孫新革，馬　鴻，趙長虹，段　暢，楊兆臣，熊　偉

（中國石油新疆油田分公司a.風城作業(yè)區(qū)；b.勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

風城超稠油蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)方式研究

孫新革a，馬鴻b，趙長虹a，段暢b，楊兆臣a，熊偉a

（中國石油新疆油田分公司a.風城作業(yè)區(qū)；b.勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

在新疆風城油田超稠油油藏注蒸汽吞吐開發(fā)后期，蒸汽驅(qū)開發(fā)方式是提高采收率的有效途徑。研究表明，蒸汽驅(qū)過程體現(xiàn)了驅(qū)泄復合作用，即蒸汽超覆在油層上部形成蒸汽腔，加熱原油在驅(qū)動力和重力雙重作用下從生產(chǎn)井采出，由此可形成直井小井距蒸汽驅(qū)、直井與水平井組合蒸汽驅(qū)、水平井與水平井組合蒸汽驅(qū)3種吞吐后期接替方式，先導試驗達到了預期效果，進一步拓展了蒸汽驅(qū)適用的地質(zhì)條件和組合方式，對同類超稠油油藏的開發(fā)具有借鑒意義。

準噶爾盆地；風城油田；超稠油油藏；蒸汽吞吐；蒸汽驅(qū)；采收率；開發(fā)方式

process

1　油藏概況

風城油田重32井區(qū)上侏羅統(tǒng)齊古組超稠油油藏位于準噶爾盆地風城油田西北部，面積7.68 km2，為斷裂分割的斷塊，底部構造形態(tài)為一向東南緩傾的單斜，地層傾角3°~5°.齊古組埋深150~200 m，屬辮狀河沉積，發(fā)育G1，G2和G3等3個油層組，油層組間具10~ 15 m的穩(wěn)定隔層，可分別作為一套開發(fā)層系；油層巖性以中砂巖、細砂巖為主，膠結(jié)疏松，儲集空間為原生粒間孔。油層組平均總厚39.5m，其中G1厚20.6m，G2厚11.7 m，G3厚7.2 m，油層系數(shù)均大于0.8；油層平均孔隙度30.6%，滲透率1 627 mD，含油飽和度71%；油藏原始地層溫度17℃，原始地層壓力2.3 MPa，壓力系數(shù)0.987；50℃時原油黏度15 839 mPa·s（地層溫度下原油黏度大于600 000 mPa·s），黏溫反應敏感，溫度每上升10℃，原油黏度降低70%.

該油藏于2007年投入開發(fā)，采用直井與水平井組合方式注蒸汽吞吐生產(chǎn)，直井采用50 m×70 m和70 m×100 m反九點井網(wǎng)，水平井采用60 m井距排列式井網(wǎng)，直井與水平井組合采用50 m井距排列式井網(wǎng)。截至2013年底，累計投產(chǎn)開發(fā)井837口，其中水平井243口，直井594口，動用地質(zhì)儲量2 031.3×104t，累計產(chǎn)油294.1×104t，累計油汽比0.17，采出程度14.5%.目前注蒸汽吞吐輪次已達8~9輪，瞬時油汽比小于0.1，開發(fā)效果日趨變差。周期產(chǎn)油量、周期采注比呈拋物線形態(tài)，4~5周期達到頂峰，6周期之后下降明顯，特別是采注比的降低和地層存水率的升高，會持續(xù)影響后續(xù)蒸汽吞吐的開發(fā)效果。因此，亟需探索接替技術，轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，改善開發(fā)效果。

按照稠油油藏轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)篩選標準[1]，地層溫度下原油黏度需小于20 000 mPa·s，而重32井區(qū)齊古組油藏地層溫度下原油黏度為600 000 mPa·s，不符合轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)條件。生產(chǎn)資料顯示，該油藏經(jīng)過7年注蒸汽吞吐開發(fā)，多數(shù)井間汽竄頻繁，汽竄比例達80%，井間熱連通狀況較好，具備進一步轉(zhuǎn)換開發(fā)方式[2-3]的條件。依據(jù)現(xiàn)有的井網(wǎng)井距方式，通過油藏工程優(yōu)化研究，最終篩選確定了直井小井距蒸汽驅(qū)、直井與水平井組合蒸汽驅(qū)、水平井與水平井組合蒸汽驅(qū)等3種接替方式和6個基礎模型，并開展了現(xiàn)場先導試驗，取得顯著效果（表1）。

