杜84塊中深層薄互層超稠油蒸汽驅(qū)實(shí)施研究

張孝燕.

(中油遼河油田公司，遼寧盤錦 124010)

曙一區(qū)杜84塊超稠油1997年投入開發(fā)，歷經(jīng)直井試采、上產(chǎn)階段后，2003年起規(guī)模實(shí)施水平井技術(shù)，推廣組合式注汽，實(shí)現(xiàn)研究區(qū)域年產(chǎn)油40×104t以上穩(wěn)產(chǎn)。2019年通過SAGD開發(fā)方式轉(zhuǎn)換技術(shù)的規(guī)模實(shí)施，研究區(qū)域年產(chǎn)油60×104t，達(dá)到歷史高峰，其中吞吐開發(fā)方式年產(chǎn)油占總產(chǎn)量的20.3%。蒸汽吞吐開發(fā)方式首先采用直井蒸汽吞吐開發(fā)，隨后實(shí)施水平井井間挖潛，SAGD規(guī)模實(shí)施后，吞吐規(guī)模逐漸縮小，目前平均吞吐輪次10輪，進(jìn)入蒸汽吞吐開發(fā)后期。為了延緩?fù)掏吕暇漠a(chǎn)量遞減，提高采收率，找到適合杜84塊研究區(qū)域超稠油吞吐的挖潛措施，2019年在杜84塊南部實(shí)施了蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，取得了初步效果，成為研究區(qū)域第一批蒸汽驅(qū)井組，為區(qū)塊其他井組轉(zhuǎn)驅(qū)提供了依據(jù)。

1 開發(fā)概況及存在問題

1.1 開發(fā)概況

曙一區(qū)杜84塊興隆臺(tái)油層，構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡歡曙上臺(tái)階中段[1]，研究區(qū)域探明含油面積0.75 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量1 240×104t，油藏埋深660～800 m，平均有效厚度80 m，儲(chǔ)層物性較好，具有密度高、黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)高、含蠟量低的特點(diǎn)[2]，原油黏度對(duì)溫度表現(xiàn)為極度敏感性，為高孔高滲中厚層、厚層塊狀邊底水超稠油油藏[3]。

研究區(qū)域1997年采用直井蒸汽吞吐開發(fā)，2004年實(shí)施水平井井間挖潛，吞吐產(chǎn)量達(dá)到高峰產(chǎn)油，突破45×104t。為延緩遞減，達(dá)到產(chǎn)量規(guī)模，2005年實(shí)施SAGD開發(fā)方式轉(zhuǎn)換試驗(yàn)，2009年由于SAGD規(guī)模實(shí)施，吞吐規(guī)模逐漸縮小，目前平均吞吐輪次10輪，進(jìn)入蒸汽吞吐開發(fā)后期。雖然SAGD產(chǎn)量穩(wěn)定，且占研究區(qū)域79.7%，但是保持產(chǎn)量規(guī)模還需延緩?fù)掏庐a(chǎn)量遞減，杜84塊吞吐開發(fā)后期方式轉(zhuǎn)換迫在眉睫。因此，2019年在杜84塊南部選取四個(gè)井組進(jìn)行蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，以提高區(qū)塊采收率。

1.2 存在問題

1.2.1 研究區(qū)域含水高，產(chǎn)油量低，油汽比降低

研究區(qū)域共有油井31口，多為2002—2005年直井，井距為70 m×70 m。為解決井間汽竄嚴(yán)重的問題，改善生產(chǎn)效果，該區(qū)域建立了組合式注汽試驗(yàn)井組并取得了成功。試驗(yàn)井組周期油汽比最高達(dá)到0.66，并在相鄰井組推廣組合式注汽，形成了研究區(qū)塊效果最好、規(guī)模較大的組合式注汽直井井組。經(jīng)過17年的蒸汽吞吐開發(fā)，該區(qū)域經(jīng)歷了井間汽竄嚴(yán)重階段、組合式注汽階段、多元化措施輔助階段[4]，隨著吞吐輪次的增高，研究區(qū)塊超稠油進(jìn)入吞吐開發(fā)后期，周期呈現(xiàn)排水期長、產(chǎn)量高峰期延遲[5]、日產(chǎn)油遞減趨勢加快、周期生產(chǎn)時(shí)間延長、廢棄產(chǎn)量增長的特點(diǎn)(圖1)，研究區(qū)域年產(chǎn)油量由歷史高峰期的5.12×104t降到2018年的1.53×104t，最低年產(chǎn)油1.09×104t(圖2)。由于井組規(guī)模較大，井?dāng)?shù)過多，同注同采時(shí)間較長，地下存水較多，大部分直井日含水升高，在90%～100%之間。由于含水過高，開井率降低。截至目前，經(jīng)過17年的開發(fā)生產(chǎn)，31口直井累計(jì)注氣86×104t，累計(jì)產(chǎn)油30×104t，油汽比0.35，與高峰期相比，油汽比大大降低。

