深層特稠油蒸汽驅(qū)影響因素及對策研究

趙新法 于蓬勃

摘 要：該文以遼河小洼油田洼38塊東三段深層狀特稠油蒸汽驅(qū)試驗(yàn)為例，從油藏地質(zhì)條件、油藏工程參數(shù)設(shè)計(jì)、注采工藝技術(shù)等方面系統(tǒng)分析了影響深層特稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的主要因素。提出了回字型注采井網(wǎng)設(shè)計(jì)，注汽干度、注汽速度等注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)，地面管網(wǎng)保溫、分層注汽、泡沫調(diào)剖等注入方式優(yōu)化設(shè)計(jì)，井筒隔熱、井筒環(huán)空排干、井筒環(huán)空注氮?dú)獾瓤刂葡到y(tǒng)熱損失設(shè)計(jì)，高溫泵、無接箍泵等適合蒸汽驅(qū)舉升工藝設(shè)計(jì)，形成了改善蒸汽驅(qū)開發(fā)效果的系列技術(shù)對策。

關(guān)鍵詞：蒸汽驅(qū) 深層層狀特稠油油藏 影響因素 技術(shù)對策

中圖分類號：TE345 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）03（b）-0028-01

1 洼38塊東三段蒸汽驅(qū)基本情況

小洼油田洼38塊東三段油藏埋深-1240～-1430 m，平均孔隙度22.3%，平均滲透率1066×10-3 μm2，單井有效厚度最大達(dá)56.6 m，平均21.5 m，凈總厚度比為33.6%，20 ℃原油密度0.98～0.99 g/cm3，50 ℃地面脫氣原油粘度7477～38700 MPa·s，凝固點(diǎn)13.64 ℃，平均含蠟量1.98%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量33.56%。

洼38塊東三段2007年起開展蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，蒸汽驅(qū)開發(fā)方案主要參數(shù)設(shè)計(jì)如下：井網(wǎng)井距：反九點(diǎn)井網(wǎng)，100m×100m；注汽速率：1.8 t/d·ha·m；井組采注比：1.2；井底蒸汽干度：大于50%；油藏壓力：3.0～4.0 MPa；結(jié)束方式：蒸汽驅(qū)5年后轉(zhuǎn)注水開發(fā)，生產(chǎn)2年。

2 蒸汽驅(qū)開發(fā)效果及主要影響因素分析

東三段深層蒸汽驅(qū)試驗(yàn)5年，蒸汽驅(qū)階段油汽比、采注比等技術(shù)指標(biāo)未達(dá)到設(shè)計(jì)值。

2.1 影響蒸汽驅(qū)開發(fā)效果主要因素分析

2.2.1 油藏地質(zhì)條件影響

分析影響蒸汽驅(qū)效果的原油粘度、油層埋深、油層凈總比、孔隙度、起始含油飽和度及滲透率等5組地質(zhì)參數(shù)，結(jié)合各井組見效時間，注汽井單層厚度6 m左右，儲層孔隙度25%左右井組效果最好，儲層物性差、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)及注采井連通性差井組效果差。

2.2.2 油藏工程參數(shù)影響

（1）開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計(jì)。

東三段蒸汽驅(qū)試驗(yàn)采取的是“反九點(diǎn)”井網(wǎng)，從井組受效特點(diǎn)看，部分井組二線井見到明顯汽驅(qū)效果，但受東三段窄條狀油藏特點(diǎn)限制，原井網(wǎng)邊部采取不規(guī)則井網(wǎng)，受效井?dāng)?shù)少，不利于提液，無法滿足蒸汽驅(qū)采注比要求。

（2）注汽速度設(shè)計(jì)。

東三段蒸汽驅(qū)試驗(yàn)單井注汽速度設(shè)計(jì)重點(diǎn)考慮滿足深層蒸汽驅(qū)井底干度需要，但是深層蒸汽驅(qū)受油藏條件制約。提液難度大，采注比低，如洼38-18-15C井組日注汽量156 t/d，井組階段采注比僅0.78，階段油汽比僅0.08。

