于蓬勃

（中國石油遼河油田金馬油田開發(fā)公司，遼寧 盤錦 124010）

80年代以來，我國4大稠油油區(qū)相繼開展蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，大部分試驗(yàn)效果不理想[1]。近幾年來，遼河油區(qū)在油藏埋深超過1 300 m的深層稠油油藏開展蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，采注比也未達(dá)到方案要求[2]。

近年來遼河油田洼38塊東三段深層特稠油蒸汽驅(qū)通過開展高干度注汽、優(yōu)化注采參數(shù)、回字型井網(wǎng)探索試驗(yàn)等調(diào)控技術(shù)，蒸汽驅(qū)開發(fā)效果明顯改善。通過總結(jié)洼38塊深層特稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)主要做法，為國內(nèi)同類油藏開展蒸汽驅(qū)試驗(yàn)提供參考。

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1240～1430m，構(gòu)造平緩，地層傾角2°～4°，沉積類型為三角洲前緣沉積，巖石分選較好，平均孔隙度22.3%，平均滲透率1 066×10-3μm2，為中高孔、高滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層巖性結(jié)構(gòu)成熟度高，非均質(zhì)性較弱，單井有效厚度最大達(dá)56.6 m，平均厚度21.5 m，凈總厚度比為33.6%，50℃地面脫氣原油黏度15 090 mPa·s，屬于深層層狀特稠油油藏。

洼38塊東三段蒸汽驅(qū)開發(fā)方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)如下：井網(wǎng)井距為反九點(diǎn)井網(wǎng)，100 m×100 m；注汽速率為1.8 t/（d·ha·m）；井組采注比為1.2；井底蒸汽干度大于50%；油藏壓力為3.0～4.0 MPa；結(jié)束方式為蒸汽驅(qū)5年后轉(zhuǎn)注水開發(fā)，生產(chǎn)2年。

2 洼38塊蒸汽驅(qū)技術(shù)瓶頸

2.1 油藏埋藏深，蒸汽井底干度低

隨著油藏埋深增大，注汽井筒熱損失增大，注入井井底干度降低，深層典型油藏注汽井井筒模擬結(jié)果表明，蒸汽干度與井深為近似線性關(guān)系，在現(xiàn)有的井筒隔熱技術(shù)條件下，井深為1 400 m，注汽速率為100 t/d，井口蒸汽干度為75%，井底蒸汽干度只有20%～30%[2]（圖1）。

圖1 不同深度與蒸汽干度關(guān)系Fig.1 Relation between different depths and dryness fraction of steam

在目前井筒隔熱工藝技術(shù)條件下，提高注汽井井底干度，最主要的是靠增大注汽速度，洼38塊東三段蒸汽驅(qū)實(shí)踐表明，在井口注汽干度75%、注汽速度為120 t/d的條件下，井底蒸汽干度為41.5%，換言之，東三段蒸汽驅(qū)在75%井口干度條件下最低注汽速度下限為120 t/d，否則變成熱水驅(qū)。

2.2 原油黏度大，油井產(chǎn)液指數(shù)低

深層特稠油油藏原油黏度大，加之注汽井井底干度低，導(dǎo)致汽驅(qū)過程中注采井間溫度、壓力剖面較陡，井間冷油帶向生產(chǎn)井推進(jìn)緩慢，生產(chǎn)井產(chǎn)液指數(shù)低，很難滿足蒸汽驅(qū)提液目標(biāo)。

2.3 常規(guī)反九點(diǎn)井網(wǎng)采注比不達(dá)標(biāo)

采注比大于1.0是實(shí)現(xiàn)有效蒸汽驅(qū)的關(guān)鍵條件[3-6]，洼38塊東三段油層油井比產(chǎn)液指數(shù)為1.09 t/（MPa·m·d），轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)時(shí)地層壓力為2.5 MPa，按照井底流壓控制在0.5 MPa的開發(fā)技術(shù)界限，東三段油井單井產(chǎn)液能力38.6 t/d，反九點(diǎn)井網(wǎng)注采井?dāng)?shù)比為1∶3，單井組理論排液能力116 t/d，在最低注汽速度120 t/d條件下，東三段反九點(diǎn)井網(wǎng)理論極限采注比為0.97，井網(wǎng)設(shè)計(jì)本身難以滿足采注比要求，最終必然導(dǎo)致采注比低、油藏壓力上升，蒸汽腔無法擴(kuò)展，蒸汽驅(qū)達(dá)不到預(yù)期效果。

3 改善深層特稠油蒸汽驅(qū)效果技術(shù)探索

針對(duì)深層特稠油蒸汽驅(qū)同時(shí)面臨井底干度低及舉升難度大這兩個(gè)制約因素，實(shí)施中必須保證一定的注汽速度以保證井底干度，同時(shí)對(duì)應(yīng)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)下必須滿足臨界排液能力，洼38塊東三段油層蒸汽驅(qū)主要采取以下做法：

1）高干度注汽，保證深層蒸汽驅(qū)井底干度

通過在鍋爐出口增加汽水分離器裝置，將鍋爐出口的注汽干度由75%提高至99%，典型井井底干度測試資料顯示，相同注汽速度下，轉(zhuǎn)高干度注汽后，井底干度超過50%，對(duì)比常規(guī)75%井口干度條件下井底干度上升10%，達(dá)到了東三段深層蒸汽驅(qū)井底干度要求[7]。

