薄互層超稠油油藏蒸汽驅技術研究與試驗

劉奇鹿

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124109)

0 引 言

蒸汽驅就是將地面產生的高干度蒸汽由注汽井持續注入油層，加熱原油并從生產井中驅替出來的一種稠油熱采技術，是一種稠油油藏轉換開發方式的前沿技術，采出程度可達50%，與蒸汽吞吐相比，采出程度提高了2倍多[1-7]。針對超稠油蒸汽驅技術，遼河油田在曙一區進行了十余年攻關探索，杜229塊蒸汽驅先導試驗取得成功，開發指標超過方案設計，超稠油蒸汽驅技術取得初步成功。但對于黏度更高、厚度更薄、層數更多、凈總比更小的薄互層超稠油油藏國內外仍沒有先例。因此，為掌握該類油藏蒸汽驅開發技術，優選具有代表性的杜80塊開展先導試驗。

杜80塊興隆臺油層為典型的薄互層超稠油油藏，1999年投入開發，2002年開展蒸汽吞吐開發，目前整體已進入高周期、高采出開發階段，目前的蒸汽吞吐開發方式無法實現持續效益穩產，亟需探索新的開發方式。為探索薄互層超稠油油藏蒸汽驅開發技術[8]，確保先導試驗的成功實施，需要從驅替層位、井網井距、注采參數、轉驅時機、射孔方式等方面進行油藏工程方案優化設計[9-15]，確保薄互層超稠油油藏蒸汽驅成功實施。

1 油藏概況

1.1 地質特征

曙光油田杜80塊地處盤錦市西部新生農場境內，構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡齊曙上臺階中段，西靠杜813塊，北接杜229塊。開發目的層為沙一、二段(Es1+2)興隆臺油層，油藏埋深為810～950 m，孔隙度為30.3%，滲透率為1 600 mD，屬于高孔高滲儲層。層間非均質性較強，共發育5個油層組，23個小層。儲層以含礫砂巖和不等粒砂巖為主，物性差異較大，滲透率級差為4.8，變異系數為0.37，突進系數為1.4。油藏隔夾層相對較發育，主要為灰綠色、灰色泥巖和灰綠色泥質粉砂巖、粉砂質泥巖；各油層組間的隔層厚度一般為1.0～12.0 m，層系內泥巖隔層較薄，興Ⅱ組與興Ⅲ組之間隔層厚度為1.5～6.0 m，興Ⅲ組與興Ⅳ組之間隔層厚度為2.0～10.0 m。50 ℃原油平均黏度為8.455 1×104mPa·s。

1.2 開發歷程及現狀

杜80塊興隆臺油層于1999年開始試采，2002年在北部主體區域采用70 m井距(油層厚度大于50.0 m)和100 m井距(油層厚度為20.0～50.0 m)正方形井網蒸汽吞吐開發。截至目前，總井數為167口，開井數為98口，日產液為1 501 t/d，日產油為319 t/d，綜合含水為78.7%。區塊年注汽量為45×104t，年油汽比為0.25，年采油量為11.3×104t/a，采油速度為1.33%，年采水量為38×104t/a。平均吞吐14.5周期，累計采油量為183×104t，采出程度為21.6%，累計注汽量為582×104t，累計油汽比為0.32。

經過20 a的蒸汽吞吐開發，可采儲量采出程度為91.1%(標定采收率為23.7%)，目前油藏壓力水平低，汽竄情況嚴重，繼續吞吐潛力有限，開發形勢嚴峻。因此，從油藏長期可持續發展角度考慮，亟需轉換開發方式。油藏雖然采出程度較高，但剩余油仍相對富集，平面整體動用程度為65%～75%，井間10～30 m范圍內含油飽和度為0.30～0.40，縱向上平均單井驅替層段剩余石油地質儲量為2×104～4×104t，含油飽和度為0.56，具備轉驅的物質基礎。