表1　重32井區(qū)地質(zhì)模型基本參數(shù)

2　接替開發(fā)方式

2.1開發(fā)方式篩選

風城油田齊古組油藏埋藏深度淺，油層厚度大，油層系數(shù)大，除原油黏度高外，地質(zhì)條件滿足轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)篩選標準。對于50℃原油黏度低于20 000 mPa·s（地層溫度下低于600 000 mPa·s）、油層厚度大于5 m的油藏，蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)還需開展深入研究和現(xiàn)場試驗。數(shù)值模擬研究表明，反九點直井蒸汽驅(qū)、直井與水平井組合的蒸汽驅(qū)、水平井與水平井組合蒸汽驅(qū)是可行的吞吐后期接替方式（圖1）。在直井開發(fā)區(qū)，50 m×70 m井距反九點井網(wǎng)吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)方式采收率為51%，70 m×100 m井距反九點井網(wǎng)吞吐后無法實現(xiàn)有效熱連通，轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)方式不可行。在直井與水平井組合開發(fā)區(qū)，35 m和50 m井距條件下，吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的采收率為60%和48%.在水平井與水平井組合開發(fā)區(qū)，60 m井距條件下，蒸汽吞吐方式的最終采收率為21.6%，轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后的采收率為33%，當加密為30 m井距時，轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后的采收率為46%.

圖1　重32井區(qū)不同開發(fā)方式對比

圖2　直井反九點井網(wǎng)邊井不同油價不同井距汽驅(qū)采收率與盈利

圖3　直井-水平井不同油價不同井距汽驅(qū)采收率與盈利

2.2合理井距研究

研究了不同黏度條件下油層有效加熱半徑，當50℃時原油黏度為10 000~40 000 mPa·s時，直井有效加熱半徑為25~20.5 m，水平井有效加熱半徑為20~17 m，經(jīng)竇宏恩模型[4]修正后分別為29.7~24.4 m，23.6~20.4 m.

運用數(shù)模法和效益概算法，研究了油價為1 629~ 2 403元/t時直井反九點蒸汽驅(qū)、直井-水平井組合蒸汽驅(qū)、水平井-水平井組合蒸汽驅(qū)的合理井距[5-6]。當直井反九點井網(wǎng)邊井井距為50~60 m時，采收率大于44%，略有盈利；當直井反九點井網(wǎng)邊井井距大于70 m時，吞吐后井間熱連通較困難，采收率僅有34.5%，蒸汽驅(qū)風險較大（圖2）。直井-水平井組合蒸汽驅(qū)方式直井-水平井距離為40~50 m時盈利最大，采收率大于45%，油汽比大于0.152，盈利隨著油價的降低和井距的增加逐漸減少；直井-水平井距離大于50 m，采收率低于40%，油汽比低于0.15，蒸汽驅(qū)風險較大（圖3）。水平井-水平井組合蒸汽驅(qū)方式油價為1 629元/t和2 016元/t時，40~50 m井網(wǎng)效果最好，當油價上升到2 403元/t時，30 m井距盈利達到最大（圖4）。

圖4　水平井不同油價不同井距汽驅(qū)采收率與盈利

2.3開發(fā)界限篩選

影響蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的主要因素[7-8]為油層厚度、滲透率、原油黏度等，經(jīng)研究篩選出不同接替方式的開發(fā)界限。適合直井50 m×70 m反九點井網(wǎng)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的油藏條件為油層厚度大于8.5 m，50℃時原油黏度小于20 000 mPa·s，滲透率大于700 mD；適合50 m井距直井-水平井組合蒸汽驅(qū)的油藏條件為油層厚度大于10 m，50℃時原油黏度小于40 000 mPa·s，滲透率大于700 mD；適合60 m井距水平井-水平井組合蒸汽驅(qū)的油藏條件為油層厚度大于5 m，滲透率大于600 mD，50℃時原油黏度小于20 000 mPa·s；適合30 m井距水平井-水平井組合蒸汽驅(qū)的油藏條件為油層厚度大于10 m，滲透率大于600 mD，50℃時原油黏度小于40 000 mPa·s.

