超稠油油藏小井距蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)

何萬(wàn)軍，鮑海娟，馬 鴻，楊 柳

(中油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

引 言

新疆油田超稠油老區(qū)已進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，處于蒸汽吞吐生產(chǎn)高輪次、高含水、低采油速度生產(chǎn)階段，改善開(kāi)發(fā)效果難度大，急需超稠油蒸汽吞吐后期有效接替開(kāi)發(fā)方式。新疆油田于1992年在九1—九6區(qū)開(kāi)展了不同井距蒸汽驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用，目前已連續(xù)汽驅(qū)生產(chǎn)22 a，整體區(qū)塊采收率達(dá)到40%以上，已經(jīng)形成配套的淺層普通稠油、特稠油蒸汽驅(qū)技術(shù)。河南油田、遼河油田和勝利油田先后開(kāi)展過(guò)超稠油蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，但均未得到大規(guī)模應(yīng)用。新疆油田重32井區(qū)齊古組油藏埋深淺，油層溫度僅為14℃，原油黏度高，試驗(yàn)難度更大。因此，需要詳細(xì)論證超稠油蒸汽驅(qū)合理井網(wǎng)井距，優(yōu)選合適轉(zhuǎn)汽驅(qū)時(shí)機(jī)、蒸汽驅(qū)方式以及注采參數(shù)等，指導(dǎo)重32井區(qū)蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。

1 試驗(yàn)區(qū)基本情況

試驗(yàn)區(qū)位于重32井區(qū)東北部，9個(gè)試驗(yàn)井組共計(jì)45口井，其中采油井36口，注汽井9口。試驗(yàn)區(qū)構(gòu)造形態(tài)與區(qū)域構(gòu)造形態(tài)一致，為一向東南緩傾的單斜，地層傾角約為3～9°。目的層J3q3層底部埋深為203～261 m，平均為238 m。油層厚度為7.6～14.0 m，平均為 9.7 m。油層孔隙度為23.5% ～33.0%，平均為29.96%。油層滲透率為145×10－3～4800×10－3μm2，平均為1331×10－3μm2。原始含油飽和度為65.0% ～76.4%，平均為71.8%。地面脫氣原油密度為0.956 g/cm3，油層溫度條件下，原油黏度為45×104～60×104mPa·s。

試驗(yàn)區(qū)蒸汽吞吐生產(chǎn)開(kāi)始于2006年12月，已進(jìn)行蒸汽吞吐11～12周期。截至2011年8月底，累計(jì)注汽為42.28×104t，累計(jì)產(chǎn)油為7.61×104t，累計(jì)油汽比為0.18，綜合含水率為78.1%，采注比為0.82，采出程度為33.5%。經(jīng)過(guò)4 a多的蒸汽吞吐開(kāi)采，日產(chǎn)油量由75 t/d下降至25 t/d，含水由生產(chǎn)初期的56.3%上升至91.1%，蒸汽吞吐末期瞬時(shí)油汽比小于0.06，處于無(wú)效開(kāi)發(fā)階段。

2 蒸汽驅(qū)優(yōu)化研究

2.1 高溫驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

為評(píng)價(jià)蒸汽驅(qū)驅(qū)替效率[1－3]，選取重32井區(qū)典型巖心及原油樣品，開(kāi)展了熱水驅(qū)驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)和蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果(表1)表明，隨著溫度升高，熱水驅(qū)驅(qū)油效率有較大幅度的提高，當(dāng)熱水驅(qū)溫度由120℃提高至200℃時(shí)，驅(qū)油效率由45.4%提高至56.2%，驅(qū)替溫度在200℃時(shí)，蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率比熱水驅(qū)提高12.6個(gè)百分點(diǎn)。分析認(rèn)為蒸汽驅(qū)對(duì)儲(chǔ)層的潤(rùn)濕性具有明顯的改善作用[4]，儲(chǔ)層潤(rùn)濕性向親水性發(fā)展，有利于原油的滲流。同時(shí)，稠油黏度對(duì)溫度影響極為敏感，溫度升高后，稠油黏度呈指數(shù)遞減，油水黏度比大幅下降，稠油的流動(dòng)能力明顯改善，從而導(dǎo)致蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率較高。

表1 風(fēng)城油田重32井區(qū)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.2 井網(wǎng)井距

數(shù)值模擬結(jié)果表明，反九點(diǎn)井網(wǎng)最終采收率為53.7%，反五點(diǎn)井網(wǎng)最終采收率為42.3%。主要原因在于反九點(diǎn)井網(wǎng)采注井?dāng)?shù)比高，在單井排液量相同的條件下，反九點(diǎn)井網(wǎng)單井注汽速度較大，到達(dá)井底的蒸汽干度較高，總體熱能利用效率和生產(chǎn)效果較好。