2 蒸汽驅油藏工程設計

超稠油蒸汽驅與普通稠油蒸汽驅特點不同，所需熱量更大，剝蝕作用更明顯，無明顯產量高峰，剝蝕穩產期長?，F場實踐表明：超稠油汽腔檢測溫度呈指形，驅油以單層剝蝕為主；普通稠油汽腔檢測溫度呈箱形，形成一定厚度驅替[16-19]。杜80塊與杜229塊對比，黏度更高、厚度更薄、層數更多、凈總比更小，埋藏較深(一般在850 m以上)，蒸汽驅操控難度大。因此，需要從驅替層位、井網井距、注采參數、轉驅時機等方面進行方案優化設計，確保薄互層超稠油油藏蒸汽驅成功實施。

2.1 設計原則

杜80塊薄互層超稠油油藏工程方案遵循4項原則：①能夠代表互層狀超稠油油藏特點，實現蒸汽驅技術工業化推廣；②具備一定的物質基礎，確保油井具有一定的生產能力，且油層連通性好，連通系數在0.85以上；③井網井距相對規則且注采井組、井下技術狀況相對完好；④完善注采系統及配套監測系統，為開發效果評價及調整部署提供科學依據。

2.2 開發層系劃分和組合

借鑒杜229塊蒸汽驅成功經驗，蒸汽驅替過程中，層系內盡量選擇油層厚度集中、連通性好、級差小的層段，具體原則為：①連通性好，油層厚度為20.0～30.0m(主力層厚度大于15.0 m)；②油層集中，凈總比大于0.40；③相對均質，滲透率級差小于4。

杜80塊興隆臺油層縱向上細分為2套開發層系，具有油層厚度大、層數多、單層厚度小的特點，深入分析儲層發育特點、產能狀況，將其劃分為上層系(興Ⅱ、Ⅲ)和下層系(興Ⅳ、Ⅴ)，上層系和下層系中間穩定發育5.0 m左右的泥巖隔層(圖1)，泥巖隔層封閉了上、下層系油氣運移通道，可以分別進行獨立開發。

圖1 杜80塊北部剖面圖Fig.1 The northern profile of Block Du 80

2.3 井網井距優化

2.3.1 優化設計法

蒸汽驅最優設計方法是綜合考慮產液能力、注汽能力、井底干度、油層厚度、油藏深度等影響因素，對蒸汽驅井網井距進行設計的一種方法。依據單井最低注汽量與單井最大產液量的比例關系設計井網形式，若注汽量與產液量接近，則可設計為反五點井網；若注汽量是產液量的3倍，則設計為反九點井網。按照單井最低注汽量和最大產液量的計算結果，其比例基本為3∶1，故優選反九點井網[19-21]。

利用公式計算出反九點井網條件下理論井距為66～68 m，考慮到實際井距70 m與理論井距比較接近，因此，優選井距為70 m(表1)。井距計算公式為：

表1 杜80塊蒸汽驅井距計算結果Table 1 The calculation results of steam flooding well spacing in Block Du 80

(1)

式中：d為井距，m；n為采油井與注汽井的井數比例；q1為單井產液量，m3/d；Qs為單位油藏體積注汽速率，t/(d·m·hm2)；ho為油層有效厚度，m；FA為面積系數；RPI為井組采注比。

2.3.2 數值模擬法

運用數值模擬方法對比了70 m井距和100 m井距下反九點井網蒸汽驅的采收率及溫度場(圖2)。由圖2可知：70 m井距反九點井網蒸汽驅平面動用程度達到90%以上，最終采收率為58.5%；100 m井距反九點井網平面動用程度為75%～85%，最終采收率僅為40.2%；70 m井距蒸汽驅的平面動用程度也遠高于100 m井距。

圖2 不同井距下蒸汽驅溫度場對比Fig.2 The comparison of steam flooding temperature field at different well spacing

