九4＋5區東部齊三段特稠油提高蒸汽驅開發效果研究

陳光喜 （中石油新疆油田分公司勘探開發研究院，新疆 克拉瑪依834000）

王群，郭娜，何燕，王梅 （中石油新疆油田分公司新港作業分公司，新疆 克拉瑪依834000）

九4＋5區油藏構造上位于準噶爾盆地西部隆起克百斷裂帶中段，該斷裂對九4＋5區齊古組（J3q）稠油油藏的形成起到了遮擋作用。J3q自上而下分為3段J3q1、J3q2和J3q3。目的層J3q3（齊三段）頂部埋深275.5～340.6m，平均308.6m，屬辮狀河沉積體系，離物源較近，巖性變化較大。沉積厚度在14.4～59.4m，平均40.7m，平面上由工區西南部向東北部逐漸變大?？紫抖仍?4.5%～33.4%，平均29.12%；滲透率在45～3560mD，平均676.9mD，為高孔、高滲儲集層，20℃時地面脫氣原油黏度為41236mPa·s，屬于特稠油油藏［1］。

九4＋5區東部吞吐區域J3q3開發試采始于2003年，2004～2008年期間通過老井加深或補層進行全面開發。研究區域由于J3q2生產受地層水影響，大部分井已調整至J3q3單采。研究區域114口井，55口井由J3q2加深至J3q3生產，59口井單采J3q3生產。為提高油藏動用程度和特稠油轉驅后生產的認識，在九4＋5區東部砂層較為穩定、有效厚度較大，采出程度＜20%，剩余儲量＞1.0×104t，原油黏度10000～50000mPa·s，黏度范圍內的區域進行了轉驅生產。

2010年9月，九4＋5區東部8個超稠油汽驅井組轉入反九點汽驅先導試驗生產，2012年12月在該區域進行了13井組的汽驅擴大生產。截止2014年5月，九4＋5區東部超稠油區域共轉驅21個井組，相關采油井93口。累積注汽48.05×104t，累積產油4.87×104t，井組產油水平35.60t／d，階段油汽比0.10，平均含水90%。擴大試驗區13井組累積注入蒸汽20.53×104t，累積產油2.1×104t，累積產液25.46×104t，階段油汽比0.10，綜合含水92%。

1 先導區與擴大區物性條件對比

2012年蒸汽驅開發的13個井組在油層厚度等儲層物性方面和先導試驗區8井組存在一定的差異，先導區的油層有效厚度11.4m要高于擴大區的9.8m，這對于開發效果有著非常重要的影響：先導區原油黏度為38786mPa·s，要小于擴大區的43256mPa·s，黏度大小對于稠油開采具有決定性的作用，黏度越大，對采油工藝要求越高，蒸汽驅效果越差，采收率越低，成本越高；先導區汽驅前階段含水僅75%，而擴大區達到了91%；另外，汽驅前平均吞吐輪次先導區僅6.2次，而擴大區已達10.2次，吞吐輪次越高，轉驅難度越大，轉驅效果也越差。

由于九4＋5區東部未轉驅區域平均吞吐輪次高達10.2，平均含水已達92%，平均油汽比僅0.09，單井產能也僅0.71t／d，因此未轉驅區域生產效果不理想，若繼續吞吐開采，效果較差，2012年12月，對擴大區的13個井組進行了轉驅，有以上分析可知由于先導性試驗區與擬擴區域油藏條件進一步變差，主要表現為黏度、含水及吞吐輪次均高于先導區，而油層厚度要小于先導區，擴大后可為后期特稠油蒸汽驅開發提供依據。

2 擴大區存在的主要問題

2.1 油井平面見效差異大

由先導區和擴大區井組分類對比圖及統計表（見圖1、表1）可以看出，擴大區主要以Ⅲ、Ⅳ類井組為主，而先導區主要以Ⅰ、Ⅱ類井組為主。主要是由于擴大區區域以河道沉積為主，但伴隨有部分心灘，儲層平面非均質性嚴重，沿河道主流線方向蒸汽推進速度快，易產生汽竄現象，另外先導區較擴大區物性要好，導致平面上受效不均勻、見效差異大。

圖1 井組分類對比圖

2.2 汽竄現象仍有發生

九4＋5區由于吞吐階段形成的汽竄通道在汽驅階段具有繼承性，另外由于河道沉積的連通性好，油層非均質性造成采出程度不同，井間連通性差異較大，影響開發效果。汽竄容易在高滲層中形成通道，使油藏動用不均的矛盾加劇，不利于油藏開發效果的改善和采出程度的提高。受竄井液量劇增，溫度升高，導致地層出砂，嚴重的還可能導致套管受損。另外，注汽量散失，從無效受竄井無控制逸散，在受竄井周圍產生高壓高溫區，既浪費大量熱能又存在極大的不安全因素。

表1 先導性試驗區與擬擴區域井組分類統計

2.3 含水較高

該區平均含水已達92%，主要是由于多輪次吞吐注汽，注入水回采率低，另外由于構造原因，受底水影響嚴重。隨著綜合含水率的不斷上升和低產油井的大量增加，原油的生產成本越來越高，對于油田的開發，尤其是地面工程系統，提出了更高的要求，要立足于應用新工藝、新技術、節約成本、降低能耗。

