孫新革，趙長虹，熊 偉，李凌鐸,梁 珊

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

風城油田重32井區(qū)齊古組油藏埋深為100～220 m，平均為190 m，50 ℃原油黏度為16 400 mPa·s，為淺層超稠油油藏。構(gòu)造上為一受逆斷裂控制的單斜，地層傾角約為3～5 °。齊古組為辮狀河流相沉積，發(fā)育J3q22-1+J3q22-2、J3q22-3、J3q33套油層，且層間隔層發(fā)育穩(wěn)定。自2007年利用直井、水平井組合三層立體組合布井方式蒸汽吞吐開發(fā)，截至2014年底，平均蒸汽吞吐周期為10.9，階段油汽比由2009年的0.24降至2014年的0.09。為探索超稠油蒸汽吞吐后期改善開發(fā)效果及提高采收率的可行性，利用重力泄油原理，形成驅(qū)泄復合開發(fā)技術(shù)，在重32井區(qū)開展了直井-直井、直井-水平井(VHSD)、水平井-水平井(原井網(wǎng)HHSD、立體HHSD)不同組合形式的接替開發(fā)方式試驗。

1 驅(qū)泄復合技術(shù)原理

超稠油注蒸汽驅(qū)油過程中存在蒸汽驅(qū)動力、重力、毛管力[2-3]，其相互作用會對原油產(chǎn)生驅(qū)替作用。蒸汽驅(qū)動力對流體的水平驅(qū)替起主要作用；重力是流體間密度差產(chǎn)生的，引起垂向的壓力梯度，重力會引起蒸汽向上超覆、原油和凝結(jié)水的向下流動；毛管力是孔隙結(jié)構(gòu)內(nèi)的界面張力引起的附加力，在淺層超稠油疏松砂巖的高滲透孔隙體系中，毛管力作用比較小，可以忽略。蒸汽驅(qū)動力控制著油的水平運動，而重力引起油的垂向運動，根據(jù)達西定律可得到原油的水平運動與垂向運動速度之比，以重32井區(qū)為例計算得出。離注汽井6 m以內(nèi)水平運動速度大于垂向運動速度；以蒸汽驅(qū)油為主，6 m以外水平運動速度小于垂向運動速度，以重力泄油為主。

根據(jù)蒸汽腔汽液界面方程推導出汽液界面形態(tài)(圖1，圖中RE為蒸汽加熱半徑，m)。大部分蒸汽沿著油層頂端向兩邊推動，注入時間不斷增加，蒸汽腔在油層頂部向外擴展，蒸汽腔前緣形態(tài)呈現(xiàn)S弧形，當蒸汽腔距離越遠呈現(xiàn)出越明顯的S型形態(tài)，蒸汽腔前緣形態(tài)描述為驅(qū)泄復合技術(shù)理論奠定了基礎(chǔ)。

圖1稠油熱采開發(fā)的蒸汽腔前緣形狀

2 接替方式優(yōu)選

依據(jù)現(xiàn)場實際井網(wǎng)形式，以驅(qū)泄復合技術(shù)原理為基礎(chǔ)，可形成蒸汽吞吐開發(fā)后轉(zhuǎn)直井汽驅(qū)、直井-水平井驅(qū)泄復合(VHSD)、水平井-水平井驅(qū)泄復合(原井網(wǎng)HHSD和立體HHSD)開發(fā)方式(圖2)。

圖2不同井網(wǎng)形式開發(fā)方式示意圖

數(shù)值模擬研究結(jié)果顯示：直井汽驅(qū)的最終采收率可達51.0%，直井-水平井驅(qū)泄復合(VHSD)的最終采收率可達48.0%～60.0%，采用水平井-水平井驅(qū)泄復合(原井網(wǎng)HHSD和立體HHSD)開發(fā)，原井網(wǎng)HHSD的最終采收率可達33.0%，立體HHSD的最終采收率可達46.0%，而采用蒸汽吞吐未轉(zhuǎn)換開發(fā)方式最終采收率僅為21.6%，淺層超稠油4種驅(qū)泄復合開發(fā)方式是蒸汽吞吐后期行之有效的接替方式。

3 油藏工程研究

3.1 開發(fā)界限研究

蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的主要影響因素[4]為油層厚度、滲透率、原油黏度等，根據(jù)主要影響因素，結(jié)合經(jīng)濟效益概算，篩選出不同接替方式的開發(fā)界限(表1)。

表1 重32井區(qū)蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)汽驅(qū)篩選條件

3.2 設(shè)計參數(shù)