2.2.3 注采工藝技術(shù)影響。

（1）井下技術(shù)狀況。

試驗(yàn)區(qū)油井平均吞吐7.6輪，多輪吞吐造成固井質(zhì)量差，管外竄槽、套損等問題突出。

（2）井身結(jié)構(gòu)。

先導(dǎo)試驗(yàn)注采井網(wǎng)中32%為側(cè)鉆井，側(cè)鉆井難以實(shí)現(xiàn)分層注汽，影響蒸汽垂向上吸汽狀況，側(cè)鉆生產(chǎn)井內(nèi)徑φ127 mm，φ70 mm大泵（接箍外徑φ103 mm）無法下入，導(dǎo)致蒸汽驅(qū)過程油井提液受到限制。

3 改善蒸汽驅(qū)開發(fā)效果技術(shù)對策

3.1 優(yōu)化蒸汽驅(qū)油藏工程設(shè)計(jì)

3.1.1 選擇合理注采井網(wǎng)

蒸汽驅(qū)井網(wǎng)設(shè)計(jì)既要盡可能使注入的蒸汽向多點(diǎn)均勻推進(jìn)，提高面積掃油系數(shù)及有效熱利用率，又要滿足實(shí)現(xiàn)真正蒸汽驅(qū)開采的采注比大于1.0的要求[1]。對深層特稠油蒸汽驅(qū)同時面臨井底干度低及舉升難度大這兩個制約因素[2]，實(shí)施中必須保證一定的注汽速度以保證井底干度，對應(yīng)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)必須滿足臨界排液能力。對東三段油藏充分考慮井網(wǎng)二線井見效實(shí)際情況，采取類回字型井網(wǎng)，提高采注井?dāng)?shù)比，保證采注比達(dá)標(biāo)，促使蒸汽腔形成及擴(kuò)展。

3.1.2 優(yōu)化注汽參數(shù)

蒸汽驅(qū)首先要保證井底蒸汽干度，對于深層層狀油藏，埋藏深及油層厚度相對較薄的因素導(dǎo)致注汽熱損失大，因此操作過程中盡可能以足夠高的注汽速度保證井底干度。同時選取的注汽速度必須與油藏實(shí)際的排液速度相匹配，保證蒸汽驅(qū)有效采注比。蒸汽驅(qū)過程中要不斷摸索最優(yōu)注汽速度，隨著注入時間延長，地下溫度場、壓力場發(fā)生變化后，相應(yīng)的注汽速度要適時調(diào)整。

3.2 優(yōu)化注采工藝

3.2.1 多手段控制熱量損失

蒸汽驅(qū)熱損失包括地面熱損失、井筒熱損失和地層熱損失，熱損失的大小是決定蒸汽驅(qū)效果的重要因素，對于深層油藏蒸汽驅(qū)影響尤甚[3]，降低熱損失主要對策有：地面管網(wǎng)采取高效保溫材料，高效隔熱管、井筒環(huán)空排干、定期補(bǔ)氮等措施減少全系統(tǒng)熱損失。

3.2.2 強(qiáng)化油井提液

一是將泵下入到油層中下部，既放大生產(chǎn)壓差，提高油井產(chǎn)量，同時避免氣鎖、閃蒸影響。二是采取高溫泵、無接箍泵等適合高溫蒸汽驅(qū)舉升工藝技術(shù)，提高泵效。

3.2.3 加強(qiáng)蒸汽驅(qū)調(diào)控

一是采取井筒內(nèi)封隔器分層注汽，改善垂向吸汽剖面提高熱采效果。二是采取蒸汽泡沫劑控制蒸汽驅(qū)竄流、提高掃油體積系數(shù)。

4 結(jié)論

有利的油藏地質(zhì)條件是保證蒸汽驅(qū)效果的前提，合理的注采井網(wǎng)、注采參數(shù)等科學(xué)的油藏工程設(shè)計(jì)是保證蒸汽驅(qū)效果的基礎(chǔ)，成熟的配套注采工藝技術(shù)是蒸汽驅(qū)成功的保證。

參考文獻(xiàn)

[1] 劉文章.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京：石油工業(yè)出版社，1996.

[2] 任芳祥.深層巨厚稠油油藏立體井網(wǎng)蒸汽驅(qū)機(jī)理初探[J].特種油氣藏，2011，18（6）：61-65.

[3] 柴利文.中深層塊狀稠油油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)試驗(yàn)主要問題及對策研究[J].特種油氣藏，2005，12（6）：44-47.