圖1 超稠油周期生產(chǎn)曲線Fig.1 Periodic production curves of super heavy oil

圖2 研究區(qū)域年產(chǎn)油曲線Fig.2 Annual oil production curve of the study area

1.2.2 研究區(qū)域處于低效吞吐階段

研究區(qū)域目前采出程度為56%，采出程度高，生產(chǎn)效果日益變差。為改善吞吐后期生產(chǎn)效果，在該區(qū)域?qū)嵤┝私M合式注汽并輔助二氧化碳措施[6]，操作成本較高，平均單井日產(chǎn)油僅3.1 t/d，操作成本超過700元/t，處于低效吞吐階段。

1.2.3 研究區(qū)域縱向隔夾層發(fā)育，油層厚度較薄，井間剩余油不能有效動(dòng)用

杜84塊南部發(fā)育興隆臺(tái)油層Ⅱ、Ⅲ組，且下部油層發(fā)育底水，與底水間無夾層發(fā)育，因此動(dòng)用油層有限，大部分直井僅射開興隆臺(tái)油層Ⅱ組。興隆臺(tái)油層Ⅱ組縱向上油層不連續(xù)，小層較多且薄，中間發(fā)育隔夾層(圖3)，夾層厚度不一。油層條件造成了油層縱向動(dòng)用不均[7]，井間存在剩余油，難以有效動(dòng)用。

圖3 杜84塊興隆臺(tái)油層Ⅱ組剖面圖Fig.3 Reservoir profile of formation Ⅱ of X reservoir in block D

2 蒸汽驅(qū)實(shí)施研究

2.1 蒸汽驅(qū)基本原理

超稠油開發(fā)后期，采出程度高，地下存水多，井間剩余油很難采出[8]。蒸汽驅(qū)開發(fā)主要是向油層中連續(xù)注入高干度蒸汽，使原油的黏度不斷降低，具有流動(dòng)性，再將原油開采出來的生產(chǎn)方式。蒸汽驅(qū)開發(fā)是超稠油開發(fā)后期的必然接替方式之一，能有效提高原油采收率20%～30%[9]。

2.2 蒸汽驅(qū)生產(chǎn)井篩選

根據(jù)蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)[10](表1)，蒸汽驅(qū)技術(shù)對(duì)油層厚度的要求相對(duì)較低，油層厚度根據(jù)Ⅰ～Ⅲ類蒸汽驅(qū)條件，在7～60 m之間，單層厚度≥1～5 m，埋深為中深層、深層適宜，這為多類型的薄層稠油油藏吞吐開發(fā)后期提供了方向。研究區(qū)域位于杜84塊南部，含油面積為0.12 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為54.5×104t，目的層為興Ⅱ組，埋深為700～780 m，油層厚度平均為17 m，雖然呈薄互層發(fā)育，但小層厚度大于3 m，基本參數(shù)比較符合蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)(表1)。區(qū)塊經(jīng)過蒸汽吞吐開采后，采出程度雖然很高，但仍有大量的剩余油存在，井間平均剩余油飽和度基本在50%～60%之間；經(jīng)過多輪蒸汽吞吐，井下溫場形成(圖4)，井間連通情況較好[11]，原油已具有一定的流動(dòng)能力[12]，地層壓力已降到3～4 MPa，適宜轉(zhuǎn)驅(qū)。

表1 蒸汽驅(qū)技術(shù)油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Criteria for reservoir selection of steam drive technology

