杜229塊蒸汽驅后期提高開發(fā)效果技術對策研究

摘要：遼河油田杜229塊興隆臺油藏為中厚互層狀超稠油油藏，目前共實施了20個蒸汽驅井組，其中12個反九點井組采出程度達到64.7%，進入蒸汽驅開發(fā)后期，蒸汽突破現(xiàn)象嚴重，油層縱向動用不均，平面上受效程度不同，生產(chǎn)效果變差。為進一步提高開發(fā)效果，利用數(shù)值模擬及動態(tài)監(jiān)測手段精細描述汽腔發(fā)育形態(tài)，開展剩余油分布規(guī)律研究。創(chuàng)新提出四項技術對策改善開發(fā)效果，一是采用subcool指導動態(tài)調控防止蒸汽突破;二是采用分層汽驅提高油層縱向動用程度;三是采用熱水驅提高層內動用程度;四是采用降低操作壓力、提高蒸汽腔平面上的波及體積。最終實現(xiàn)井組持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，提高開發(fā)效果，該研究對改善同類油藏蒸汽驅開發(fā)效果提供了技術支持。

關鍵詞：遼河油田;超稠油;蒸汽驅; subcool;分層汽驅;熱水驅。

1超稠油蒸汽驅開發(fā)機理

蒸汽驅[3]是指按優(yōu)選的開發(fā)系統(tǒng)、開發(fā)層系、井網(wǎng)、井距、射孔層段等，由注入井連續(xù)向油層注入高溫濕蒸汽，加熱并驅替原油由生產(chǎn)井采出的開采方式。其開發(fā)機理主要包括降粘作用、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(fā)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塊主體部位，地質儲量為176.0×104t，生產(chǎn)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3.5MPa，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ⅣⅤ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(fā)后期。由于主力動用層含油飽和度低，井組年產(chǎn)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%，含水有86%左右上升到88.6%，油汽比由 0.17下降到0.15。汽驅開發(fā)效果變差，同時受國際油價降低影響，井組開發(fā)面臨巨大的效益問題。 根據(jù)利潤與盈虧平衡油汽比關系模型圖，在目前油價下，要求蒸汽驅油汽比大于等于0.18。因此，提高汽驅油汽比，實現(xiàn)井組持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)成為井組的主要工作。

3技術對策

根據(jù)以上影響超稠油蒸汽驅后期開發(fā)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(xiàn)場試驗。創(chuàng)新引入subcool （值）指導動態(tài)調控、實施分層汽驅、開展熱水驅試驗等一系列技術措施，有效的提高了井組的產(chǎn)量，提高井組開發(fā)效果，為蒸汽驅后期提高開發(fā)效果奠定了基礎。

3.1創(chuàng)新動態(tài)調控理念

結合數(shù)值模擬及井溫監(jiān)測數(shù)據(jù)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(jīng)形成并逐漸接近生產(chǎn)井，井組面臨蒸汽突破的問題。針對這一現(xiàn)狀，2019年開始將直井蒸汽驅“以采為先、以產(chǎn)定注、以液牽汽”調控理念與SAGD開發(fā)壓差控制及SUBCOOL控制相結合，開展動態(tài)調控，抑制蒸汽突破。

3.2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，為提高井組興Ⅴ1組動用程度，對蒸汽驅注汽井杜32-48-36C實施了分層汽驅，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(chǎn)油上升、油汽比上升，開發(fā)效果得道改善。

3.3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(fā)效果。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(jīng)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(fā)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(yōu)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(chǎn)油保持穩(wěn)定，油汽比由0.15提高到0.27。

3.4降低操作壓力

針對井組局部地區(qū)地層壓力高，蒸汽腔沒有得到充分擴展，造成產(chǎn)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”思路，通過注汽井降注汽量，生產(chǎn)井加深泵掛提高排液能力的方法，將井組的地層壓力由3.5MPa降至3.0MPa，壓力降低后，對應的蒸汽比容由25L/kg提高到30L/kg，蒸汽比容的提高，有效的提高了井組的開發(fā)效果，井組日產(chǎn)油增加3t/d，油汽比由0.13提高到0.19。

4應用效果

（1）通過科學調控，措施后井組實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，目前年產(chǎn)油保持穩(wěn)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(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，

（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(fā)效果，實現(xiàn)效益開發(fā)。

5 結束語

（1）蒸汽驅后期通過合理的控制底層壓力及生產(chǎn)井的SUBCOO值，優(yōu)化注采參數(shù)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(fā)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(fā)效果。

（3）汽驅后期轉熱水驅，能有效提高井組油汽比。

參考文獻：

[1] 劉福余.曙一區(qū)超稠油開采特征及開發(fā)對策[J].特種油氣藏，2002，9（6）：1～5.

[2] 趙福麟.EOR原理[M].東營：中國石油大學出版社，2006：112～130.

[3] 劉文章，等.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京：石油工業(yè)出版社，1997：348～354.

作者簡介：

沈群（1989—），男，遼寧盤錦，工程師，碩士研究生，碩士學位，2013年畢業(yè)于西南石油大學石油與天然氣工程專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)研究工作。

中油遼河油田公司，遼寧? 盤錦? 124010