姜艷艷，楊 軍，陳迪芳

(1.東北石油大學，黑龍江大慶163318;2.中國石油新疆油田公司風城油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000;3.中國石油新疆油田公司采油一廠，新疆克拉瑪依834000)

1 地質(zhì)概況

齊40塊蒸汽驅(qū)試驗區(qū)位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡南段，開發(fā)目的層為蓮花油層，油藏埋深為625～1 050 m，原油密度為 0.968 6 g/cm3，50℃地面脫氣原油粘度為2 639 mPa·s，是典型的中深層、互層狀稠油油藏。65井組高傾角區(qū)位于齊40塊北部，汽驅(qū)層位是蓮Ⅱ油層。共包括11個汽驅(qū)井組，含油面積是0.36 km2，地質(zhì)儲量為152×104t。井區(qū)為斷層所夾持的單斜構(gòu)造，地層由北西向南東傾斜，地層傾角較大，為15°～20°［1－3］。高傾角地區(qū)的小層有蓮Ⅱ－1 －1、蓮Ⅱ－1－2、蓮Ⅱ－1－3、蓮Ⅱ－2－4、蓮Ⅱ－2－5和蓮Ⅱ－2－6，井區(qū)油層厚度較大，一般為20～40 m。其中蓮Ⅱ－1－1、蓮Ⅱ－1－3、蓮Ⅱ－2－4小層油層厚度大，為汽驅(qū)主力層(圖1)

高傾角區(qū)于2006年12月—2007年3月分兩批轉(zhuǎn)驅(qū)，共轉(zhuǎn)驅(qū)11個井組。轉(zhuǎn)驅(qū)后，井組產(chǎn)量上升。進入2010年12月后，產(chǎn)量出現(xiàn)大幅遞減，日產(chǎn)油由200 t下降到150 t(圖2)。

2 開發(fā)調(diào)整的可行性

2.1 汽驅(qū)開發(fā)效果評價

由于密度差的原因，注入油層中的蒸汽具有上浮的趨勢［4］。油藏數(shù)值模擬研究表明，地層傾角越大，蒸汽超覆程度越高。單層厚度大于10 m的主力層汽驅(qū)2年左右開始突破。所以受地層傾角影響，高傾角區(qū)較其它井區(qū)提前進入突破階段，汽竄井總數(shù)達22口，占油井比例48.9%，產(chǎn)量下降是正常趨勢。從單井產(chǎn)量分類看，平穩(wěn)井所占比例最大，而平穩(wěn)井下面即將面臨汽竄。如果不進行方案調(diào)整，產(chǎn)量將進一步下降。

2.2 剩余油分布規(guī)律

由于蒸汽超覆，油層頂部的剩余油首先被加熱驅(qū)替進入生產(chǎn)井，在注采井中心的下部油層是蒸汽驅(qū)末期剩余油的聚集位置［5］。17－028井組含油飽和度數(shù)值模擬(圖3)揭示，剩余油聚集在注汽井下傾方向的底部位。

圖1 蓮花油層高傾角區(qū)域平面圖Fig.1 Map showing the high-dip angle area of the Lotus reservoir

圖2 65井組高傾角區(qū)生產(chǎn)曲線Fig.2 Production curve of the high-dip angle area in Well group 65

依據(jù)油藏監(jiān)測資料分析，上傾方向主要為蒸汽波及動用，蒸汽帶厚度占60%左右;下傾方向主要受熱水波及，動用厚度占78%。采用油藏工程方法，對小層剩余油進行定量計算［5］，井區(qū)剩余可采儲量為86.2×104t，調(diào)整潛力較大。從小層看，油層厚度大、物性好、吞吐階段動用程度較高的蓮Ⅱ－1－1、蓮Ⅱ－1－3、蓮Ⅱ－2－4小層仍是汽驅(qū)主力層。

2.3 調(diào)控技術(shù)優(yōu)選

針對蓮Ⅱ油層高傾角區(qū)注汽井上傾部位油井汽竄嚴重、剩余油主要分布注汽井下傾部位的特點，初步可選用三種調(diào)控技術(shù)方案可實現(xiàn)剩余油有效動用。

方案一，新井挖潛技術(shù)。齊40蒸汽驅(qū)開發(fā)實踐證明，一線井汽竄后，二線井補層后可獲大高產(chǎn)。根據(jù)此經(jīng)驗，在高傾角區(qū)汽竄井上傾部位剩余油豐富區(qū)部署新井，可實現(xiàn)剩余油的有效動用［6－8］。但此方案需鉆約15口新井，投資較大。

方案二，重組注汽井網(wǎng)技術(shù)。注汽井轉(zhuǎn)生產(chǎn)井、利用注汽井下傾部位油井注汽，可實現(xiàn)注汽井下傾部位剩余油的有效動用。需油井轉(zhuǎn)注汽井7口，7口井的井況較差，難以保證良好的注汽質(zhì)量［9－11］。

