提高蒸汽驅(qū)后期開發(fā)效果技術(shù)對(duì)策研究

沈 群

(中油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

杜229塊為中深層中厚互層狀邊底水超稠油油藏，具有油層厚度大、儲(chǔ)層物性好、原油黏度高的特點(diǎn)。為提高油藏開發(fā)效果，2007年開始實(shí)施了蒸汽驅(qū)[1-2]先導(dǎo)試驗(yàn)并獲得成功，開辟了超稠油提高采收率的新途徑，截至目前累計(jì)轉(zhuǎn)入20個(gè)蒸汽驅(qū)井組，生產(chǎn)目的層為興Ⅲ～興Ⅴ組，孔隙度30.4%，滲透率1.33D，油層有效厚度23.0 m，含油面積0.76 km2,地質(zhì)儲(chǔ)量341.5×104t，其中12個(gè)反九點(diǎn)井組目前采出程度高達(dá)64.7%，進(jìn)入蒸汽驅(qū)開發(fā)后期，井組年產(chǎn)油降低、油汽比降低，開發(fā)效果變差。

1 超稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)機(jī)理

蒸汽驅(qū)[3]是指按優(yōu)選的開發(fā)系統(tǒng)、開發(fā)層系、井網(wǎng)、井距、射孔層段等，由注入井連續(xù)向油層注入高溫濕蒸汽，加熱并驅(qū)替原油由生產(chǎn)井采出的開采方式。其開發(fā)機(jī)理主要包括降黏作用、熱膨脹作用、蒸餾作用、脫氣作用、混相驅(qū)作用、溶解氣驅(qū)作用、乳化驅(qū)作用等七個(gè)作用。與普通稠油對(duì)比，超稠油密度更大、黏度更高，因此，超稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)中以連通后的降黏、剝蝕作用為主。

2 實(shí)施背景

蒸汽驅(qū)12個(gè)反九點(diǎn)井組位于杜229塊[4]主體部位，地質(zhì)儲(chǔ)量為176.0×104t，生產(chǎn)層位為興Ⅳ、Ⅴ1組。轉(zhuǎn)驅(qū)前累積注汽134.9.0×104t，累積采油60.7×104t，油汽比0.45，采注比為1.34，采出程度34.5%，轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力為3.5 MPa，地層溫度為81 ℃。為探索超稠油蒸汽驅(qū)吞吐后期接替方式，2007年在杜229塊興Ⅳ、Ⅴ組油藏開展蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)并獲得成功，累計(jì)轉(zhuǎn)入12個(gè)反九點(diǎn)井組。截至2018年底，反九點(diǎn)井組采出程度達(dá)到64.7%，超過(guò)方案設(shè)計(jì)的60.5%，井組進(jìn)入開發(fā)后期。由于主力動(dòng)用層含油飽和度低，井組年產(chǎn)油由高峰期的6.8×104t下降到4.4×104t，采油速度由3.9%下降到2.5%，含水由86.0%左右上升到88.6%，油汽比由 0.17下降到0.15。汽驅(qū)開發(fā)效果變差，同時(shí)受國(guó)際油價(jià)降低影響，井組開發(fā)面臨巨大的效益問(wèn)題。根據(jù)利潤(rùn)與盈虧平衡油汽比關(guān)系模型圖，在目前油價(jià)下，要求蒸汽驅(qū)油汽比≥0.18。因此，提高蒸汽驅(qū)油汽比，實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)成為井組的主要工作。

3 潛力分析

雖然12個(gè)反九點(diǎn)井組進(jìn)入汽驅(qū)后期，但從層內(nèi)、層間、平面動(dòng)用情況看，仍有潛力可以挖掘，井組具有實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的能力。通過(guò)數(shù)值模擬研究表明，當(dāng)采出程度達(dá)到65%時(shí)，油層上部溫度比較高，達(dá)到220 ℃，蒸汽腔已經(jīng)形成，但油層下部的溫度只有140 ℃，剩余油飽和度達(dá)到52.6%，油層動(dòng)用程度比較低(見圖1)。