2.4轉(zhuǎn)驅(qū)時機判斷

數(shù)模研究表明，在50~60 m井距下，50℃時原油黏度小于20 000 mPa·s的超稠油油藏轉(zhuǎn)汽驅(qū)時機在吞吐8~9輪較為適宜。實際生產(chǎn)指標顯示，采注比、綜合含水率、產(chǎn)液量、油汽比、注入孔隙體積、地層存水量在吞吐8輪后，同時出現(xiàn)拐點，生產(chǎn)指標大幅下降，必須轉(zhuǎn)換開發(fā)方式。

2.5注采政策優(yōu)化

針對已確定的4種開發(fā)方式，分別進行了關鍵注采政策[9-10]優(yōu)化（表2）。①轉(zhuǎn)驅(qū)方式：直井50 m×70 m井距反九點蒸汽驅(qū)采用連續(xù)汽驅(qū)300~400 d后轉(zhuǎn)間歇汽驅(qū)；直井-水平井組合蒸汽驅(qū)采用直井間隔交替注汽；水平井-水平井組合蒸汽驅(qū)采用“趾端”、“跟端”交替注汽。②注汽速度：直井50 m×70 m井距反九點蒸汽驅(qū)采用連續(xù)汽驅(qū)注汽速度40~50 t/d，間歇汽驅(qū)注汽速度50~60 t/d；其他方式注汽速度60~120 t/d.③井底蒸汽干度大于50%；④采注比1.10~1.20.

表2　不同汽驅(qū)方式注采優(yōu)化結(jié)果

3　先導試驗

結(jié)合研究成果，現(xiàn)場陸續(xù)開辟了直井50 m×70 m井距反九點井網(wǎng)蒸汽驅(qū)、直井-水平井組合蒸汽驅(qū)和60 m井距水平井-水平井組合蒸汽驅(qū)3個先導試驗區(qū)，日產(chǎn)油、油汽比、采注比等關鍵指標明顯改善。

3.1直井50 m×70 m井距反九點井網(wǎng)蒸汽驅(qū)

重32井區(qū)小井距蒸汽驅(qū)試驗區(qū)于2007年采用蒸汽吞吐方式開發(fā)，吞吐9輪，采出程度36.5%.2011年8月轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)，共有9個井組，采油井36口，采用50 m×70 m井距反九點面積井網(wǎng)。試驗區(qū)動用含油面積0.13 km2，動用地質(zhì)儲量22.71×104t.轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)前當月階段油汽比0.06，采注比0.48.

轉(zhuǎn)驅(qū)后，開發(fā)規(guī)律階段特征明顯，可分為3個階段：能量補充階段、均衡驅(qū)替階段和蒸汽突破階段。能量補充階段歷時3個月，蒸汽驅(qū)未見效；均衡驅(qū)替階段歷時20個月，蒸汽驅(qū)見效，溫度由轉(zhuǎn)驅(qū)前的74.8℃上升到了94.9℃，采油速度由蒸汽吞吐末期的3.6%上升到汽驅(qū)階段的5.5%，提高了1.9%.見效后溫度、產(chǎn)液、產(chǎn)油上升，含水率降低；蒸汽突破階段發(fā)生在轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)2年后，汽竄井增多，突破后溫度、含水率上升，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量波動較大。試驗區(qū)中心井組見效最快，因其受周圍井組的影響，中心井組溫度最高、產(chǎn)液量最低，較整個試驗區(qū)提前3個月突破。

小井距蒸汽驅(qū)試驗過程中，有針對性地采取合理配汽改善注采均衡、吞吐引效改善熱連通狀況、控關調(diào)向調(diào)整蒸汽推進方向、間歇汽驅(qū)緩解汽竄干擾矛盾等技術手段，使得小井距蒸汽驅(qū)試驗區(qū)月遞減率由蒸汽吞吐階段的1.7%下降到蒸汽驅(qū)階段的0.4%，年遞減率由吞吐階段的18%下降到蒸汽驅(qū)階段的4.7%，穩(wěn)產(chǎn)效果明顯。轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)3年，累計產(chǎn)油3.53×104t，階段油汽比0.13，采注比0.95，蒸汽驅(qū)階段采出程度16.6%，累計采出程度達53.1%（表3）。

3.2直井-水平井組合蒸汽驅(qū)

重32井區(qū)直井-水平井組合蒸汽驅(qū)試驗區(qū)2009年注蒸汽吞吐開發(fā)，直井35口，水平井8口，試驗區(qū)動用含油面積0.23 km2，動用地質(zhì)儲量69.21× 104t，蒸汽吞吐采出程度18.8%.2013年8月轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)試驗，轉(zhuǎn)驅(qū)前平均蒸汽吞吐9.5輪，當月日產(chǎn)油69 t，階段油汽比0.05，采注比0.37.