圖3 17－028井組開采4300天的含油飽和度Fig.3 Oil saturation diagram after 4 300 days of production from the well group 17-028

圖4 壓力梯度變化示意圖Fig.4 Pressure gradient diagram

圖5 井底注汽干度與見效時間關(guān)系Fig.5 Relationship between downhole steam dryness and response time

表1 高傾角區(qū)開發(fā)效果預(yù)測Table 1 Prediction of development parameters of high-dip angle area

方案三，重力驅(qū)油技術(shù)。蒸汽注入過程中，蒸汽主要受浮力、毛管力、壓力梯度的影響，要實現(xiàn)蒸汽向下移動，就必須在地層中產(chǎn)生一致的、向下的壓力梯度。在油藏上傾方向，界面阻力與蒸汽運移方向相反，阻止蒸汽的流動，浮力和壓力梯度為動力。在油藏下傾方向，壓力梯度是蒸汽運移的動力，界面阻力和浮力是蒸汽運移的阻力。所以，降低上排注汽井干度，下傾方向熱水受到重力作用將使壓力梯度增加。降低下排注汽井注汽強度，上傾方向蒸汽浮力減弱。兩種作用均能產(chǎn)生向下的壓力梯度，從而使下傾方向壓力梯度增加。依次類推，最終使所有注汽井下傾方向壓力梯度增加，熱水重力驅(qū)油作用增強［12］。壓力梯度變化如圖4所示。重力驅(qū)油方案操作簡單，無任何作業(yè)工作量。

通過數(shù)值模擬，預(yù)測了3種技術(shù)方案開發(fā)十年的生產(chǎn)指標。從年產(chǎn)油量看，3種方案相差不大，方案三產(chǎn)量遞減平穩(wěn)，但油汽比明顯較高。綜上所述，重力驅(qū)油方案為最佳調(diào)控方案。

2.4 重力驅(qū)油方案優(yōu)化

確定了調(diào)控方案后，需對方案技術(shù)參數(shù)進行了優(yōu)化處理。注汽干度越低，蒸汽中熱水比例越高，重力驅(qū)油見效越快［13］。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果(圖5)，當蒸汽干度大于0.3時，干度對見效時間影響顯著提高。

首先設(shè)定最下排注汽井注汽量下降50%，中間一排注汽井注汽量不變，提出4種優(yōu)化方案，預(yù)測結(jié)果見表1。

由此可知，當上排注汽井注汽干度為0.3時，階段采出程度與油汽比均為最高?？纱_定最上排井干度30%。

在此基礎(chǔ)上改變中下排注汽井注氣量，分別觀察產(chǎn)油量、采出程度及油汽比變化。預(yù)測結(jié)果見表2。

綜上所述，當上排井注汽干度為30%，中排井注氣量下降20%，下排井注汽量下降50%時，蓮Ⅱ油層高傾角地區(qū)采出程度可達7.4%。

3 效果評價

將方案進行現(xiàn)場實施，對區(qū)塊進行油藏跟蹤分析。中間兩排井區(qū)，壓力場發(fā)生改變，井組內(nèi)上傾方向受效減弱，下傾方向受效增強，調(diào)控目的實現(xiàn)，井組產(chǎn)量上升［14－15］。井區(qū)日產(chǎn)油由 150 t上升到最高的206 t，增加56 t，中間兩排油井增油39 t，占井組增油的70%。

圖6為齊40－H5水平井生產(chǎn)曲線，由此可見，井口溫度下降到45℃，日產(chǎn)油量逐步上升，產(chǎn)油量與產(chǎn)液量之比升高。說明油層下部蒸汽超覆減弱，上部熱水驅(qū)作用增強。調(diào)控結(jié)果基本實現(xiàn)方案目的。

表2 高傾角區(qū)開發(fā)效果預(yù)測(方案調(diào)整后)Table 2 Prediction of development parameters of high-dip angle area

圖6 齊40－H5井生產(chǎn)曲線Fig.6 Production curve of the Well Qi 40-H5

4 結(jié)論

1)在對稠油油藏施用蒸汽驅(qū)技術(shù)時，一旦蒸汽超覆，油井產(chǎn)量將急劇下滑。在高傾角區(qū)塊更會加重此種現(xiàn)象，大量剩余油存儲在下傾角地區(qū)無法受熱流動。所以在汽驅(qū)突破階段初期，可對井組實施重力驅(qū)油調(diào)控技術(shù)，上排井降低注汽干度，中排井及下排井降低注汽量，確定好合理的井參數(shù)后，可以使蒸汽轉(zhuǎn)向平面，達到井組穩(wěn)產(chǎn)增效的目的。

2)在蒸汽驅(qū)過程中，平面蒸汽驅(qū)波及不均普遍存在。借鑒高傾角重力調(diào)控技術(shù)，可以針對各區(qū)域汽驅(qū)特點，制定合理的注汽調(diào)控技術(shù)，可以進一步提高汽驅(qū)油汽比。

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