史海濤，王 朔，呂 楠，張佩佩，羅艷紅

(1.中國地質大學，北京 100083；2.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010；3.東北石油大學，黑龍江 大慶 163318；4.中國石油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

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超稠油水平井蒸汽驅技術參數(shù)優(yōu)化研究

史海濤1，2，王 朔3，呂 楠4，張佩佩2，羅艷紅2

(1.中國地質大學，北京 100083；2.中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010；3.東北石油大學，黑龍江 大慶 163318；4.中國石油長城鉆探工程有限公司，遼寧 盤錦 124010)

針對勝利油田Z區(qū)塊水平井蒸汽吞吐開發(fā)采收率低、井間剩余油較多的問題，首選蒸汽驅作為蒸汽吞吐后的接替方式來進一步提高原油采收率。運用數(shù)值模擬方法結合現(xiàn)場實際，對Z區(qū)塊水平井蒸汽驅井網(wǎng)形式、轉驅時機、注汽干度等技術參數(shù)進行優(yōu)選。實施過程中使用了30 t/h超高干度注汽鍋爐，出口注汽干度可高達95%以上，保證了注汽井的注汽強度為1.6 m3/(d·km2·m)左右。先導試驗區(qū)7口水平井蒸汽驅見到明顯效果，平均日產(chǎn)油增加了4～8 t/d。研究成果為稠油油藏水平井蒸汽驅在勝利油田的推廣提供了技術依據(jù)。

超稠油；水平井蒸汽驅；注采井網(wǎng)；注汽干度；采注比；勝利油田

0 引 言

勝利油田Z區(qū)塊開發(fā)目的層為沙三上亞段一砂體，油藏埋深為1 300～1 350 m，平均油層厚度為7.8 m。油層物性較好，平均孔隙度為32%，平均滲透率為4 000×10-3μm2，屬于高孔、高滲儲層。地面脫氣原油密度為1.043 3 g/cm3，50 ℃時地面脫氣原油黏度為22×104～38×104mPa·s，屬超稠油油藏。Z區(qū)塊自2007年以來采用水平井蒸汽吞吐方式開發(fā)，區(qū)塊累計油汽比為0.82，累計回采水率為157.94%，采油速度保持在2.5%左右。為提高區(qū)塊原油采收率，亟須轉換開發(fā)方式，由蒸汽吞吐轉為蒸汽驅開發(fā)[1-3]。利用數(shù)值模擬并結合油藏工程對超稠油油藏水平井蒸汽驅的機理、井網(wǎng)形式、蒸汽驅參數(shù)等進行綜合研究，優(yōu)選出合理的汽驅技術參數(shù)[4-15]，實現(xiàn)蒸汽平面、縱向均衡驅替，達到大幅度提高采收率的目的。

1 水平井蒸汽驅技術參數(shù)研究

水平井蒸汽驅技術是通過擴大油層泄油面積來提高油井產(chǎn)量的一項新的開發(fā)技術[16-18]。但是開發(fā)效果受到井網(wǎng)井距、轉驅時機、注汽速度和蒸汽干度等參數(shù)的影響，只有合理選擇上述參數(shù)，才能取得較好的開發(fā)效果[19-20]。

1.1 井網(wǎng)形式

合理井網(wǎng)形式的部署可以使區(qū)塊發(fā)揮最佳的開發(fā)潛能[21]。Z區(qū)塊在井網(wǎng)方式篩選時主要考慮了5種井網(wǎng)方式：排狀蒸汽驅井網(wǎng)、反五點蒸汽驅井網(wǎng)、反九點蒸汽驅井網(wǎng)、先反九點后轉反五點井網(wǎng)和先反九點后轉排狀井網(wǎng)。通過對這5種井網(wǎng)形式進行數(shù)模研究并結合各井網(wǎng)采收率預測結果，認為先反九點再轉排狀的井網(wǎng)方式可使邊部井動用有所改善?？紤]到現(xiàn)場易于操作管理，推薦該區(qū)水平井蒸汽驅井網(wǎng)采用先反九點后轉排狀井網(wǎng)[22]。推薦方案與原蒸汽吞吐方式相比，可提高采收率20.8%。