井溫監(jiān)測(cè)曲線及汽腔平面分布圖如圖2所示。通過(guò)井溫監(jiān)測(cè)顯示，由于蒸汽的超覆作用，縱向上興Ⅳ組油層動(dòng)用程度比較好，井溫達(dá)到238 ℃，蒸汽腔已經(jīng)形成，而生產(chǎn)井段下部的興V1組油層，基本沒有得到動(dòng)用，縱向動(dòng)用程度不均。從平面蒸汽腔分布看，井組主體部位蒸汽腔已經(jīng)形成，溫度都在220 ℃以上，但在局部區(qū)域，井組溫度比較低，只有160～180 ℃，該區(qū)域的地層壓力大于主體部位的地層壓力。

通過(guò)以上三方面分析，12個(gè)反九點(diǎn)井組進(jìn)入蒸汽驅(qū)末期后，未充分動(dòng)用區(qū)域仍然較大，仍具有改善開發(fā)效果的潛力。

4 技術(shù)對(duì)策

根據(jù)以上對(duì)影響超稠油蒸汽驅(qū)后期開發(fā)效果的主要因素分析，通過(guò)對(duì)井組層內(nèi)、層間、平面動(dòng)用的深入分析及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，創(chuàng)新引入SUBCOOL[5]指導(dǎo)動(dòng)態(tài)調(diào)控、實(shí)施分層汽驅(qū)、開展熱水驅(qū)[6]試驗(yàn)等一系列技術(shù)措施，有效地提高了井組的產(chǎn)量，提高井組開發(fā)效果，為蒸汽驅(qū)后期提高開發(fā)效果奠定了基礎(chǔ)。

4.1 創(chuàng)新動(dòng)態(tài)調(diào)控理念

結(jié)合數(shù)值模擬及井溫監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)表明，蒸汽驅(qū)后期井組主體部位井溫達(dá)到220 ℃以上，蒸汽腔已經(jīng)形成并逐漸接近生產(chǎn)井，井組面臨蒸汽突破的問(wèn)題。針對(duì)這一現(xiàn)狀，2019年開始將直井蒸汽驅(qū)“以采為先、以產(chǎn)定注、以液牽汽”調(diào)控理念與SAGD開發(fā)壓差控制及SUBCOOL控制相結(jié)合，開展動(dòng)態(tài)調(diào)控，抑制蒸汽突破。

蒸汽驅(qū)目前主體部位的地層壓力3.0 MPa左右，為防止蒸汽突破，同時(shí)保證油井的舉升能力，根據(jù)SAGD生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，需要將井組的注采壓差控制在0.5～1.0 MPa，如圖3所示。

為防止蒸汽突破，井組通過(guò)降低排液量、增加沉沒度，提高生產(chǎn)流壓，提高飽和溫度。實(shí)踐證明，井組合理的SUBCOOL值需要大于30 ℃，當(dāng)SUBCOOL小于30 ℃時(shí)，井組含水上升、日產(chǎn)油下降的趨勢(shì)沒有得到改變。而當(dāng)SUBCOOL大于30 ℃時(shí)，井組含水由88%下降到86%，日產(chǎn)油也逐漸恢復(fù)到正常生產(chǎn)水平的120 t左右，確定了蒸汽驅(qū)后期調(diào)控技術(shù)界限(見圖4)。

在采用SUBCOOL調(diào)控過(guò)程中，需要井組降低產(chǎn)液量，根據(jù)汽驅(qū)“以產(chǎn)定注”原則，為保持采注比穩(wěn)定在1.2左右，同時(shí)防止蒸汽突破，2019年之后，逐步將井組日注汽量由750 t左右下降到500 t左右，措施后日產(chǎn)油平穩(wěn)，含水下降、油汽比由0.13上升到0.23左右，井組開發(fā)效果顯著提高。