直井-水平井組合蒸汽驅(qū)試驗中，采取了注汽量調(diào)節(jié)匹配注采關系、控關調(diào)整蒸汽推進方向、輪換注汽井以均勻蒸汽腔發(fā)育等技術手段，2個月后，試驗效果逐步改善，產(chǎn)液溫度由70℃上升到110℃，蒸汽腔穩(wěn)步擴展[11]。轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)1年，日產(chǎn)油水平、階段油汽比和采注比分別提高到135 t，0.2和0.94（表3）。

3.3水平井-水平井組合蒸汽驅(qū)

重32井區(qū)水平井-水平井組合蒸汽驅(qū)試驗區(qū)2008年注蒸汽吞吐開發(fā)，相關水平井6口，動用含油面積0.12 km2，動用地質(zhì)儲量16.35×104t，采出程度20.1%.于2014年5月轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，轉(zhuǎn)驅(qū)前平均蒸汽吞吐16.5輪，最后一輪蒸汽吞吐日產(chǎn)油2 t，周期油汽比0.04，采注比0.38.

轉(zhuǎn)驅(qū)6個月后采油井溫度由82℃上升到103℃，日產(chǎn)油16 t，階段油汽比0.12，采注比0.92，試驗已逐步見效（表3）。

表3　重32井區(qū)蒸汽驅(qū)試驗生產(chǎn)數(shù)據(jù)（數(shù)據(jù)截至2014年9月）

4　結(jié)論

（1）采用直井小井距蒸汽驅(qū)、直井與水平井組合蒸汽驅(qū)、水平井與水平井組合蒸汽驅(qū)等接替技術，可進一步提高超稠油油藏吞吐后采收率。

（2）當超稠油油藏注蒸汽吞吐的采注比、油汽比、地層存水率等出現(xiàn)拐點時，即為轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)時機。50~60 m井距下，50℃時原油黏度小于20 000 mPa·s的超稠油油藏轉(zhuǎn)汽驅(qū)時機在吞吐8~9輪較為適宜。

（3）先導試驗效果表明，采用驅(qū)泄復合原理，可進一步拓展蒸汽驅(qū)適用的地質(zhì)條件。

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Research on Ultra?Heavy Oil Development by Steam Stimulation Converting into Steam Drive Combination Process in Fengcheng Oilfield

SUN Xingea,MA Hongb,ZHAO Changhonga,DUAN Changb,YANG Zhaochena,XIONG Weia
(PetroChinaXinjiangOilfield Company,a.FengchengOilfield Operation District,b.Research Institute of Exploration and Development, Karamay,Xinjiang 834000,China)

In the late stage of Fengcheng oilfield’s ultra?heavy oil reservoir development by steam stimulation process,steam drive is an ef?fective process for EOR.Research shows that steam drive process is of oil displacement?drainage effect,i.e.injected steam may form steam chamber by the fact of steam overlapping on the upper part of the reservoir and heating oil,then the oil can be produced from production wells under effects of drivingforce and gravity.By such aprocess,three replacingsteam drive patterns after steam stimulation are presented, such as vertical well steam drive with short well spacing,vertical well?horizontal well combination steam drive,horizontal well?horizontal well combination steam drive.The pilot test has achieved the anticipated result and further broadened the geological conditions and combina?tion patterns suitable for such asteam drive process.It has the

ignificance to development of the similar ultra?heavy oil reservoirs. Key Words:Junggar basin;Fengchengoilfield;ultra?heavy oil reservoir;steam huff and puff;steam drive;recovery efficiency;development

TE345

A

1001-3873（2015）01-0061-04DOI：10.7657/XJPG20150111

2014-09-30

2014-11-18

國家科技重大專項（20112X05012-004）；“新疆大慶”科技重大專項（2012E-34-05）

孫新革（1968-），男，山東煙臺人，教授級高級工程師，博士，油氣田開發(fā)，（Tel）0990-6860810（E-mail）Sxinge@ petrochina.com.cn