2.3 生產(chǎn)井網(wǎng)布置

研究區(qū)域有井31口，其中注汽井有4口，生產(chǎn)井有27口，呈70 m×70 m井距井網(wǎng)，借鑒其他區(qū)塊的成功經(jīng)驗(yàn)，根據(jù)產(chǎn)液情況，設(shè)計(jì)了4個(gè)反九點(diǎn)井組[13](圖5)。注汽井和生產(chǎn)井開采層系對(duì)應(yīng)，組成完善封閉的生產(chǎn)井網(wǎng)，井間熱連通程度較好，為提高蒸汽的注入速度和蒸汽干度創(chuàng)造了有利條件，有利于蒸汽腔的擴(kuò)展和注入蒸汽充分波及井間死油區(qū)[14]。確定合適的井網(wǎng)及井距，保證采注比在1.0～1.2之間。

圖4 研究區(qū)域油井井溫情況Fig.4 Well temperature in the study area

圖5 研究區(qū)域蒸汽驅(qū)井網(wǎng)圖Fig.5 Profile of steam drive injection production well

2.4 蒸汽驅(qū)注汽參數(shù)優(yōu)化

2.4.1 注汽基本條件

經(jīng)驗(yàn)和研究表明，蒸汽驅(qū)必須保證注入油層的為高熱焓的蒸汽[15]。油層越深，井筒熱損失越大，井底蒸汽質(zhì)量難以保證，而且舉升也困難，因此成功的蒸汽驅(qū)必須同時(shí)滿足四個(gè)條件[16](圖6)：①體積注汽速率≥1.6 t/(d·m·ha)；②瞬時(shí)采注比≥1.2；③井底蒸汽干度>40%；④轉(zhuǎn)驅(qū)油藏壓力<5 MPa。

圖6 各項(xiàng)注汽參數(shù)與蒸汽驅(qū)采收率關(guān)系示意圖Fig.6 Diagram of relationship between various steam injection parameters and steam drive recovery rate

2.4.2 注汽速度調(diào)整

蒸汽驅(qū)的生產(chǎn)方式?jīng)Q定了注汽井需要有連續(xù)注入高干度蒸汽的能力，并且具有良好的井筒隔熱能力[17]。以往的經(jīng)驗(yàn)顯示，蒸汽干度會(huì)隨注汽速度提高而提升，階段采出程度、凈產(chǎn)油會(huì)隨注汽速度提高而提高，熱能利用較好，熱損失較小。當(dāng)注汽速度超越某一界限時(shí)，采出程度和凈產(chǎn)油則會(huì)呈下降趨勢(圖7)，注汽速度越高，見效越快，但蒸汽突破早，蒸汽驅(qū)結(jié)束早，汽驅(qū)效果變差。

圖7 注汽速度與產(chǎn)油、采出程度關(guān)系圖Fig.7 Relationship between steam injection speed and oil production and recovery

2016年研究區(qū)域開始實(shí)施蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，由于注汽鍋爐受限，采用大排量鍋爐低干度注汽，注汽排量過大，單井日注在240～280 t/d之間，排量無法控低，導(dǎo)致試驗(yàn)井組汽竄嚴(yán)重，含水上升，試驗(yàn)項(xiàng)目以失敗告終。2019年，研究區(qū)域已滿足注汽井條件，重新開啟蒸汽驅(qū)試驗(yàn)。

杜84塊注汽速度要求：初期單井排量為4 t/h，井組日注384～400 t/d，受效后根據(jù)生產(chǎn)情況進(jìn)行調(diào)整。

2.4.3 注汽干度要求

蒸汽驅(qū)開發(fā)的條件沒有SAGD嚴(yán)苛，研究資料顯示，對(duì)于小層厚度薄、油層較碎、不連續(xù)的薄互層狀油藏，可采用蒸汽驅(qū)開發(fā)，向井內(nèi)不斷連續(xù)注入高干度蒸汽，蒸汽干度的不斷提高能有效提升蒸汽攜帶的熱量，有效加熱油層，達(dá)到驅(qū)油目的[18]。蒸汽干度增加，階段采出程度和凈產(chǎn)油增加，當(dāng)蒸汽干度超過50%以后，采出程度和凈產(chǎn)油遞增幅度減緩(圖8)。

圖8 注汽干度與產(chǎn)油、采出程度關(guān)系圖Fig.8 Relationship between steam injection dryness and oil production and recovery

