析结果，油藏地层水的总矿化度3027 mg/L，水型NaHCO3，Cl-含量1502mg/L，PH值7.1。
3 温度与压力特征
西峡沟地区4口井实测油层温度26℃，地温梯度2.33℃/100m；原始地层压力5.28MPa，压力系数0.826。
4粘温关系
脱气原油粘度对温度的敏感性较强，随温度的下降，原油粘度下降幅度较大，拐点在50℃附近。25℃脱气原油粘度为300-347mPa.s，50℃脱气原油粘度68-83mPa.s。根据我国稠油分类标准，西峡沟西山窑组油藏原油属普通稠油。
二、试验区油藏开发评价
（一）、开发现状
三塘湖西峡沟开发试验区含油面积4.6km2，动用地质储量221×104t。2008年以马201井组为中心，建立了注水开发试验区。
截至2011年2月底，西峡沟试验区共有各类井36口，目前采油生产井22口，开井19口，日产水平10.0 t/d，日产水 13.0m3/d，年产原油559t，年产水850 m3，阶段累计产油1.4286×104t， 累计产水1.7749×104 m3。注水井14口，开井5口，日注水49m3/d，阶段累计注入7.468104 m3。试验区目前综合含水55.4%，采油速度0.24%，采出程度0.67%，累积注采比1.85，累积亏空-3.4。
（二）油层开采技术
通过对油层纵，平面分布状况和油层物性和流体性质认识西峡沟地区西山窑组油层属于异常低温、低压、低渗透、低速、普通稠油油藏。概括上述特点可以得出西峡沟地区西山窑组油层属于异常复杂油气藏类型。由于多种复杂因素促成油层在注水开发后反映出的主要生产特点是，注水开发效果差、产量递减快，含水上升块，采出程度低。就目前来讲低渗稠油层由于油层物性差、原油粘度较大、油水流度比高、采用单一的常规注水开发潜力不大。此类油层单纯靠注水开发提高油层采出程度难度较大。
三、热采目的及潜力
（一）热采目的
三塘湖西峡沟试验区块原油粘度高、油层物性差，常规注水开采产能低，为了改善该区块开发效果提高采油速度，在试验区内优选部分井开展热力采油试验，为以后稠油注水开发+热采吞吐引效提供依据。了解蒸汽吞吐开采对三塘湖油田西峡沟区块特低渗稠油适应性；分析蒸汽吞吐提高单井产能的潜力；摸索蒸汽吞吐开采特低渗透稠油油藏配套技术及工艺参数，形成一套符合该块油藏特点的开发技术，为区块整体高效开发提供技术支持。
（二）热采潜力
（1）区块油层厚度、原油粘度符合热采的油藏标准。
（2）具备热采的物质基础。单井控制地质储量大，平均单井控制地质储量为6.2×104t，采出程度低0.67%，热采具有较大的资源潜力。
（3）前期区块马201井、马2-2井蒸汽吞吐试验初步取得效果，说明热采吞吐具有潜力。
（4）注汽吞吐井可采用相应的氮气助排工艺措施，补充地层能量，提高回采水率，提高采收率。
四、产量预测
应用数值模拟方法对两口试验井进行产量预测采用加拿大计算机软件公司研制并开发的STARS模型。
平面上，选取西13-16井组6口井作为研究对象，建立三维非均质地质模型，对其进行精细的生产动态历史拟合。通过拟合生产动态，确定了相关的油藏参数。模型网格步长为20m。根据油层内不同小层的有效厚度数据，从油层顶面构造数据向下累加，得到该油层的构造模型。根据油层内不同井点的孔隙度、渗透率等数据，通过软件计算得到模型孔隙度场和渗透率场。
通过已实施生产井井效果分析，该区块油井进行多轮次蒸汽吞吐效果差。两口试验井进行两轮蒸汽吞吐产量预测如表7-1-1和表7-1-2
两口试验井进行各进行一轮次吞吐预计可增油639吨。平均单井增油319.5吨。
五、结束语
综上所述，三塘湖西峡沟试验区块适合开展蒸汽吞吐热采，该区块剧由较大的热采潜力，应用蒸汽吞吐即配套技术不仅可以提高该区块采出程度，而且也为低温、低压、低渗透油藏开发提供新的技术路径，通过数值模拟进行经济评价，可以在该区块进行规模实施。
参考文献
[1] 党建锋，龚万兴，张宁县，潘国忠.西峡沟浅层稠油油藏活性水压裂试验[J].西部探矿工程，2011（04）58-61.
[2] 党建锋，刘建伟.西峡沟稠油油藏压裂改造技术研究与应用[J].吐哈油气，2010（01）56-59.
[3] 赵久平，陈芳，戢能斌.西峡沟浅层稠油大位移井钻完井技术研究与应用[J]. 吐哈油气，2010（01）93-96.
