楊依峰

摘 要：曙光油田以稠油開發(fā)為主，其中薄互層油藏儲量占68.4%， 主力油層可采儲量采出程度達(dá)到85%以上，在不轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的情況下，進(jìn)一步挖潛難度加大。為了穩(wěn)定此類油藏的產(chǎn)量規(guī)模，于2005年6月在杜66塊首先實(shí)施火驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)。通過前期方案設(shè)計(jì)的論證，現(xiàn)場實(shí)施參數(shù)的設(shè)定，到目前火驅(qū)大面積實(shí)施，取得了火驅(qū)增產(chǎn)明顯、指標(biāo)明顯改善、采收率大幅提高的效果。

關(guān)鍵詞：薄互層、火驅(qū)、蒸汽吞吐、周期規(guī)律、配套技術(shù)

1 油藏基本概況

1.1 地質(zhì)概況

杜66斷塊構(gòu)造上位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡中段，開發(fā)目的層為下第三系沙四段上部杜家臺油層。含油面積8.4km2，石油地質(zhì)儲量5318×104t，標(biāo)定采收率38.4%，可采儲量2042×104t，為典型的薄互層狀稠油油藏。

斷塊構(gòu)造形態(tài)為一個(gè)由北西向南東傾伏的單斜構(gòu)造，由北西向南東方向傾沒，地層傾角一般為5°～10°，油藏埋深798～1110m。

儲層巖性以含礫砂巖及不等粒砂巖為主，次為細(xì)砂巖、粉砂巖，中砂巖—礫狀砂巖較少，分選中等偏差。平均有效孔隙度25.5%，平均滲透率0.781μm2，屬于中高孔、中高滲儲層。

杜家臺油層縱向上劃分為杜Ⅰ、杜Ⅱ、杜Ⅲ三個(gè)油層組，10個(gè)砂巖組，30個(gè)小層（局部發(fā)育杜0組）。開發(fā)目的層分為上、下兩套層系，上層系為杜Ⅰ～杜Ⅱ4 ，下層系為杜Ⅱ5～ 杜Ⅲ。

杜家臺油層原油物性，在20℃時(shí)原油密度0.92～0.94g/cm3，50℃時(shí)地面脫氣原油粘度一般為300～2000mPa·s，平均1241.6mPa·s；凝固點(diǎn)15.7℃，含蠟量7～12%，平均含蠟量5.93%，膠質(zhì)加瀝青質(zhì)31.3%。

油藏壓力接近靜水柱壓力，原始地層壓力為11.039MPa，壓力系數(shù)為1.02，飽和壓力7MP。原始地層溫度為47℃，地溫梯度為3.7℃/100m。

1.2 開發(fā)歷程

杜66斷塊區(qū)杜家臺油層于1979年開始勘探，1987年編制開發(fā)方案，采用200m井距正方形井網(wǎng)，上、下兩套層系開發(fā)，先后經(jīng)歷上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)、遞減、火驅(qū)等四個(gè)開發(fā)階段。

為尋求薄互層稠油油藏有效的穩(wěn)產(chǎn)接替方式，2005年在杜66斷塊開展先導(dǎo)試驗(yàn)并取得成功。

2 火驅(qū)進(jìn)展及效果

目前105個(gè)火驅(qū)井組，注氣井開井85口，日注氣95萬標(biāo)方；生產(chǎn)井514口，開井362口，開井率70%，日產(chǎn)油836噸，瞬時(shí)空氣油比951，累積空氣油比848。

2.1 油井普遍見效，開井率大幅度提高

火驅(qū)目前見效率達(dá)到73%；隨著火驅(qū)見效程度的逐步改善，油井開井率由38%提高到76%。

2.2 火驅(qū)增產(chǎn)效果明顯，產(chǎn)油量大幅度提高

（1）日產(chǎn)油量持續(xù)上升：日產(chǎn)油由轉(zhuǎn)驅(qū)前330噸上升到836噸。

（2）單井日產(chǎn)油不斷提高：區(qū)塊單井日產(chǎn)由0.9t/d提高到2.2t/d。

（3）年產(chǎn)油量穩(wěn)定回升：年產(chǎn)油達(dá)到24萬噸，較驅(qū)前增加14萬噸.

