趙 輝 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠泰來采油作業(yè)區(qū)，黑龍江 大慶163853）

2009年5月在江37區(qū)塊南部完鉆一口水平井，該井目的層位為高Ⅰ1層，油層中深597.5m，水平段砂巖厚度1.8m，有效厚度0.7m，水平段長度217m，有效長度195m，水平段鉆遇率達(dá)89.9%。該區(qū)塊從原油物性看屬于普通稠油，區(qū)塊內(nèi)采用蒸汽吞吐方式開采。該井為區(qū)塊內(nèi)的第一口水平井，因此針對該水平井對注汽方案進(jìn)行了特別設(shè)計。

1 注汽方案設(shè)計

稠油蒸汽吞吐注汽方案中，注汽參數(shù)直接影響蒸汽吞吐效果，但由于注汽速度和注汽壓力受注汽設(shè)備及地層條件影響，調(diào)整范圍受到限制，因此調(diào)整注汽強(qiáng)度和確定燜井時間是方案設(shè)計的重點。

1.1 注汽強(qiáng)度

1）經(jīng)驗法 水平井注汽強(qiáng)度與油層厚度成正相關(guān)、與水平段長度成反相關(guān)，即油層厚度越大，注汽強(qiáng)度越大，水平段越長，注汽強(qiáng)度越小。調(diào)研遼河油田水平井注汽強(qiáng)度約為直井注汽強(qiáng)度的四分之一，江37區(qū)塊實踐表明直井注汽強(qiáng)度120t／m較為合理，借鑒遼河油田標(biāo)準(zhǔn)，計算該水平井注汽強(qiáng)度為30t／m，水平井水平段砂巖厚度為直井厚度的29%，折算注汽強(qiáng)度為8.7t／m，注汽量1700t。

2）數(shù)值模擬法 水平段以15m為一個網(wǎng)格，縱向上劃分6個層，其他地方以10m為一個網(wǎng)格，建立了一個網(wǎng)格總數(shù)為27×11×6＝1782的網(wǎng)格系統(tǒng)，模型儲量為6447t。根據(jù)水平井泄油面積公式計算，水平井的單井控制儲量為6570t，模型儲量擬合精度為98.1%，達(dá)到精度允許范圍。模型建立完成后，模擬水平井周期產(chǎn)油、油汽比和注汽強(qiáng)度的關(guān)系 （見圖1），隨著注汽強(qiáng)度的增大，注汽量的升高，累積產(chǎn)油量升高，油汽比下降。但是當(dāng)注汽強(qiáng)度達(dá)到10t／m后，增油量幅度變小，因此優(yōu)選注汽強(qiáng)度為10t／m，注汽強(qiáng)度1950t。

3）加熱半徑法 利用能量平衡原理，即熱能的注入速率等于蓋層和底層的熱能損失率與油層熱能的增加速率之和，根據(jù)Marx-Langenheim加熱半徑公式［1］計算結(jié)果，繪制加熱半徑和注汽量的關(guān)系曲線 （見圖2），隨著注汽量的增加，加熱范圍擴(kuò)大，水平井第一周期加熱半根據(jù)直井經(jīng)驗按12m考慮，注汽量為1620t，推算注汽強(qiáng)度為8.3t／m。

從江37區(qū)塊直井采油強(qiáng)度與注汽強(qiáng)度統(tǒng)計結(jié)果看 （見圖3），隨著注汽強(qiáng)度的增加，采油強(qiáng)度先增加后減少，分析原因主要是由于注入強(qiáng)度過小，加熱范圍過小，注入量過大，蒸汽推進(jìn)范圍過大，油井生產(chǎn)時回采水率低，影響下一周期效果，因此確定水平井注汽強(qiáng)度上限為10t／m，下限為8.3t／m，注汽量根據(jù)3種強(qiáng)度計算的注汽量求平均值后取整為1800t。

1.2 注汽速度

數(shù)值模擬結(jié)果表明，注汽速度對蒸汽吞吐效果的影響不顯著，但是提高注汽速度可以縮短油井停井注汽的時間，有利于提高生產(chǎn)井運行時率，提高油藏開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益。數(shù)值模擬法優(yōu)選結(jié)果為：注汽速度160～180t／d （見圖4）。

圖1 江37水平井周期產(chǎn)油、油汽比與注汽強(qiáng)度變化曲線

圖2 江37水平井加熱半徑與注汽量關(guān)系曲線

圖3 江37區(qū)塊直井采油強(qiáng)度、油汽比與注汽強(qiáng)度關(guān)系曲線

圖4 江37水平井周期產(chǎn)油、油汽比與注汽速度變化曲線

江37區(qū)塊實測井筒壓力與注汽關(guān)系可以看出 （見圖5），注汽速度越小，壓力從井口到井底增加幅度越大，因此，蒸汽注汽速度越大，越有利于提高井底蒸汽干度。從區(qū)塊實際井底蒸汽干度與注汽速度散點關(guān)系圖可以看出 （見圖6），蒸汽注汽速度越大，井底蒸汽干度也越大，因此為保證井底干度，應(yīng)在設(shè)備和注汽壓力允許條件下，最大限度的提高注汽速度。