利用竇宏恩模型[5]計(jì)算，重32井區(qū)50℃原油黏度為10000 mPa·s時(shí)，蒸汽吞吐7～15輪次加熱半徑為28.7～34.3 m，對(duì)應(yīng)的最大有效井距為57.4 ～68.4 m。當(dāng)井距為 45、50、55、60、70 m 時(shí)，采收率分別為 55.0%、53.7%、50.1%、44.5%、40.5%，累計(jì)油汽比分別為 0.19、0.18、0.16、0.15、0.13。隨著井距增加，采收率、累計(jì)油汽比逐漸變小。井距過(guò)大時(shí)，蒸汽吞吐后井間連通較困難，井距過(guò)小時(shí)，容易發(fā)生汽竄。綜合考慮蒸汽吞吐加熱半徑和最終采收率，優(yōu)選井距為50 m×70 m反九點(diǎn)井網(wǎng)。

2.3 剩余油飽和度

由于井間動(dòng)用程度的差異，剩余油飽和度在平面上分布不均勻，井筒附近20 m處動(dòng)用程度較高，剩余油飽和度為20% ～40%，井間動(dòng)用程度較低，剩余油飽和度為50%～72%。由于蒸汽超覆作用影響，縱向上油層中、上部動(dòng)用程度較高，而油層下部動(dòng)用程度較小，含油飽和度下降幅度略小。主力油層第2～5層剩余油飽和度為48.0%，較原始含油飽和度降低了44.0個(gè)百分點(diǎn)，第6～9層目前剩余油飽和度為51.0%，較原始含油飽和度下降了27.1個(gè)百分點(diǎn)，第10～13層剩余油飽和度為50.2%，較原始含油飽和度下降了19.0個(gè)百分點(diǎn)。

蒸汽吞吐剩余油飽和度(轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)時(shí)起始含油飽和度)越高，蒸汽驅(qū)階段采收率越高;反之則越低[6]。50℃脫氣原油黏度10000 mPa·s的條件下，分別模擬油層有效厚度為4、6、8、10 m，剩余油飽和度為40%、45%、50%、55%時(shí)，蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的生產(chǎn)情況。模擬結(jié)果表明，隨有效厚度、剩余油飽和度增加，產(chǎn)油量、油汽比增加。

2.4 熱連通程度

大量特稠油、超稠油蒸汽驅(qū)研究[7－9]和現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際生產(chǎn)結(jié)果表明，井與井之間的熱連通程度對(duì)于提高蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)效果至關(guān)重要。

模擬結(jié)果顯示，蒸汽吞吐7～8輪次后，井組完善區(qū)域，井間基本連通，溫度場(chǎng)已經(jīng)滿足轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的要求，采出程度為22.3%。2011年8月試驗(yàn)區(qū)實(shí)際轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)生產(chǎn)時(shí)，已蒸汽吞吐13～15輪次，采出程度已達(dá)到33.5%，大部分井的油層中上部溫度超過(guò)80℃，試驗(yàn)區(qū)局部出現(xiàn)井間竄通狀況(圖1)，為后期蒸汽驅(qū)生產(chǎn)帶來(lái)不利影響。

2.5 蒸汽驅(qū)方式

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和室內(nèi)研究結(jié)果表明，間歇汽驅(qū)方式[10－12]可以提高蒸汽波及系數(shù)，推進(jìn)較為均勻，進(jìn)一步改善汽驅(qū)油汽比，有效提高開(kāi)發(fā)效果，試驗(yàn)區(qū)J3q3層以連續(xù)汽驅(qū)300 d轉(zhuǎn)間歇汽驅(qū)效果較好。為確定間歇汽驅(qū)的最佳方式，分別以注90 d停30 d、注90 d停60 d、注90 d停90 d生產(chǎn)，得到最終采收率為49.4%、44.6%和41.5%，證明間歇汽驅(qū)間歇時(shí)間以注90 d停30 d方式為宜。

2.6 蒸汽干度

模擬對(duì)比了井底干度分別為20%、30%、40%、50%、60%、70%及80%時(shí)的蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。隨著井底蒸汽干度增加，開(kāi)發(fā)效果逐漸變好，當(dāng)井底蒸汽干度大于40%時(shí)，采出程度和累計(jì)油汽比的增量逐漸減少，井底蒸汽干度以40% ～50%較為合適。

圖1 試驗(yàn)區(qū)J3q3層蒸汽吞吐溫度場(chǎng)