杜84塊干度要求：鍋爐出口蒸汽干度大于75%，井底蒸汽干度不低于50%。

2.4.4 控制合理采注比

根據(jù)蒸汽驅(qū)歷史經(jīng)驗(yàn)得出，采注比上升到1.2時(shí)，凈產(chǎn)油和采出程度上升幅度最大，采注比越高，越呈現(xiàn)出下降趨勢(圖9)。采注比低，不易形成蒸汽腔；采注比過高，見效快，汽竄快，保證油層低壓狀態(tài)，采出高于注入，合理采注比為1.1～1.2[18]。

圖9 采注比與產(chǎn)油、采出程度關(guān)系圖Fig.9 Relationship between production injection ratio, oil production and recovery degree

3 效果分析

2019年6月，四個(gè)井組相繼轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)生產(chǎn)，目前日注汽為384 t，嚴(yán)格按照日注設(shè)計(jì)實(shí)施，注汽排量≤4 t/h，最高不超過4.5 t/h，否則容易汽竄；日產(chǎn)液量為410 t，平均單井日產(chǎn)液量為20～35 t，液量超過設(shè)定值有汽竄現(xiàn)象發(fā)生；日產(chǎn)油量為60 t，含水為85%，含水高于95%有可能汽竄，需嚴(yán)格控制生產(chǎn)參數(shù)；瞬時(shí)油汽比為0.156，采注比為1.1，控制采注比在1.2以下，以防汽竄發(fā)生。目前各項(xiàng)瞬時(shí)指標(biāo)基本達(dá)到了方案要求(表2)，蒸汽驅(qū)效果初見成效。

表2 瞬時(shí)指標(biāo)與方案設(shè)計(jì)對(duì)比Table 2 Comparison between instantaneous index and scheme design

3.1 試驗(yàn)區(qū)實(shí)施時(shí)間短，受效快，受效比例高

總井?dāng)?shù)為31口，其中注汽井4口、生產(chǎn)井27口，目前動(dòng)用24口，受效井19口，受效比例為70%[19]。目前試驗(yàn)區(qū)效果正朝好的方向發(fā)展。蒸汽驅(qū)試驗(yàn)后，試驗(yàn)區(qū)各項(xiàng)生產(chǎn)參數(shù)得到顯著升高(圖10)，井組日產(chǎn)液量提高了215 t，日產(chǎn)油量提高了12 t，單井平均溫度由實(shí)施前的75 ℃上升到83 ℃。

圖10 研究區(qū)蒸汽驅(qū)井組轉(zhuǎn)驅(qū)前后日產(chǎn)曲線Fig.10 Daily production curves of steam drive well group before and after driving in the study area

3.2 開井率升高，年產(chǎn)油增加

研究區(qū)域開展蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，促進(jìn)了開井率的升高(圖11)，由去年的64%上升到80%，提高了16%。若井網(wǎng)完善，有利于井間剩余油更好采出[20]，開井率更高，這也促進(jìn)了2020年的工作方向。超稠油開發(fā)后期，低效吞吐的矛盾一直待解決，單井日產(chǎn)逐年降低是不可避免的問題，蒸汽驅(qū)有效地解決了這一問題，2019年單井年平均日產(chǎn)量為4.7 t/d，與去年相比提高1 t/d(圖12)，試驗(yàn)區(qū)年產(chǎn)油量為1.67×104t，與去年相比增加1 413 t。

圖11 研究區(qū)域開井率情況Fig.11 Well opening rate in the study area

圖12 研究區(qū)域單井年平均日產(chǎn)量對(duì)比Fig.12 Comparison of annual average daily production of single well in the study area

4 結(jié)論

(1)中深層薄互層超稠油油藏適宜開展蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，能有效提高油藏采收率。

(2)注汽干度及注汽速度可控至關(guān)重要，是蒸汽驅(qū)建立的最基本的條件。

(3)對(duì)于薄互層油藏來說，注汽井與生產(chǎn)井小層層析對(duì)應(yīng)較重要，直接影響后期生產(chǎn)井是否受效。

(4)蒸汽驅(qū)調(diào)控過程中，溫度過高，大于參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)，可判斷為汽竄；液量、含水過高，且持續(xù)時(shí)間過長，可判斷為汽竄。