3.2.1 合理井網(wǎng)井距

通過有效加熱半徑數(shù)值模擬研究測算，水平井油藏在50 ℃黏度時的有效加熱半徑為18～21 m。直井油藏在50 ℃黏度時的有效加熱半徑為21～24 m。

通過構(gòu)建竇宏恩模型[5]，結(jié)合效益概算法和有效加熱半徑，優(yōu)化了油價為380～507元的驅(qū)泄復合開發(fā)的合理井距[6-7]，優(yōu)化直井汽驅(qū)的井距為50～60 m，VHSD井距為40～50 m，HHSD井距為30～50 m；當油價為380～444元時，40～50 m的井距開發(fā)效果較好；當油價為507元時，30 m井距最盈利。

3.2.2 直井射孔與水平井水平段位置優(yōu)化

注汽直井射孔井段位于采油井上方時，可利用蒸汽超覆作用充分擴展蒸汽腔，保持采油井上方汽液界面高度，可防止蒸汽腔在油層下方突破，保持蒸汽腔均衡。

數(shù)值模擬研究結(jié)果表明：直井汽驅(qū)注汽井射孔位置位于井段下部的1/2，生產(chǎn)井射孔位置位于井段下部2/3，可提高直井汽驅(qū)開發(fā)效果；VHSD直井射孔井段高于采油水平段5～7 m，且射孔位置位于井排中部時開發(fā)效果較好；HHSD生產(chǎn)水平井的水平段距離油層底部1～2 m，當立體HHSD加密注汽井高于采油井5 m時開發(fā)效果最好，采收率最高。

3.2.3 轉(zhuǎn)換方式時機

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)時機在蒸汽吞吐8～9周期較為適宜[8]。實際生產(chǎn)指標顯示，油汽比、周期產(chǎn)液、存水量、累計虧空體積在蒸汽吞吐8周期后，同時出現(xiàn)拐點，生產(chǎn)指標大幅下降(圖3、4)，表明繼續(xù)蒸汽吞吐已無效益，須轉(zhuǎn)換開發(fā)方式。而加密井或完善井網(wǎng)井在蒸汽吞吐2～3周期后，井間建立熱連通，可轉(zhuǎn)換開發(fā)方式。

圖3直井轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)模式(井距為50m)

圖4 水平井轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)模式(井距為60 m)

3.3 操作參數(shù)

利用數(shù)值模擬跟蹤優(yōu)化研究技術(shù)，針對不同轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的注汽方式、輪換間歇時間、注汽速度、采注比等開發(fā)技術(shù)參數(shù)進一步優(yōu)化，具體結(jié)果見表2。

表2 重32井區(qū)蒸汽吞吐后期接替方式注采參數(shù)

4 調(diào)控技術(shù)研究

4.1 驅(qū)泄復合技術(shù)開發(fā)階段劃分

蒸汽腔的發(fā)育與驅(qū)泄復合技術(shù)的開發(fā)效果緊密相關(guān)，通過跟蹤數(shù)值模擬和四維微地震監(jiān)測等技術(shù)綜合描述了蒸汽腔發(fā)育形態(tài)，以汽腔發(fā)育形態(tài)為基礎(chǔ)進行調(diào)控。

根據(jù)蒸汽腔發(fā)育過程，可將驅(qū)泄復合技術(shù)開發(fā)劃分為4個階段，即注采熱連通階段、蒸汽腔上升階段、蒸汽腔擴展階段和蒸汽腔剝蝕階段(圖5)。

注采熱連通階段：注汽井連續(xù)注汽，井間剩余油被加熱形成蒸汽驅(qū)替，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量上升，此階段以蒸汽驅(qū)替為主；蒸汽腔上升階段：隨著注汽量增加，蒸汽腔逐步擴大，此時驅(qū)油和泄油作用共存，含水降低，產(chǎn)量達到最高；蒸汽腔擴展階段：單井蒸汽腔到頂并橫向擴展，此時以重力泄油為主、驅(qū)油為輔，含水逐漸升高，產(chǎn)量緩慢下降；蒸汽腔剝蝕階段：井組間蒸汽腔都到頂后并逐步連通進入最后一個階段，頂層熱散失逐漸加大，汽驅(qū)效果逐漸變差，需要注入惰性氣體或多介質(zhì)輔助，以提高熱能利用率。

圖5驅(qū)泄復合技術(shù)開發(fā)蒸汽腔發(fā)育示意圖

4.2 不同階段調(diào)控方法

4.2.1 注采熱連通階段以注采平衡及蒸汽吞吐引效為主

(1) 以采液能力為核心，調(diào)控注采平衡。通過統(tǒng)計重32井區(qū)油井生產(chǎn)能力，水平井平均產(chǎn)液能力為30 t/d，直井平均產(chǎn)液能力為15 t/d，以采液能力為核心，保持驅(qū)泄復合開發(fā)采注比為1.1～1.2，主要手段為VHSD采用調(diào)整注采井數(shù)比，直井汽驅(qū)采用間歇汽驅(qū)工作制度，HHSD通過調(diào)整主管和副管的注汽方式，最終達到注采平衡。

