提高蒸汽驅后期開發效果技術對策研究

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、儲層物性好、原油黏度高的特點。為提高油藏開發效果，2007年開始實施了蒸汽驅[1-2]先導試驗并獲得成功，開辟了超稠油提高采收率的新途徑，截至目前累計轉入20個蒸汽驅井組，生產目的層為興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,地質儲量341.5×104t，其中12個反九點井組目前采出程度高達64.7%，進入蒸汽驅開發后期，井組年產油降低、油汽比降低，開發效果變差。

1 超稠油蒸汽驅開發機理

蒸汽驅[3]是指按優選的開發系統、開發層系、井網、井距、射孔層段等，由注入井連續向油層注入高溫濕蒸汽，加熱并驅替原油由生產井采出的開采方式。其開發機理主要包括降黏作用、熱膨脹作用、蒸餾作用、脫氣作用、混相驅作用、溶解氣驅作用、乳化驅作用等七個作用。與普通稠油對比，超稠油密度更大、黏度更高，因此，超稠油蒸汽驅開發中以連通后的降黏、剝蝕作用為主。

2 實施背景

蒸汽驅12個反九點井組位于杜229塊[4]主體部位，地質儲量為176.0×104t，生產層位為興Ⅳ、Ⅴ1組。轉驅前累積注汽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%，轉驅前地層壓力為3.5 MPa，地層溫度為81 ℃。為探索超稠油蒸汽驅吞吐后期接替方式，2007年在杜229塊興Ⅳ、Ⅴ組油藏開展蒸汽驅先導試驗并獲得成功，累計轉入12個反九點井組。截至2018年底，反九點井組采出程度達到64.7%，超過方案設計的60.5%，井組進入開發后期。由于主力動用層含油飽和度低，井組年產油由高峰期的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。汽驅開發效果變差，同時受國際油價降低影響，井組開發面臨巨大的效益問題。根據利潤與盈虧平衡油汽比關系模型圖，在目前油價下，要求蒸汽驅油汽比≥0.18。因此，提高蒸汽驅油汽比，實現持續穩產成為井組的主要工作。

3 潛力分析

雖然12個反九點井組進入汽驅后期，但從層內、層間、平面動用情況看，仍有潛力可以挖掘，井組具有實現持續穩產的能力。通過數值模擬研究表明，當采出程度達到65%時，油層上部溫度比較高，達到220 ℃，蒸汽腔已經形成，但油層下部的溫度只有140 ℃，剩余油飽和度達到52.6%，油層動用程度比較低(見圖1)。

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

通過以上三方面分析，12個反九點井組進入蒸汽驅末期后，未充分動用區域仍然較大，仍具有改善開發效果的潛力。

4 技術對策

根據以上對影響超稠油蒸汽驅后期開發效果的主要因素分析，通過對井組層內、層間、平面動用的深入分析及現場試驗，創新引入SUBCOOL[5]指導動態調控、實施分層汽驅、開展熱水驅[6]試驗等一系列技術措施，有效地提高了井組的產量，提高井組開發效果，為蒸汽驅后期提高開發效果奠定了基礎。

4.1 創新動態調控理念

結合數值模擬及井溫監測數據表明，蒸汽驅后期井組主體部位井溫達到220 ℃以上，蒸汽腔已經形成并逐漸接近生產井，井組面臨蒸汽突破的問題。針對這一現狀，2019年開始將直井蒸汽驅“以采為先、以產定注、以液牽汽”調控理念與SAGD開發壓差控制及SUBCOOL控制相結合，開展動態調控，抑制蒸汽突破。

蒸汽驅目前主體部位的地層壓力3.0 MPa左右，為防止蒸汽突破，同時保證油井的舉升能力，根據SAGD生產經驗，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，井組通過降低排液量、增加沉沒度，提高生產流壓，提高飽和溫度。實踐證明，井組合理的SUBCOOL值需要大于30 ℃，當SUBCOOL小于30 ℃時，井組含水上升、日產油下降的趨勢沒有得到改變。而當SUBCOOL大于30 ℃時，井組含水由88%下降到86%，日產油也逐漸恢復到正常生產水平的120 t左右，確定了蒸汽驅后期調控技術界限(見圖4)。

在采用SUBCOOL調控過程中，需要井組降低產液量，根據汽驅“以產定注”原則，為保持采注比穩定在1.2左右，同時防止蒸汽突破，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，措施后日產油平穩，含水下降、油汽比由0.13上升到0.23左右，井組開發效果顯著提高。

4.2 實施分層汽驅

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

4.3 實施熱水驅

由于層內動用不均，油層上部剩余油飽和度低，下部飽和度較高。針對這一潛力，提出了采用熱水驅的方式，提高井組開發效果，驅油機理如圖6所示。熱水驅是一種熱水和冷水非混相驅替原油的過程，該方式可以減緩蒸汽超覆作用、抑制蒸汽突破、延長蒸汽驅的經濟壽命，充分利用油藏的原有熱能，通過改善油水流度比，降低殘余油飽和度，改變油水相對滲透率，并通過發揮流體和巖石的熱膨脹性能來提高原油采收率。2019年，在蒸汽驅反九點井組優選兩個蒸汽突破嚴重、含水較高的井組開展了熱水驅實驗，措施后，井組年產油保持穩定，油汽比由0.15提高到0.27。

4.4 降低操作壓力

針對井組局部地區地層壓力高，蒸汽腔沒有得到充分擴展，造成產油量及油汽比逐漸下降等問題，制定了“降低操作壓力，提高蒸汽波及體積”的思路，通過注汽井降注汽量，生產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，對應的蒸汽比容由25.0 L/kg提高到30.0 L/kg，有效地提高了井組的開發效果，井組日產油增加3.0 t/d，油汽比由0.13提高到0.19。

5 應用效果

1)通過科學調控，措施后井組實現持續穩產，目前年產油保持穩定在4.2×104t左右，遞減率由2018年的18.5%下降到2.4%，井組實現持續穩產，

2)實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。超過蒸汽驅利潤與盈虧平衡油汽比0.18。

3)通過合理調控，汽驅成本逐年降低，目前井組完全成本為40美元/桶，低于國際油價47美元/桶，取得較好開發效果，實現效益開發。

6 結論

1)蒸汽驅后期通過合理地控制底層壓力及生產井的SUBCOOL值、優化注采參數等措施，能有效抑制蒸汽突破，促進蒸汽腔均衡擴展，提高開發效果。

2)通過實施分層汽驅措施，能有效提高油層縱向動用程度，提高開發效果。

3)汽驅后期轉熱水驅，能有效提高井組油汽比。