2）以采定注，優(yōu)化深層蒸汽驅(qū)合理注汽速度

在高干度注汽保證了井底干度的前提下，按照“以采定注“的原則設(shè)計(jì)注汽速度，即按照采注比1.2技術(shù)界限，根據(jù)蒸汽驅(qū)井組實(shí)際產(chǎn)液能力確定單井注汽速度，東三段蒸汽驅(qū)測試結(jié)果表明，在井口干度99%的條件下，注汽速度為100～110 t/d井底干度滿足蒸汽驅(qū)要求的臨界值，同時(shí)在此注汽速度下可滿足蒸汽驅(qū)采注比要求。

3）開展“回字型”井網(wǎng)探索試驗(yàn)

針對(duì)東三段深層油藏蒸汽驅(qū)反九點(diǎn)井網(wǎng)面臨的采注比低的技術(shù)瓶頸，考慮反九點(diǎn)井網(wǎng)二線井見效實(shí)際情況，提出“回字型”井網(wǎng)思路，通過提高采注井?dāng)?shù)比，提高排液能力，保證采注比達(dá)標(biāo)（圖2）。

圖2 蒸汽驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整示意圖Fig.2 Adjustment of steam flooding patterns

新的注采井網(wǎng)主要技術(shù)優(yōu)勢：①一線井提高產(chǎn)液指數(shù)。由于原油黏度大，通過“回字型”井網(wǎng)設(shè)計(jì)，一線井注采井距降至100 m，有效克服溫度、壓力剖面陡降問題，從而提高了原油運(yùn)移速度，同時(shí)新的井網(wǎng)架構(gòu)下一線井井距相同，有利于實(shí)現(xiàn)均衡提液降壓開采；②二線井提高熱利用率。東三段油層蒸汽驅(qū)開發(fā)動(dòng)態(tài)表明，蒸汽最大波及距離達(dá)到225 m，為反九點(diǎn)井網(wǎng)2倍井距，二線油井可以見到蒸汽驅(qū)效果，“回字型”井網(wǎng)設(shè)二線井注采井距140～200 m，新的井網(wǎng)架構(gòu)，充分利用邊部二線井，有效解決熱量損失問題；③提高單位面積內(nèi)采注井?dāng)?shù)比。將井網(wǎng)調(diào)整為內(nèi)反五點(diǎn)，外大反九點(diǎn)“回字型”井網(wǎng)后，理論注采井?dāng)?shù)比由1∶3變?yōu)?∶7，新的井網(wǎng)架構(gòu)實(shí)現(xiàn)少井注，多井采，更容易滿足井組排液要求；④改變驅(qū)替通道，實(shí)現(xiàn)整體見效。針對(duì)新井網(wǎng)架構(gòu)可能存在的一線井截留、二線角井難以受效的問題，通過優(yōu)化射孔方式，一線井射開油層下部，二線井油層全部射開，蒸汽降黏流入井底，實(shí)現(xiàn)一線井采油目的，同時(shí)蒸汽與地層熱交換后形成的冷凝水流入井底由一線井采出，從而提高井底蒸汽干度。在縱向上一線井對(duì)蒸汽腔向井底方向產(chǎn)生一個(gè)拖拽力，在平面上向二線井?dāng)U展，從而整體擴(kuò)大蒸汽波及體積，實(shí)現(xiàn)井組一、二線井整體見效（圖3）。

4 礦場應(yīng)用初步效果

洼38塊東三段先導(dǎo)試驗(yàn)4井組轉(zhuǎn)入99%高干度蒸汽，實(shí)施后，4個(gè)井組日增油15.9 t/d，含水下降1.9%，瞬時(shí)油汽比由0.14提高至0.18。

圖3 回字型井網(wǎng)蒸汽驅(qū)驅(qū)替機(jī)理示意圖Fig.3 Displacement mechanism of steam flooding for homocentric squares shaped well pattern

目前已開展2個(gè)井組“回字型”井網(wǎng)蒸汽驅(qū)試驗(yàn)，2井組日產(chǎn)液由178.8 m3升至338.4 m3，日產(chǎn)油由17.2 t升至38 t，含水由90.8%降至88.8%，井口溫度由44℃升至46℃，蒸汽驅(qū)瞬時(shí)油汽比達(dá)到0.15。

5 結(jié)論與建議

1）高干度注汽，合理的注汽速度，既保證了深層蒸汽驅(qū)的井底干度，又滿足蒸汽驅(qū)采注比的要求。

2）“回字型”井網(wǎng)一線井提高了產(chǎn)液指數(shù)，實(shí)現(xiàn)了均衡降壓開采，二線井提高了蒸汽熱利用率，同時(shí)大幅提高了井組的采注井?dāng)?shù)比，有利于提高深層油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)效果。

3）洼38塊通過開發(fā)技術(shù)調(diào)整，深層特稠油蒸汽驅(qū)油汽比由0.11提高至0.15。

[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，周鷹，孫洪安，等.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]李平科，張俠，岳青山，等.蒸汽驅(qū)中主要工藝參數(shù)對(duì)開發(fā)效果的影響[J].特種油氣藏，1996，3（2）：13-17.

[4]張鷹.蒸汽驅(qū)過程中油藏壓力的控制[J].特種油氣藏，2001，8（4）：34-35.

[5]楊光璐，唐震，王中元，等.邊底水稠油油藏蒸汽驅(qū)注采系統(tǒng)優(yōu)化研究[J].特種油氣藏，2006，13（2）：51-55.

[6]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(duì)策研究[J].特種油氣藏，2005，12（6）：44-47.

[7]賀永利.遼河小洼油田蒸汽驅(qū)數(shù)值模擬研究[D].北京：中國地質(zhì)大學(xué)，2010.