(2) 以均勻連通為目的，采油井蒸汽吞吐引效。見效緩慢井組和汽腔萎縮井組，溫場連通程度降低，蒸汽吞吐引效加快井間熱連通。蒸汽吞吐引效強度為正常蒸汽吞吐井的1/2(表3)。

表3 不同井型蒸汽吞吐引效注汽強度優(yōu)化

4.2.2 蒸汽腔上升及擴展階段以Sub-cool調(diào)控為主

(1) 保持正常Sub-cool(在一定壓力下，某產(chǎn)液點飽和溫度與實際溫度的差值)，均衡蒸汽腔擴展。運用油藏數(shù)值模擬軟件CMG的CMOST模塊進行開發(fā)參數(shù)敏感性分析。驅(qū)泄復合開發(fā)的蒸汽腔上升和擴展階段的敏感性由弱到強依次為蒸汽干度、Sub-cool、注汽速度，因此現(xiàn)場采取“定速度、調(diào)整Sub-cool”的調(diào)控策略， Sub-cool越大，蒸汽腔發(fā)育越不理想，Sub-cool越小，蒸汽腔易突破至生產(chǎn)井，調(diào)控難度越大。優(yōu)選合理的井底Sub-cool為30～40 ℃，從而制訂出相應的調(diào)控對策(表4)。

表4 不同井口sub-cool條件下對應調(diào)控對策

(2) 控液成腔，維持汽腔均勻成型。通過控關(guān)已汽竄的采油井，改變蒸汽腔擴展方向，均衡蒸汽腔發(fā)育。通過在不同生產(chǎn)壓力下，改變油嘴大小及工作制度，控制合理采液能力(表5)，以達到蒸汽腔底部接近生產(chǎn)井，但液面高于生產(chǎn)井目的[10]。

(3)蒸汽腔剝蝕階段以增產(chǎn)提效為主。當驅(qū)泄復合進入蒸汽腔剝蝕階段后，應在蒸汽腔中注入惰性氣體，可對驅(qū)泄復合開發(fā)起到隔熱保壓、擴腔降黏的作用[11]，多介質(zhì)輔助可提高蒸汽波及體積28%，可提高采出程度7%。VHSD 某井組實施CO2輔助后油汽比提高0.067，日產(chǎn)油提高5.7 t/d，有效期為120 d；原井網(wǎng)HHSD 18個井組實施N2輔助后油汽比提高0.043，有效期為83 d。

表5 驅(qū)泄復合開發(fā)方式蒸汽腔擴展階段工作制度優(yōu)化

5 應用效果

在重32井區(qū)陸續(xù)開展了直井汽驅(qū)、VHSD、原井網(wǎng)HHSD和立體HHSD4個先導試驗區(qū)，截至2016年12月，實施后各試驗區(qū)日產(chǎn)油、油汽比、采注比等關(guān)鍵指標明顯改善(表6)。

風城油田應用驅(qū)泄復合技術(shù)已達56井組，現(xiàn)場開發(fā)效果顯示：采油速度提高1.4%，油汽比提高0.05，驅(qū)泄復合開發(fā)后，相較繼續(xù)蒸汽吞吐開發(fā)可增油9.6×104t，最終采收率提高20%以上。

6 結(jié)論與認識

(1) 基于超稠油蒸汽吞吐規(guī)律，揭示了轉(zhuǎn)換開發(fā)方式時機。超稠油蒸汽吞吐加熱極限半徑為20.5～25.0 m，當蒸汽吞吐加熱到極限范圍時，熱效率明顯降低，生產(chǎn)指標出現(xiàn)拐點。此時轉(zhuǎn)換方式，地層存水量最小，蒸汽波及范圍最大，有利于蒸汽腔的發(fā)育。

表6 重32井區(qū)驅(qū)泄復合先導試驗區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計

注：數(shù)據(jù)截至2016年12月。

(2) 通過利用驅(qū)泄復合開發(fā)技術(shù)，可突破蒸汽驅(qū)原油黏度2×104mPa·s的界限，實現(xiàn)地層條件下厚度小于15 m、原油黏度大于60×104mPa·s的超稠油油藏蒸汽吞吐后期驅(qū)泄復合開發(fā)方式轉(zhuǎn)換。

(3) 充分利用老區(qū)井網(wǎng)，衍生了以重力輔助蒸汽驅(qū)油為核心的老區(qū)接替開發(fā)技術(shù)(直井小井距、VHSD、原井網(wǎng)HHSD和立體HHSD)。

(4) 通過重32井區(qū)推廣應用，驅(qū)泄復合開發(fā)已累計增油9.6×104t，最終采收率可提高20%以上。

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