2.7 原油黏度

重32井區(qū)50℃脫氣原油黏度的分布范圍為5000～20000 mPa·s，分別模擬對(duì)比了50℃脫氣原油黏度分別為 5000、10000、15000、20000 mPa·s時(shí)的開(kāi)發(fā)效果。結(jié)果表明，當(dāng)原油黏度大于14000 mPa·s以后，蒸汽驅(qū)效果顯著變差，最終采收率小于32%。因此，蒸汽驅(qū)應(yīng)選擇原油黏度小于14000 mPa·s的區(qū)域。

3 蒸汽驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

圖2 重32井區(qū)蒸汽驅(qū)生產(chǎn)階段劃分

2011年8月底，重32井區(qū)小井距蒸汽驅(qū)9個(gè)試驗(yàn)井組由蒸汽吞吐生產(chǎn)轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)生產(chǎn)，蒸汽驅(qū)階段按照生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征可以劃分為啟動(dòng)階段、穩(wěn)定汽驅(qū)階段和突破汽驅(qū)階段等3個(gè)階段(圖2):①啟動(dòng)階段，油層大量吸汽，地層能量開(kāi)始恢復(fù)，產(chǎn)液量大幅度增加，注汽井注汽壓力由2.4 MPa上升至3.4 MPa，采油井產(chǎn)液溫度由70℃上升至90℃;②穩(wěn)定汽驅(qū)階段，隨著地層能量的日益增加，地層吸汽趨于平衡，日注汽量和日產(chǎn)液量趨于平穩(wěn)，產(chǎn)油量和油汽比逐步上升，隨著蒸汽驅(qū)替作用增強(qiáng)，采油井產(chǎn)液溫度由90℃上升至95℃;③突破汽驅(qū)階段，采油井產(chǎn)出液溫度繼續(xù)上升，平均產(chǎn)液溫度達(dá)到98℃，部分采油井產(chǎn)液溫度超過(guò)100℃，并有蒸汽從生產(chǎn)井產(chǎn)出，部分采油井無(wú)法正常生產(chǎn)。2013年5月試驗(yàn)區(qū)轉(zhuǎn)入間歇汽驅(qū)生產(chǎn)，間歇汽驅(qū)階段采油井產(chǎn)液溫度、井口壓力下降，自噴井由17口降至7口，汽竄井減少，日產(chǎn)油量由29 t/d上升至51 t/d，階段油汽比達(dá)到0.143，經(jīng)濟(jì)效益顯著提高。

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明:蒸汽驅(qū)過(guò)程中存在一個(gè)壓力和溫度傳遞見(jiàn)效時(shí)間段(即啟動(dòng)階段)，在穩(wěn)定汽驅(qū)階段含水率有所下降，為原油集中采出時(shí)段，隨著蒸汽大量注入，容易沖刷形成高滲透通道，注入的蒸汽直接竄流至采油井，導(dǎo)致蒸汽無(wú)效循環(huán)，無(wú)法形成有效驅(qū)替效果。間歇汽驅(qū)可以延長(zhǎng)注入蒸汽在油藏中的停留時(shí)間，熱量擴(kuò)散更加均勻，在停注階段，由于毛細(xì)管力的滲吸原理及油、水之間的密度差，實(shí)現(xiàn)了油藏中油、水重新分布。另外，間歇汽驅(qū)過(guò)程中注汽與停注周而復(fù)始，不穩(wěn)定壓力變化促使高滲透層與低滲透層之間產(chǎn)生熱流體交換，從而擴(kuò)大了蒸汽的波及體積，復(fù)注后，可提高驅(qū)替效率，改善蒸汽驅(qū)的開(kāi)發(fā)效果。

4 結(jié)論與建議

(1)蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率明顯高于熱水驅(qū)，200℃蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率達(dá)到68.8%，殘余油飽和度為21.0%，200℃熱水驅(qū)的驅(qū)油效率為56.2%，殘余油飽和度為29.5%。

(2)直井超稠油蒸汽驅(qū)過(guò)程中反九點(diǎn)井網(wǎng)具有較大的優(yōu)勢(shì)，蒸汽驅(qū)井距篩選主要考慮不同原油黏度下蒸汽吞吐末期加熱半徑和最終采收率。

(3)重32小井距試驗(yàn)區(qū)J3q3層蒸汽吞吐8個(gè)周期左右，油層可以形成有效熱連通。蒸汽吞吐階段采出程度過(guò)高時(shí)，井間容易形成蒸汽竄流通道，對(duì)后期蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)不利。

(4)為達(dá)到較好的開(kāi)發(fā)效果，要求蒸汽吞吐末期剩余油飽和度較高，剩余油飽和度越高，蒸汽驅(qū)階段采出程度越高;反之則越低。

(5)數(shù)值模擬與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)均表明，間歇汽驅(qū)可以有效控制井間汽竄，改善蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，提高經(jīng)濟(jì)效益。

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