摘 要：齊40塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗是國際首例中深層稠油蒸汽驅(qū)試驗，共歷時9年，取得了顯著效果。本文根據(jù)驅(qū)替試驗過程中的注入與產(chǎn)出參數(shù)變化，以及地下“三場”的變化特點，將蒸汽驅(qū)劃分為熱連通、蒸汽驅(qū)替、蒸汽突破三個階段，同時對蒸汽驅(qū)各階段技術(shù)界限指標(biāo)進行分析總結(jié)，為齊40塊蒸汽驅(qū)工業(yè)化實施后的動態(tài)分析調(diào)控提供依據(jù)和參考。

關(guān)鍵詞：蒸汽驅(qū);先導(dǎo)試驗;階段劃分;技術(shù)指標(biāo)

0 引言

齊40塊位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡南端，開發(fā)目的層為沙三下蓮花油層，屬于中深層稠油，地質(zhì)與開發(fā)特征符合蒸汽驅(qū)Ⅰ類油藏篩選標(biāo)準。于1998年10月開展了4個井組的蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗，歷時9年結(jié)束，各項指標(biāo)均達到了方案設(shè)計要求，取得了較好效果。在試驗過程中確立了蒸汽驅(qū)不同階段技術(shù)界限指標(biāo)的標(biāo)準，為整體蒸汽驅(qū)工業(yè)化實施后的動態(tài)分析調(diào)控提供借鑒。

1 先導(dǎo)試驗區(qū)概況

蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)位于齊40塊中南部，含油面積0.129km2，石油地質(zhì)儲量86×104t。油層埋深935～1050m，原油為普通稠油，原始地層壓力9.9MPa，原始地層溫度39.2℃。

試驗前該井區(qū)共有各類井27口，開井22口，日產(chǎn)液180t，日產(chǎn)油96t，綜合含水47%，采油速度4.1%，采出程度35.9%，年油汽比0.8，累油汽比0.93，年采注比1.81，累積采注比1.72。地層壓力4.1MPa，地層溫度42℃。

2 蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗效果分析

2.1 試驗實施情況

先導(dǎo)試驗區(qū)于1998年按70m井距、反九點法蒸汽驅(qū)注采井網(wǎng)進行加密調(diào)整，同年10月開始注汽，至2007年9月試驗結(jié)束，蒸汽驅(qū)階段累注汽148.5729×104t，階段采油22.5543×104t，階段油汽比0.15，階段采出程度26.2%。

2.2 效果分析

試驗階段實施年限、注汽量等七項指標(biāo)基本達到或超過方案設(shè)計要求（表1）。試驗時最高采油速度達到3.6%，并以3.0%以上的采油速度穩(wěn)產(chǎn)3年，線預(yù)測最終采收率62.8%，比繼續(xù)吞吐采收率高21個百分點。

表1 ?汽驅(qū)試驗階段實際注采參數(shù)與方案設(shè)計對比

3 蒸汽驅(qū)階段劃分技術(shù)界限指標(biāo)的界定

3.1 汽驅(qū)階段的劃分

先導(dǎo)試驗根據(jù)注采參數(shù)變化可劃分為熱連通、蒸汽驅(qū)替和蒸汽突破三個階段。

熱連通階段：持續(xù)時間為15個月，該階段日產(chǎn)液、含水上升，日產(chǎn)油先降后穩(wěn)。

蒸汽驅(qū)替階段：持續(xù)時間為34個月，該階段日產(chǎn)液穩(wěn)定，含水先降后緩慢上升，日產(chǎn)油先上升后快速下降。

蒸汽突破階段：持續(xù)時間為60個月，該階段由于汽竄影響產(chǎn)液量略有下降，含水上升，產(chǎn)油量基本平穩(wěn)。

3.2 蒸汽驅(qū)各階段指標(biāo)的變化

3.2.1 溫度

先導(dǎo)試驗期間溫度一直呈上升趨勢，熱連通階段油井井口溫度從轉(zhuǎn)驅(qū)前的26℃上升到60℃，井底溫度從50℃上升到130℃。蒸汽驅(qū)替階段油井井口溫度上升到80℃，井底溫度達到130℃至220℃。蒸汽突破階段油井井口溫度可達到100℃以上。

3.2.2 壓力

先導(dǎo)試驗期間壓力表現(xiàn)為先上升后下降上升。熱連通階段由于溫度較低，流動性較差，采注比低，油層壓力從3.5MPa上升到4MPa;蒸汽驅(qū)替階段流動性變好，采注比高，油層壓力從4MPa下降到2.7MPa。當(dāng)壓力值出現(xiàn)拐點后可確定進入驅(qū)替階段。蒸汽突破階段油層壓力基本保持穩(wěn)定。

3.2.3 注入量

先導(dǎo)試驗注入倍數(shù)未達到0.2時，油井產(chǎn)油量上升緩慢，仍處于熱連通階段。注入倍數(shù)達到0.2后，逐漸進入蒸汽驅(qū)替階段，油井見效明顯，日產(chǎn)油從40t逐步上升到140t，注入倍數(shù)達到0.6時，日產(chǎn)油達到高峰160t。注入倍數(shù)超出0.7后，開始進入蒸汽突破階段。

3.2.4 采注比

熱連通階段日產(chǎn)液量逐漸上升，月采注比階段初期為0.38，階段末月采注比達到0.73，階段采注比為0.66。蒸汽驅(qū)替階段日產(chǎn)液量基本穩(wěn)定，月采注比0.7-0.9，階段采注比0.83。

蒸汽突破階段月采注比1.1-1.3，階段采注比1.24。

3.2.5 采出程度

熱連通階段持續(xù)15個月，階段采出程度2.84%;驅(qū)替階段持續(xù)34個月，階段采出程度11.5%，階段采出程度是熱連通階段的4倍。蒸汽突破階段持續(xù)60個月，階段采出程度12.1%。

4 結(jié)論和認識

通過真先導(dǎo)試驗，可確定蒸汽驅(qū)各階段劃分參數(shù)技術(shù)界限指標(biāo)。

熱連通階段：油井井口溫度<60℃，井底溫度<130℃;油層壓力逐漸上升，為達到臨界值4MPa;注入倍數(shù)<0.2，階段采注比<0.66，階段采出程度<2.84%。

驅(qū)替階段：油井井口溫度60-80℃，井底溫度130-220℃;油層壓力達到臨界值4MPa后逐漸下降;注入倍數(shù)0.2-0.7，階段采注比<0.83，階段采出程度<11.5%。

蒸汽突破階段：油井井口溫度>100℃，井底溫度>220℃;油層壓力基本穩(wěn)定在2.7MPa;注入倍數(shù)>0.7，階段采注比<1.24，階段采出程度<12.1%。

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作者簡介：

王巖，男，1979年出生，2002年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)工作，工程師。