摘要：錦91塊是典型的Ⅱ類稠油油藏，其突出的特點(diǎn)是油藏單層厚度薄、隔夾層多、非均質(zhì)性嚴(yán)重，同時(shí)具有較為活躍的邊底水。區(qū)塊歷經(jīng)三十多年吞吐降壓開采，面臨地層壓力低使油井供液不足、吞吐效果嚴(yán)重變差、油井套管損壞降低油井利用率和邊底水入侵加劇等諸多問題，已經(jīng)處于吞吐開發(fā)后期，難以依靠吞吐持續(xù)有效挖潛。通過對多種開發(fā)方式對比優(yōu)選，確定錦91塊中部區(qū)域作為火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，以克服區(qū)塊吞吐開發(fā)過程中存在的問題，最終形成完整的綜合性研究報(bào)告。

關(guān)鍵詞：錦91塊;Ⅱ類稠油;火驅(qū);研究;報(bào)告

1.區(qū)域基本情況

1.1地質(zhì)概況

火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于錦91塊中部，被斷層F1、F7、F9和F10夾持，構(gòu)造形態(tài)為單斜構(gòu)造，地層傾角約8～13°。含油面積0.2km²，石油地質(zhì)儲(chǔ)量125.6×10⁴t。

沉積特征：試驗(yàn)區(qū)以水下分流河道和分流河道間微相為主，于Ⅰ₃⁶和于Ⅰ₃⁵小層沉積時(shí)期水體能量最強(qiáng)，全區(qū)以水下分流河道微相為主，河道寬度大，分布穩(wěn)定;于Ⅰ₂⁴小層沉積時(shí)期試驗(yàn)區(qū)東部水體能量較弱，主要發(fā)育前緣薄層砂和分流間灣微相;于Ⅰ₁¹沉積時(shí)期試驗(yàn)區(qū)中部發(fā)育前緣薄層砂微相。

儲(chǔ)層特征：火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)于Ⅰ油層組儲(chǔ)層砂體發(fā)育，砂巖厚度一般20.0～50.0m，平均38.5m，小層平均厚度為7.1m，縱向上于Ⅰ₃⁵和于Ⅰ₃⁶小層砂體最為發(fā)育，分別為10.0m和9.4m，且砂體平面分布穩(wěn)定，儲(chǔ)層連續(xù)性較好，測井解釋孔隙度為25.8%，滲透率為1896mD，屬于高孔高滲儲(chǔ)層，縱向上各小層儲(chǔ)層物性差異較小，非均質(zhì)性相對錦91塊其它區(qū)域較弱，有利于火驅(qū)試驗(yàn)的開展。

1.2開發(fā)歷程及開發(fā)現(xiàn)狀

試驗(yàn)區(qū)于1985年12月投入蒸汽吞吐開發(fā)，1998年產(chǎn)量達(dá)到高峰，日產(chǎn)油172t/d，年采油速度達(dá)到5%，之后產(chǎn)量開始逐年下降，2010年采油速度僅為0.5%，進(jìn)入到低產(chǎn)低效開發(fā)階段。

截止2015年8月，試驗(yàn)區(qū)共有生產(chǎn)井27口，開井18口，日產(chǎn)液258t/d，日產(chǎn)油15t/d，含水94.2%，于Ⅰ組累積產(chǎn)油49.8×10⁴t，累積產(chǎn)水221.8×10⁴m³，累注汽87.1×10⁴m³，平均單井吞吐18.9輪，累積油汽比0.57，累積回采水率254.6%，采油速度0.44%，采出程度為39.1%。

2.火驅(qū)油藏工程優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1設(shè)計(jì)原則

依據(jù)兩個(gè)火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)開發(fā)特征分別開展設(shè)計(jì);依托室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果和其它火燒區(qū)塊類比開展設(shè)計(jì);盡可能利用現(xiàn)有井網(wǎng)及注采配套設(shè)施，減少投資，降低經(jīng)濟(jì)風(fēng)險(xiǎn)。