3 措施及效果分析

3.1 間開控關，調節泄壓通道

由于受稠油油藏開發規律的制約，在稠油油藏的開采過程中，存在一些供液不足的低產低效井以及高頻率汽竄井，低產低效井調整抽汲參數后系統效率仍很低。對于這些油井目前采取間開制度的方法，人為根據油井產量、功圖液面動態資料以及汽竄情況，決定油井定時開機、停機來實現。通過間開、控關措施，調節高滲方向泄壓通道，從而提高蒸汽波及效率，減少汽竄現場的發生，提高低產低效井系統效率。目前已在九4＋5區實施該措施18井次，累計增油232t。

3.2 調整注汽方式，補充地層能量

在稠油生產開發過程中，注汽方式的優化可以獲得更高的產量、提高開發效益，使油田更加合理的開發。在九4＋5區，對于動液面偏低，地層虧空、地層能量補充不及時的區域，提高注汽速度，轉換注汽方式，可以獲得較高的產油水平以及經濟效益［2］。典型井952035井組（見圖2）轉換為注2停1的注汽方式，注汽速度提高為50～70t／d，計算井組視流壓平均上升0.16MPa，平均產油水平上升1.0t／d，并且井組持續見效。

圖2 952035井組綜合開發曲線

3.3 封堵調剖，提高蒸汽波及體

封堵調剖是通過調整層間滲透性差異來達到調整層間吸汽狀況、控制蒸汽竄流、提高蒸汽驅波及系數的目的，由于儲層平面非均質性嚴重，造成注入蒸汽沿高滲透層突進，中低滲透層波及程度低，嚴重影響蒸汽驅的開發效果，從分析研究來看，九4＋5區沿河道主流線方向蒸汽推進速度快，平面上蒸汽驅替不均衡［3］，建議對持續高溫，汽竄嚴重的4個井組：95339、95340、95341和953107實施封竄調剖。

3.4 吞吐引效，改善平面動用不均

在稠油油藏蒸汽驅開采過程中，主要由于巖性和原油黏度差異造成的嚴重非均質性，造成了平面上動用狀況極度不均勻，高滲部位的頻繁汽竄以及低滲或者斷層阻隔部位的低產甚至不上油，嚴重影響了油藏的正常生產。吞吐引效主要就是用來改善平面動用不均，對于井組內存在斷層或者連通性較差的油井進行單獨的蒸汽吞吐，這樣既可以保證低產井的產油量，又可以增加井組之間的連通性，使蒸汽在井組內能夠較為均勻受效，一般選擇未見效的采油井以及物性相近的油井同時注汽。

3.5 調整射孔對應關系，增加射孔層位對應率

射孔對應性的高低程度對于產量的高低有著直接的影響，在供液充足的情況下，射孔對應性越高，油井產液量越高，油層動用程度也就越高，反之，射孔對應性越低，油井產液量越低，油層動用程度也越低。因此，射孔對應性是油田生產中必須嚴格把控的因素。經統計分析，在九4＋5區目前21個井組中，注采層位未完全對應的共有7個，建議對這7個井組進行補孔措施，進一步提高油層動用程度。

3.6 完善井網，提高油藏開發效果

進入高含水開發期，隨著對剩余油挖潛的不斷深入，要求井網對油層控制程度進一步提高，以不斷適應提高蒸汽波及體積的需要，滿足挖掘剩余油資源的需求。這時用蒸汽驅控制井網的完善程度，對稠油油藏的采收率及開發效果具有很大的影響；井網不完善區域也是高含水開發階段剩余油富集的有利部位，其中最有利的是只注無采型，相當于低滲透油層的超前注水，增加了地層的能量；而只采無注型屬于枯竭式開采，采收率低，會殘留大量剩余油；無注無采型相當于資源未動用；其他類型則動用程度低，剩余油也相對富集。合理的井網，將會較大幅度的提高采收率和油藏開發效果。九4＋5區汽驅井網不完善，井點缺失，無注汽井點控制，建議在論證的基礎上完善井網。

4 結論與認識

1）對于特稠油油藏，開發方式由蒸汽吞吐轉換為蒸汽驅是切實可行的，并且具有明顯的改善效果。

2）油藏條件的好壞對于蒸汽驅的開發效果有直接的影響。

3）特稠油油藏的蒸汽驅開發有間開控關、調整注汽方式、封堵調剖、吞吐引效、調整射孔對應關系和完善井網等具體措施，且增油效果明顯。

［1］ 李海軍 .新疆克拉瑪依九區稠油評價 ［J］.石油煉制與化工，1988（1）：66.

［2］ 孫來喜，張烈輝，馮國慶，等 .克拉瑪依油田九區蒸汽吞吐后開采方式優化研究 ［J］.石油地質與工程，2008，22（2）：60－63.

［3］ 雷興中 .克拉瑪依六、九區淺層稠油熱化學采油技術研究 ［D］.成都：西南石油學院，2003.