1.2 轉驅時機

開發(fā)進入蒸汽吞吐后期，確立蒸汽吞吐轉蒸汽驅的合理時機主要取決于：①注采井間形成較好的熱連通；②蒸汽驅在低壓狀態(tài)下均衡驅替；③油層在蒸汽吞吐后期具有豐富的剩余油可供驅替。經(jīng)過數(shù)模和現(xiàn)場資料分析論證，截至2014年，Z區(qū)塊可達到上述要求，2014年3月底該區(qū)塊3個井組已同步轉入蒸汽驅。

1.3 井底蒸汽干度

井底蒸汽干度是影響水平井蒸汽驅成敗的關鍵因素之一。在蒸汽注入壓力與注入流速一定的情況下，隨著蒸汽干度的增加，管線和油藏的熱損失率逐漸降低，水平井蒸汽驅的開發(fā)效果逐漸變好[13]。不同類型油藏實例研究結果表明，蒸汽干度越高，開發(fā)效果越好，因此，在汽驅時要采用較高的蒸汽干度。

在壓力為5 MPa、單井注汽速度為145 t/d條件下，設計注汽井底干度分別為30%、40%、50%。對比發(fā)現(xiàn)，隨著蒸汽干度的增加，蒸汽腔發(fā)育更加充分，油層動用和驅替效果更好，汽驅階段凈采油量上升，采出程度更高(表1)。Z區(qū)塊原油黏度高、埋藏深、水平段長且非均質差異大，各段配汽量要求不同。因此，井底蒸汽干度大于50%才能保證水平段蒸汽干度高、均勻分配，實現(xiàn)蒸汽驅預計的開發(fā)效果。

表1 不同井底蒸汽干度開發(fā)指標對比

1.4 注汽強度

蒸汽驅實踐經(jīng)驗及數(shù)值模擬分析表明，油藏在進行蒸汽驅開發(fā)時，注汽強度直接影響蒸汽驅替效果。較高的注汽強度可使油層加熱效率高，熱損失較小，蒸汽波及體積大。但注汽強度過高，油層中蒸汽推進速度過快，只能驅掃流度較大的部位，且蒸汽易沿汽竄通道發(fā)生指進現(xiàn)象，造成油井水淹水竄。因此，在油層吸汽能力允許的范圍內，應優(yōu)選最佳的注汽強度[23-24]。

Z區(qū)塊在壓力為5 MPa、井底注汽干度為50%的條件下，設計注汽強度為1.4、1.6、1.8 m3/(d·km2·m)，折算注汽速度分別為7.5、8.6、9.6 t/h(表2)。由表2可知，隨著注汽強度的提高，采收率呈上升趨勢。注汽強度為1.6 m3/(d·km2·m)后，采收率上升幅度變緩，汽驅階段凈采油量下降，因此，Z區(qū)塊汽驅合理的注汽強度為1.6 m3/(d·km2·m)，折算注汽速度為8.6 t/h。

表2 反九點不同注汽強度開發(fā)指標對比

1.5 采注比

當采注比較低時，不能完全保證驅替為蒸汽驅，造成采收率偏低[25]。因此，提高采注比，可以有效改善蒸汽驅的開發(fā)效果[26]。根據(jù)蒸汽驅開采過程中要在油藏中形成蒸汽帶這一基本要求，蒸汽驅過程中要以較大的采注比形成注采井間的壓力梯度，以保持蒸汽帶前緣向生產(chǎn)井不斷擴展。

Z區(qū)塊所有井均為長水平段水平井，設計3種采注比(1.1、1.2、1.3)進行對比分析，由反九點井網(wǎng)不同采注比開發(fā)指標對比(表3)可知，采注越大，采出程度和凈采油越高。采注比超過1.2后，增幅變緩。因此，為達到提高采收率的目的，Z區(qū)塊的采注比采用1.3。

表3 反九點井網(wǎng)不同采注比開發(fā)指標對比

2 實施情況

2.1 試驗區(qū)選擇及概況

在Z區(qū)塊主體部位選擇了3個井組共22口水平井作為先導試驗區(qū)(圖1)。先導試驗區(qū)具有以下特點：①邊底水不活躍，受邊底水侵入影響??；②井網(wǎng)完善；③油層壓力較低，試驗區(qū)原始地層壓力為13.76 MPa，目前壓力為6.00 MPa；④剩余油飽和度在40%以上，井區(qū)面積為0.57 km2，石油地質儲量為95×104t。試驗區(qū)采用先反九點后轉排狀蒸氣驅井網(wǎng)，井距和排距均為100 m，井底注汽干度大于50%，井組注汽強度為1.6 m3/(d·km2·m)，采注比為1.3。