2.3 方案符合率高，采收率大幅度提高

火驅(qū)井組轉(zhuǎn)驅(qū)以來產(chǎn)量呈持續(xù)上升趨勢，目前先導(dǎo)試驗(yàn)7井組采出程度已達(dá)到39.6%，預(yù)計(jì)最終采收率可達(dá)到54.2%，較常規(guī)吞吐提高27%。

3 主要做法及成效

3.1 多種手段并舉，不斷完善注采井網(wǎng)

火驅(qū)以來，通過實(shí)施更新、大修、復(fù)產(chǎn)等手段使井網(wǎng)的完善程度不斷提高，階段共恢復(fù)停產(chǎn)井273口，其中新井64口、大修119口、復(fù)產(chǎn)90口。

3.1.1 優(yōu)化井位部署

部署方面主要圍繞以下目的：（1）提前實(shí)施一批注氣井，為全面轉(zhuǎn)驅(qū)做準(zhǔn)備；（2）完善已轉(zhuǎn)區(qū)域注采井網(wǎng)，提高火驅(qū)波及體積；（3）低采出區(qū)域以挖潛為主，兼顧完善火驅(qū)井網(wǎng)。

3.1.2 優(yōu)化復(fù)產(chǎn)時(shí)機(jī)

根據(jù)轉(zhuǎn)驅(qū)進(jìn)度及見效情況，優(yōu)化復(fù)產(chǎn)時(shí)機(jī)，完善注采井網(wǎng)，提高火線平面波及。

隨著注采井網(wǎng)的完善，儲量控制程度不斷提高，火驅(qū)井組注采井?dāng)?shù)比降低到1：3.1；儲量控制程度由60%提高到70%左右。井組見效程度不斷提高，由65%提高到73%，見效方向逐步增加。

3.2 強(qiáng)化動態(tài)調(diào)控，不斷提高火驅(qū)效果

3.2.1 平面火線調(diào)控技術(shù)

（1）注氣量調(diào)控，不斷探索合理的注氣強(qiáng)度

合理的注氣強(qiáng)度是火驅(qū)注氣量調(diào)控的核心，根據(jù)不同的火驅(qū)開發(fā)階段，需相應(yīng)調(diào)整合理的注氣強(qiáng)度，保障井組的持續(xù)高溫氧化燃燒狀態(tài)。

（2）排氣量調(diào)整，排氣量調(diào)整主要以控制排注比為核心。

排氣量調(diào)整主要以控制排注比為核心。根據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)情況，在不同火驅(qū)階段，應(yīng)控制較為合理的排注比。

3.2.2 縱向剖面技術(shù)

（1）分層注氣

包括同心管分層注氣和單管柱分層注氣兩種技術(shù)，主要應(yīng)用同心管分注技術(shù)，共實(shí)施11井次，動用程度提高42% 。

（2）化學(xué)調(diào)剖

通過注入高溫化學(xué)調(diào)剖劑，可有效改善吸氣狀況。目前共實(shí)施調(diào)剖5井次，有效4井次，氣竄層吸氣百分比降低20%。

3.3 輔助蒸汽吞吐，不斷改善火驅(qū)效果

現(xiàn)場實(shí)踐表明：火驅(qū)后生產(chǎn)井附近地層溫度沒有出現(xiàn)明顯變化，原油粘度在400mPa？s以上，仍需人工補(bǔ)充熱能改善流動性。

火驅(qū)的見效程度和產(chǎn)液量密切相關(guān)，產(chǎn)液量調(diào)整主要靠吞吐引流來實(shí)施。近年來，共實(shí)施吞吐引流361口井（967井次），新增見效井280口，見效率提高77.5%。

3.4 強(qiáng)化配套技術(shù)，推進(jìn)火驅(qū)順利轉(zhuǎn)驅(qū)

（1）配套火驅(qū)點(diǎn)火技術(shù)：目前已形成了注蒸汽預(yù)熱自然點(diǎn)火、注蒸汽預(yù)熱化學(xué)點(diǎn)火和等通徑移動式電點(diǎn)火等三項(xiàng)技術(shù)，其中以注蒸汽預(yù)熱化學(xué)點(diǎn)火為主。

（2）注氣管柱配套技術(shù)：注氣井口要求采用雙卡瓦八條螺絲固定、雙閥組控制的KR（Q）-21/370型井口，安全性高；注入管柱要求采用籠統(tǒng)注氣和同心分層注氣兩種注氣工藝。

（3）配套地面工藝技術(shù)：注氣管網(wǎng)形成了主支結(jié)合、輻射單井的地面注氣系統(tǒng)。注入設(shè)備由早期的低壓力、小排量的空壓機(jī)轉(zhuǎn)變?yōu)楦邏?、大排量的空壓機(jī)，滿足規(guī)模注入需求。

4 火驅(qū)認(rèn)識及思考

1 、注采井網(wǎng)完善是火驅(qū)開發(fā)的基礎(chǔ)

2 、調(diào)控技術(shù)配套是火驅(qū)開發(fā)的關(guān)鍵轉(zhuǎn)

3、蒸汽吞吐是確保效果的必要方式

參考文獻(xiàn)：

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