圖5 江37區(qū)塊不同注汽速度下注入蒸汽沿井筒壓力分布圖

圖6 江37區(qū)塊井底蒸汽干度與注汽速度關(guān)系散

1.3 燜井時間

注完蒸汽后關(guān)井燜井一段時間可以使注入油層中的蒸汽與孔隙介質(zhì)中的原油充分進(jìn)行熱交換，待蒸汽完全凝結(jié)為熱水后，再進(jìn)行放噴生產(chǎn)，這樣可以避免開井回采時過高的熱損失，但燜井時間不能太長，否則增加向頂?shù)讓拥臒釗p失。

根據(jù)壓力、溫度及熱交換分析，假設(shè)加熱區(qū)瞬間建立，燜井時間內(nèi)加熱范圍近似不變，依據(jù)能量守恒定律，當(dāng)注蒸汽結(jié)束時注入油層的總汽化潛熱量與加熱區(qū)總導(dǎo)熱量相等時，既為放噴最佳時機(jī)。理論計算公式［2-3］為：

式中，tsh為合理燜井時間，d；α為熱擴(kuò)散系數(shù)，m2／d；xh為井底蒸汽干度；Lv為汽化潛熱，kJ／kg；G 為周期注汽量，kg；λ為導(dǎo)熱系數(shù)，kJ／（d·m·℃）；Az、Ar分別為受熱區(qū)軸向、徑向?qū)崦娣e，m2；Th、Ti分別為加熱區(qū)、原始油層溫度，℃。

根據(jù)上述公式計算，該井理論上合理燜井時間6.2d。根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果 （見圖7），燜井時間對產(chǎn)油量影響不大。但燜井時間過長會使周期生產(chǎn)時間過長，影響經(jīng)濟(jì)效益。從已吞吐井燜井期間壓力下降速度看 （見圖8），初期壓力下降較快，4～5d后基本保持穩(wěn)定。因此，水平井需根據(jù)壓力確定燜井時間的長短，根據(jù)直井經(jīng)驗壓力24h持續(xù)穩(wěn)定就可以放噴。

圖7 江37水平井周期產(chǎn)油、油汽比與燜井時間變化曲線

圖8 江37區(qū)塊第一周期燜井壓力下降圖

2 實施效果

2009年7月20日至8月3日進(jìn)行第一周期蒸汽吞吐注汽，注汽壓力10.7MPa，注汽速度148t／d，周期配注1800t，實際注汽1847t，注汽強(qiáng)度9.5t／m。

注汽階段進(jìn)行2次井下干度取樣，經(jīng)汽水分離器處理后蒸汽干度為96.4%，井下30m處蒸汽干度為79%，井下370m處蒸汽干度為73.5%，依據(jù)蒸汽干度損失情況看，到水平井段蒸汽干度為67.6%，注汽效果較好。

注汽完成后，燜井7.2d，井口壓力由12.7MPa下降到4.1MPa，壓力下降速度為0.054MPa／h（見圖9）。區(qū)塊直井燜井期間平均下降速度為0.049MPa／h，水平井壓力下降速度快，主要原因是水平井泄油面積大，達(dá)到熱平衡時間短。

水平井于2009年8月10日放噴，放噴36d，階段產(chǎn)液407.7t，階段產(chǎn)油292.2t。9月30日起抽，生產(chǎn)76d，累積產(chǎn)液709t，累積產(chǎn)油512t，油汽比0.28，回采水率10.7%。

通過生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比，水平井周期產(chǎn)油量是直井的3.7倍，是超短半徑水平井的2.0倍 （見圖10）。

圖10 江37區(qū)塊不同井型周期產(chǎn)油曲線

3 結(jié) 論

（1）應(yīng)用油藏工程方法、經(jīng)驗法及數(shù)值模擬法相結(jié)合，確定水平井注汽強(qiáng)度、注汽速度、燜井時間等參數(shù)符合生產(chǎn)實際，水平井開發(fā)取得較好效果。

（2）注汽速度的增加可以有效提高井底蒸汽干度，但實際生產(chǎn)中受鍋爐等設(shè)備影響，可控余地較小。

（3）從目前實際生產(chǎn)情況看，常規(guī)水平井開發(fā)效益較直井和超短半徑水平井效果好。

［1］陳月明 .注蒸汽熱力采油 ［M］.東營：中國石油大學(xué)出版社，2006.

［2］張方禮，趙洪巖 .遼河油田稠油注蒸汽開發(fā)技術(shù) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2007.

［3］孫川生 .克拉瑪依九區(qū)熱采稠油油藏 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1998.