[关键词]西峡沟；开发试验区；蒸汽吞吐技术
中图分类号：TE357.44 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）44-0392-01
一、西峡沟开发试验区地质概况简介
（一）构造特点
西峡沟地区构造形态是一个不对称的被断层复杂化了的背斜构造。从构造平面图上还可以看出，该地区构造形态为近视东西向展布的宽缓短轴背斜，延背斜长轴方向发育了东、西两个局部高点，西部高点为马201高点，东部为203高点，背斜的南、北两侧被逆断裂切割所夹持，构造主体部位又被多条北北东向和近东西向两组断层斜交切割。
（二）储层特征
沉积类型为辫状河流三角洲相沉积。储层具有岩屑岩含量高、矿物成熟度低的特点，反映碎屑物质搬运距离相对较近，颗粒改造不充分，为近源相沉积。岩性主要成分以长石碎屑砂岩为主，其中岩石成份石英、长石的含量分别为22.6%和20.6%，长石以钾长石为主，岩屑含量为47.2%，主要成份为酸性喷出岩。泥质中粘土矿物以高岭石为主，占64.2%。该地区储层物性较差，据88块样品分析结果：平均孔隙度17.5%，平均空气渗透率仅有7.84 x10-3？m2。
（三）流层性质
1原油物性
地面原油密度（20℃）为0.8734——0.8970g/cm3，平均为0.8871 g/cm3；地面原油粘度（50℃）68——83mPa.s，平均为75.5mPa？s；凝固点-4——16℃，含蜡量5.58——16.81%，沥青质含量0.09——3.0%。
2地层水性质
依据马4井的水样分析结果，油藏地层水的总矿化度3027 mg/L，水型NaHCO3，Cl-含量1502mg/L，PH值7.1。
3 温度与压力特征
西峡沟地区4口井实测油层温度26℃，地温梯度2.33℃/100m；原始地层压力5.28MPa，压力系数0.826。
4粘温关系
脱气原油粘度对温度的敏感性较强，随温度的下降，原油粘度下降幅度较大，拐点在50℃附近。25℃脱气原油粘度为300-347mPa.s，50℃脱气原油粘度68-83mPa.s。根据我国稠油分类标准，西峡沟西山窑组油藏原油属普通稠油。
二、试验区油藏开发评价
（一）、开发现状
三塘湖西峡沟开发试验区含油面积4.6km2，动用地质储量221×104t。2008年以马201井组为中心，建立了注水开发试验区。
截至2011年2月底，西峡沟试验区共有各类井36口，目前采油生产井22口，开井19口，日产水平10.0 t/d，日产水 13.0m3/d，年产原油559t，年产水850 m3，阶段累计产油1.4286×104t， 累计产水1.7749×104 m3。注水井14口，开井5口，日注水49m3/d，阶段累计注入7.468104 m3。试验区目前综合含水55.4%，采油速度0.24%，采出程度0.67%，累积注采比1.85，累积亏空-3.4。
（二）油层开采技术
通过对油层纵，平面分布状况和油层物性和流体性质认识西峡沟地区西山窑组油层属于异常低温、低压、低渗透、低速、普通稠油油藏。概括上述特点可以得出西峡沟地区西山窑组油层属于异常复杂油气藏类型。由于多种复杂因素促成油层在注水开发后反映出的主要生产特点是，注水开发效果差、产量递减快，含水上升块，采出程度低。就目前来讲低渗稠油层由于油层物性差、原油粘度较大、油水流度比高、采用单一的常规注水开发潜力不大。此类油层单纯靠注水开发提高油层采出程度难度较大。
三、热采目的及潜力
（一）热采目的
三塘湖西峡沟试验区块原油粘度高、油层物性差，常规注水开采产能低，为了改善该区块开发效果提高采油速度，在试验区内优选部分井开展热力采油试验，为以后稠油注水开发+热采吞吐引效提供依据。了解蒸汽吞吐开采对三塘湖油田西峡沟区块特低渗稠油适应性；分析蒸汽吞吐提高单井产能的潜力；摸索蒸汽吞吐开采特低渗透稠油油藏配套技术及工艺参数，形成一套符合该块油藏特点的开发技术，为区块整体高效开发提供技术支持。
（二）热采潜力
（1）区块油层厚度、原油粘度符合热采的油藏标准。
（2）具备热采的物质基础。单井控制地质储量大，平均单井控制地质储量为6.2×104t，采出程度低0.67%，热采具有较大的资源潜力。
（3）前期区块马201井、马2-2井蒸汽吞吐试验初步取得效果，说明热采吞吐具有潜力。
（4）注汽吞吐井可采用相应的氮气助排工艺措施，补充地层能量，提高回采水率，提高采收率。
四、产量预测
应用数值模拟方法对两口试验井进行产量预测采用加拿大计算机软件公司研制并开发的STARS模型。
平面上，选取西13-16井组6口井作为研究对象，建立三维非均质地质模型，对其进行精细的生产动态历史拟合。通过拟合生产动态，确定了相关的油藏参数。模型网格步长为20m。根据油层内不同小层的有效厚度数据，从油层顶面构造数据向下累加，得到该油层的构造模型。根据油层内不同井点的孔隙度、渗透率等数据，通过软件计算得到模型孔隙度场和渗透率场。
通过已实施生产井井效果分析，该区块油井进行多轮次蒸汽吞吐效果差。两口试验井进行两轮蒸汽吞吐产量预测如表7-1-1和表7-1-2
两口试验井进行各进行一轮次吞吐预计可增油639吨。平均单井增油319.5吨。
五、结束语
综上所述，三塘湖西峡沟试验区块适合开展蒸汽吞吐热采，该区块剧由较大的热采潜力，应用蒸汽吞吐即配套技术不仅可以提高该区块采出程度，而且也为低温、低压、低渗透油藏开发提供新的技术路径，通过数值模拟进行经济评价，可以在该区块进行规模实施。
参考文献
[1] 党建锋，龚万兴，张宁县，潘国忠.西峡沟浅层稠油油藏活性水压裂试验[J].西部探矿工程，2011（04）58-61.
[2] 党建锋，刘建伟.西峡沟稠油油藏压裂改造技术研究与应用[J].吐哈油气，2010（01）56-59.
[3] 赵久平，陈芳，戢能斌.西峡沟浅层稠油大位移井钻完井技术研究与应用[J]. 吐哈油气，2010（01）93-96.