4.2 實(shí)施分層汽驅(qū)

由于油層縱向動(dòng)用不均是井組目前的主要矛盾之一，因此，為提高興Ⅴ1組動(dòng)用程度，對(duì)蒸汽驅(qū)杜32-48-36C注汽井實(shí)施了分層汽驅(qū)(見圖5)，該井只對(duì)興V1組油層射孔，興Ⅳ組油層沒有射孔，從而達(dá)到分層汽驅(qū)的目的，2016年實(shí)施分層汽驅(qū)后，井組年產(chǎn)油上升、油汽比上升，開發(fā)效果得到改善。

4.3 實(shí)施熱水驅(qū)

由于層內(nèi)動(dòng)用不均，油層上部剩余油飽和度低，下部飽和度較高。針對(duì)這一潛力，提出了采用熱水驅(qū)的方式，提高井組開發(fā)效果，驅(qū)油機(jī)理如圖6所示。熱水驅(qū)是一種熱水和冷水非混相驅(qū)替原油的過(guò)程，該方式可以減緩蒸汽超覆作用、抑制蒸汽突破、延長(zhǎng)蒸汽驅(qū)的經(jīng)濟(jì)壽命，充分利用油藏的原有熱能，通過(guò)改善油水流度比，降低殘余油飽和度，改變油水相對(duì)滲透率，并通過(guò)發(fā)揮流體和巖石的熱膨脹性能來(lái)提高原油采收率。2019年，在蒸汽驅(qū)反九點(diǎn)井組優(yōu)選兩個(gè)蒸汽突破嚴(yán)重、含水較高的井組開展了熱水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，措施后，井組年產(chǎn)油保持穩(wěn)定，油汽比由0.15提高到0.27。

4.4 降低操作壓力

針對(duì)井組局部地區(qū)地層壓力高，蒸汽腔沒有得到充分?jǐn)U展，造成產(chǎn)油量及油汽比逐漸下降等問(wèn)題，制定了“降低操作壓力，提高蒸汽波及體積”的思路，通過(guò)注汽井降注汽量，生產(chǎn)井加深泵掛提高排液能力的方法，將井組的地層壓力由3.5 MPa降至3.0 MPa(見圖7)。壓力降低后，對(duì)應(yīng)的蒸汽比容由25.0 L/kg提高到30.0 L/kg，有效地提高了井組的開發(fā)效果，井組日產(chǎn)油增加3.0 t/d，油汽比由0.13提高到0.19。

5 應(yīng)用效果

1)通過(guò)科學(xué)調(diào)控，措施后井組實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，目前年產(chǎn)油保持穩(wěn)定在4.2×104t左右，遞減率由2018年的18.5%下降到2.4%，井組實(shí)現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，

2)實(shí)施后蒸汽突破得到有效抑制，含水由措施前的88.6%下降到85.9%。油汽比由0.15提高到0.20。超過(guò)蒸汽驅(qū)利潤(rùn)與盈虧平衡油汽比0.18。

3)通過(guò)合理調(diào)控，汽驅(qū)成本逐年降低，目前井組完全成本為40美元/桶，低于國(guó)際油價(jià)47美元/桶，取得較好開發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

6 結(jié)論

1)蒸汽驅(qū)后期通過(guò)合理地控制底層壓力及生產(chǎn)井的SUBCOOL值、優(yōu)化注采參數(shù)等措施，能有效抑制蒸汽突破，促進(jìn)蒸汽腔均衡擴(kuò)展，提高開發(fā)效果。

2)通過(guò)實(shí)施分層汽驅(qū)措施，能有效提高油層縱向動(dòng)用程度，提高開發(fā)效果。

3)汽驅(qū)后期轉(zhuǎn)熱水驅(qū)，能有效提高井組油汽比。