2.4 注采參數優化

2.4.1 采注比優選

蒸汽驅階段采注比過小，會造成井底壓力上升，蒸汽單向突進嚴重，導致汽驅階段提早結束。因此，在井網井距確定的情況下，采注比的優選與油藏的產液能力具有相關性。采注比的數值模擬結果見表2。由表2可知：采注比過低，地層壓力相對恢復較快，無法形成有效的蒸汽帶，不易形成蒸汽腔；采注比過高，油井見效快，但汽竄相對也快，導致蒸汽驅階段時間縮短；采注比為1.1～1.2時，凈產油量和采收率上升幅度最大，效益最好。因此，根據杜80塊單井最大排液量為40 t/d，采注比優選結果為1.1～1.2。

表2 采注比優選結果Table 2 The selection results of injection-production ratio

2.4.2 注汽速率

在給定井底干度為50%、采注比為1.2的條件下，對不同的注汽速率進行模擬計算(表3)。由表3可知：注汽速率為1.7～1.9 t/(d·m·hm2)時，開發效果較好。結合理論計算、現場測試和數值模擬結果，推薦注汽速率為1.7～1.9 t/(d·m·hm2)。

表3 蒸汽驅注汽速率優選結果Table 3 The selection results of steam injection rate of steam flooding

2.4.3 井底蒸汽干度

注入井底蒸汽干度的高低，不僅決定蒸汽攜帶熱量的多少，能否有效加熱油層，而且還決定蒸汽帶體積能否穩定擴展，驅掃油層達到有效汽驅。一般是注入蒸汽干度越高，開發效果越好。國內外研究資料也表明，對于油層厚度較薄的單層狀和互層狀油藏，要盡量提高井底蒸汽干度。但蒸汽干度太高，成本也高，因此，需對經濟合理的注汽干度進行優選。

在注汽速率為1.8 m3/(d·m·hm2)、采注比為1.2的條件下，以瞬時油汽比0.12作為約束條件，優選井底蒸汽干度(表4)。由表4可知：注入蒸汽干度越高，其采出程度、油汽比、凈產油越高，蒸汽驅開發效果越好；蒸汽干度為50%時，汽驅采收率、凈產油變化明顯；當蒸汽干度大于50%時，隨注汽干度的繼續提高，采收率上升幅度明顯變小。因此，蒸汽干度為50%即可滿足汽驅要求，以大于50%為最佳。

表4 井底蒸汽干度優選結果Table 4 The selection results of downhole steam dryness

現場蒸汽干度取樣結果表明：當注汽速率為1.8 m3/(d·m·hm2)時，780 m處蒸汽干度為50%，蒸汽驅井組效果相對較好；當注汽速率為1.6 m3/(d·m·hm2)時，780 m處蒸汽干度為45%，井組效果相對差。因此，初期最低注汽速率為1.8 m3/(d·m·hm2)，才能確保井底干度在50%以上，進而保障井組開發效果。

2.5 轉驅時機優化

對于埋藏較深(一般在800 m以上)、黏度較大、厚度較薄、層數較多、凈總比較小的復雜油藏，由于原始油層壓力較高，不能直接進行蒸汽驅開發，蒸汽吞吐就成為降低油層壓力、預熱油層的主要手段，但蒸汽吞吐期不宜過長，否則會使開發效益變差。

對于薄互層超稠油油藏，考慮不同區塊滲透率差異，建立流度(λ=K/μ)與啟動溫度關系，確定流體在地層中流動的難易程度。通過消除原油黏度、油藏滲透率變化的影響，建立不同流度下對應的蒸汽驅啟動溫度關系圖版(圖3)，隨著流度減小，啟動溫度就會越來越高。因此，依據區塊滲透率為1 600 mD，黏度為8.453 1×104mPa·s，確定啟動溫度在80 ℃以上。

圖3 K/μ與啟動溫度關系散點圖Fig.3 The scatter diagram of the relationship between K/μ and starting temperature