圖1 Z區(qū)塊先導試驗區(qū)井網(wǎng)部署

截至2013年年底，Z區(qū)塊總投產(chǎn)井數(shù)為34口，單井平均日產(chǎn)油為8.9 t/d，累計產(chǎn)油27.73×104t，累計產(chǎn)水45.58×104t，累計注汽33.68×104t，采出程度為13.0%。試驗區(qū)內單井平均日產(chǎn)油為9.2 t/d，綜合含水為70.7%，累計產(chǎn)油17.21×104t，累計注汽21.07×104t，采出程度為18.1%。預計轉驅方案實施后，蒸汽吞吐+蒸汽驅階段累計產(chǎn)油41.87×104t，采出程度達到48.13%。

2.2 蒸汽驅效果

Z區(qū)塊先導試驗區(qū)自2014年5月上旬開始正式轉驅。試驗區(qū)內的蒸汽吞吐井采用的是活動鍋爐注汽，蒸汽驅井采用固定鍋爐注汽。為了確保蒸汽驅技術得到全面實施，使用了30 t/h超高干度注汽鍋爐，為3口汽驅井(P61、P65、P5)同時注汽。該注汽鍋爐(出口)注汽干度可達95%以上，滿足了注汽需求。截至2014年9月底，累計注汽47 265 t，部分油井已見到明顯效果。

截至2014年年底，試驗區(qū)已見效油井7口，未見效井12口，7口見效井可分2類。

(1) 4口井(P1、P3、P47、P63)注入蒸汽沿吞吐汽竄通道突破，屬快速見效油井。主要表現(xiàn)為快速突破，平均見效時間為17 d，最快為12 d。生產(chǎn)特點為液面、含水、溫度上升，油量下降。

(2) 3口井(P49、P59、P83)溫和見效，平均見效時間為26 d。生產(chǎn)特點表現(xiàn)為液面升、油量穩(wěn)定或上升，這類油井是汽驅的最好典型。P49井屬于距邊水二線井，2013年因邊水推進水淹關井，一線井經(jīng)過2次大劑量封堵后，邊水得到控制。汽驅1個月后見效，含水由原來的100%降至80%；日產(chǎn)液為35 t/d，無明顯變化；平均日產(chǎn)油增加4 t/d，說明油井受效明顯，且證實封堵一線井有效地緩解了邊水推進。P59井屬于邊井，該井在P61井轉驅75 d后見到明顯效果。日產(chǎn)液量為35～37 t/d，日產(chǎn)油由原來3.7 t/d上升到11.7 t/d，日產(chǎn)油量增加了8.0 t/d，含水由88%降至67%。

3 結 論

(1) 通過數(shù)值模擬，對Z區(qū)塊水平井蒸汽驅的參數(shù)進行了優(yōu)選。確定采用先反九點后適時轉排狀的井網(wǎng)形式，蒸汽驅過程中的井底蒸汽干度大于50%，反九點井網(wǎng)井組注汽強度為1.6 m3/(d·km2·m)，采注比為1.3。

(2) Z區(qū)塊水平井汽驅試驗使用了30 t/h超高干度注汽鍋爐，出口注汽干度可高達95%以上，確保了注汽干度和強度，保證了超稠油水平井汽驅的成功實施。

(3) 先導試驗區(qū)已有7口井見到了明顯的汽驅效果，下步將對未見效井的影響因素進行深入研究，提高汽驅開發(fā)效果。Z區(qū)塊水平井蒸汽驅的成功實施對稠油水平井蒸汽驅在勝利油田其他區(qū)塊的推廣和勝利油田稠油開發(fā)的可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。

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編輯 劉 巍

20150331；改回日期：20150615

中國石油化工股份有限公司重點科學技術研究項目“特超稠油開發(fā)技術研究”(P12123)

史海濤(1981-)，男，工程師，2005年畢業(yè)于鄭州大學地理信息系統(tǒng)專業(yè)，現(xiàn)為中國地質大學(北京)構造地質學專業(yè)在讀博士研究生，現(xiàn)從事稠油開發(fā)地質研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.032

TE345

A

1006-6535(2015)04-0121-04