2.2火驅(qū)方式

火驅(qū)主要有干式正向火驅(qū)和濕式正向火驅(qū)兩種方式，干式正向火驅(qū)操作簡單，但熱量利用率低;濕式正向火驅(qū)操作復(fù)雜，但熱量利用率高。考慮到兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)均存在一定程度的水淹，利用干式火驅(qū)就能夠達(dá)到濕式火驅(qū)相同的效果，因此此次試驗(yàn)均采用干式正向火驅(qū)。

2.3火驅(qū)層段

杜66塊火驅(qū)研究結(jié)果表明，油層厚度在6～18m之間可以單獨(dú)作為一套層系開發(fā)。錦91塊于I組兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)火驅(qū)試驗(yàn)?zāi)康膶臃謩e為于I₁¹～于I₂⁴小層及于I₃⁵～于I₃⁶小層，油層分別為18.7m及12.8m，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量分別為19.1×10⁴t和18.1×10⁴t，儲(chǔ)層連通系數(shù)大于0.8。兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)均能滿足火驅(qū)開發(fā)需求。

2.4井網(wǎng)井距

錦91塊于I組為一單斜構(gòu)造，平均地層傾角7.5°，適合從高部位開展線性火驅(qū)，可充分發(fā)揮重力作用，并避免油井二次過火?？紤]到于I組原油粘度較大，為有效拉動(dòng)火線，初期設(shè)計(jì)為反九點(diǎn)面積井網(wǎng)，待火線初步形成后，將邊井轉(zhuǎn)為注氣井，從而形成線性火驅(qū)井網(wǎng)。目前試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)形式為83m井距正方形井網(wǎng)，且相對完善，可滿足面積火驅(qū)轉(zhuǎn)為線性火驅(qū)的設(shè)計(jì)需求，并且采用現(xiàn)井網(wǎng)井距可有效減少試驗(yàn)先期投入。因此兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)均采用初期反九點(diǎn)面積井網(wǎng)，后期轉(zhuǎn)線性火驅(qū)井網(wǎng)。

2.5火驅(qū)操作參數(shù)設(shè)計(jì)

兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)水淹狀況存在差異，基于室內(nèi)物理模擬研究成果，需要考慮地層存水量對火驅(qū)效果的影響，因此對兩個(gè)試驗(yàn)區(qū)的火驅(qū)操作參數(shù)分別設(shè)計(jì)。

3.試驗(yàn)部署及指標(biāo)預(yù)測

3.1部署原則

按83m反九點(diǎn)面積火驅(qū)井網(wǎng)進(jìn)行部署;火驅(qū)注氣井全部采用新井;火驅(qū)井網(wǎng)不完善的區(qū)域，部署新井完善井網(wǎng);部署配套監(jiān)測系統(tǒng)。

3.2部署結(jié)果

本次試驗(yàn)部署4個(gè)火驅(qū)井組，新部署4口注氣井和1口生產(chǎn)井。東部兩個(gè)井組開展于I₁¹～于I₂⁴小層火驅(qū)試驗(yàn)，井組號分別為錦45-012-更223、錦45-12-更22，地質(zhì)儲(chǔ)量33.93×10⁴t;西部兩個(gè)井組開展于Ⅰ₃⁵～于Ⅰ₃⁶小層火驅(qū)試驗(yàn)，井組號分別為錦45-14-更22、錦45-13-更22，地質(zhì)儲(chǔ)量26.86×10⁴t。