目前油層溫度為68～104 ℃，油層壓力為1.20～2.39 MPa，剩余油飽和度大于50%，油層主體區域基本符合超稠油蒸汽驅轉驅條件。

2.6 射孔方式優化

杜80塊興隆臺油層縱向共發育10個小層，滲透率級差為4.8，受蒸汽超覆影響，各小層間動用差異較大，層間吸汽不均衡。為確保轉驅后油層均衡動用，最大限度減小儲層非均質性對蒸汽驅效果的影響，利用蒸汽超覆原理，對射孔厚度進行優化(表5)。由表5可知：在現有儲層參數(如滲透率級差、油層厚度等)的基礎上，采用厚度界限與級差界限射孔原則，既能夠均衡動用油層，又能保證蒸汽腔的均勻擴展，階段實施15個井組，實現了縱向動用程度為90%以上。

表5 薄互層蒸汽驅射孔優化原則Table 5 The summary of perforating optimization principles for steam flooding in thin interbed

3 蒸汽驅試驗及開發效果

3.1 蒸汽驅井組概況

通過前期論證，在杜80塊北部按70 m井距反9點井網共部署24個蒸汽驅井組，在此基礎上，優選4個井組開展蒸汽驅現場試驗。試驗井組驅替層段興Ⅱ+Ⅲ油層，油層厚度為30 m，石油地質儲量為56.9×104t。共有注汽井4口，油井21口，轉驅前采出程度為42.0%，預計最終采收率達65.0%，增加可采儲量13×104t。轉驅后，日產液量為458.6 t/d，日產油量為119.8 t/d，含水為73.8%，階段產油量為2.21×104t。

3.2 蒸汽驅開發效果

(1) 與蒸汽吞吐對比，開發效果明顯改善。開井率由78%升至100%，生產時率由69%升至78%，綜合含水由80.0%降至74.0%，實現了油井的有效利用。單井日產油由3.4 t/d升至6.0 t/d(圖4)，階段累計產油量為5.3×104t，累計增油量為3.7×104t，采油速度由1.7%升至3.4%。

圖4 杜80蒸汽驅先導試驗轉驅前后產量變化曲線Fig.4 The yield change curve before and after flooding conversion in steam flooding pilot test in Block Du 80

(2) 平面上蒸汽腔逐漸形成。通過觀察井及生產井井溫資料[20]，綜合判定蒸汽驅整體仍處于熱水驅階段(100～200 ℃)，但汽腔發育雛形正在建立。經過5個月，溫度由79 ℃上升至97 ℃，根據傳熱學中導熱基本定律(傅里葉定律)推導蒸汽驅過程中的導熱公式，計算注汽井周圍大約27 m范圍已形成蒸汽腔。

4 結論及認識

(1) 薄互層超稠油油藏開展蒸汽驅的地質條件為：連通性好，油層厚度為20～30 m(主力層厚度大于15 m)；油層集中，凈總比大于0.40；相對均質，滲透率級差小于4。

(2) 油藏工程優化設計結果：杜80塊興隆臺油層中穩定發育5 m左右的泥巖隔層，可劃分為2套層系獨立開發；井網井距為70 m井距反九點井網，注汽速率為1.7～1.9 t/(d·m·hm2)，采注比為1.1～1.2，井底蒸汽干度以大于50%為最佳，轉驅時機為油藏溫度大于80 ℃；根據小層厚度及級差界限，分別采用不同厚度、不同孔密的射孔方式。

(3) 蒸汽驅現場先導試驗取得良好的開發效果，單井日產油由3.4 t/d升至6.0 t/d，階段累計增油量為3.7×104t，采油速度由1.7%上升至3.4%。礦場試驗表明，薄互層超稠油蒸汽驅是可行的，可成為該類油藏吞吐后期主要接替技術之一，具有廣闊的應用前景。