3.3開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

試驗(yàn)區(qū)東部2個(gè)弱水淹火驅(qū)試驗(yàn)井組，預(yù)測火驅(qū)開發(fā)9年，火驅(qū)階段累積產(chǎn)油4.79×10⁴t，累積注氣1.2×10⁸m³，累積空氣油比2510m³/t，階段采出程度14.1%，采收率57.8%。試驗(yàn)區(qū)西部2個(gè)強(qiáng)水淹火驅(qū)試驗(yàn)井組，預(yù)測火驅(qū)開發(fā)10年，火驅(qū)階段累積產(chǎn)油6.53×10⁴t，累積注氣1.42×10⁸m³，累積空氣油比2166m³/t，階段采出程度24.3%，采收率56.8%。

3.4監(jiān)測系統(tǒng)部署

利用現(xiàn)有火驅(qū)井網(wǎng)部署7口觀察井（全部利用井組內(nèi)部老井），同時(shí)選取6口生產(chǎn)井作為重點(diǎn)監(jiān)測井，注氣井更新井錦45-12-更22井兼顧取心，觀察井及重點(diǎn)監(jiān)測井需進(jìn)行溫壓同測。試驗(yàn)區(qū)內(nèi)全部注氣井和20～30%的油井監(jiān)測溫度、壓力、含油飽和度等資料，試驗(yàn)區(qū)所有一線、二線油井每日計(jì)量產(chǎn)油量、產(chǎn)液量、產(chǎn)氣量，二線井試驗(yàn)初期可適當(dāng)減少測試頻率。

4.實(shí)施要求

4.1實(shí)施要求

（1）鉆完井、舉升工藝、地面工程要按照油藏工程設(shè)計(jì)參數(shù)和火驅(qū)工藝要求設(shè)計(jì)及實(shí)施;

（2）按照配注要求連續(xù)注氣;

（3）根據(jù)取心井分析化驗(yàn)結(jié)果，確定火驅(qū)注氣井射孔層段;

（4）按照取資料要求加強(qiáng)動(dòng)態(tài)監(jiān)測，依據(jù)變化及時(shí)分析調(diào)整;

（5）嚴(yán)格按照方案設(shè)計(jì)要求，把握時(shí)機(jī)，按次序分步實(shí)施;

（6）對火驅(qū)過程不見效油井應(yīng)適當(dāng)采取吞吐引效措施，牽引火線。

4.2風(fēng)險(xiǎn)性及應(yīng)對措施

（1）火驅(qū)試驗(yàn)過程中，可能存在強(qiáng)水淹層無法成功點(diǎn)火的風(fēng)險(xiǎn)，需根據(jù)油層發(fā)育及水淹狀況，重新優(yōu)選點(diǎn)火層段;

（2）火驅(qū)過程中易發(fā)生低溫氧化帶、乳化帶、負(fù)溫度梯度帶，會(huì)嚴(yán)重影響火驅(qū)效果，應(yīng)對火驅(qū)加強(qiáng)監(jiān)測，并開展低溫氧化燃燒的對策研究;

（3）油井見效后井底溫度升高，油井容易損壞，應(yīng)提前采取針對性措施加以預(yù)防;

（4）燃燒前緣達(dá)到生產(chǎn)井時(shí)若發(fā)生氣竄，可能會(huì)帶來井筒著火或爆炸風(fēng)險(xiǎn)，應(yīng)及時(shí)采取措施;

（5）火驅(qū)開發(fā)過程中會(huì)產(chǎn)生SO₂、H₂S、CO等有毒氣體，對油管、套管、井筒舉升工具及地面設(shè)施均有腐蝕作用，轉(zhuǎn)火驅(qū)前應(yīng)對油管、套管及設(shè)施進(jìn)行防腐處理;有毒氣體放入大氣中會(huì)形成環(huán)境污染，對此地面工程應(yīng)采取應(yīng)對措施。

參考文獻(xiàn)：

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[2]張銳，等.《熱力采油提高采收率技術(shù)》，石油工業(yè)出版社，2006年，78-83.

作者簡介：

張威（1976-），男，2015年中國石油大學(xué)（華東）畢業(yè)，工程師，長期從事稠油熱采開發(fā)工作。電子郵箱：zhangwei19761209@126.com