套保稠油油藏出砂冷采后提高采收率技術

谷 武，林雨鳳，李旭東，鄧 濤，劉 楊

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

套保稠油油藏出砂冷采后提高采收率技術

谷 武，林雨鳳，李旭東，鄧 濤，劉 楊

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

通過分析區塊開發形式和存在的問題，進行了出砂冷采后多種開發方式的標準篩選以及此技術在該油藏的適應性研究，結合火驅物理模擬實驗，明確了該區塊進行火驅的可行性;利用數值模擬技術，優選了火驅合理的井網方式和注氣參數。2007年開始，通過開展現場試驗，見到了較好的效果，為提高區塊采收率提供了技術支持。

出砂冷采;采出程度;火驅;井網;注入參數;試驗效果;套保油田

引言

套保油田白92塊油藏類型為短軸背斜構造油藏，具有埋藏淺、膠結疏松及油層薄的特點。主要含油層系為薩爾圖油層，由6個小層組成，其中3號和5號小層為主力油層，油層埋深為300～400 m，有效厚度為6.9 m，滲透率為1 000×10－3～3 000×10－3μm2，油層條件下原油黏度為1 851 mPa·s，為普通稠油油藏。

2003年，采用出砂冷采方式投入開發，有50%以上的井日產油量達到10 t/d以上，最高達到30 t/d，是該區塊油井常規采油量的10～20倍，出砂冷采效果顯著［1］。由于出砂冷采依靠天然能量開發，屬于降壓開采，因此最終采收率較低［2］。目前該塊處于低產量、低采出程度階段，為實現區塊穩產，提高最終采收率，轉換開發方式勢在必行。

1 轉換開發方式的必要性

1.1 單井產量低

2003年，白92塊油藏出砂冷采井平均單井日產油均在3 t/d以上，區塊最高日產油達到190 t/d。到2007年底，區塊日產油降為32.1 t/d，平均單井日產油為0.4 t/d，采油速度僅為0.2%，區塊開發效果逐漸變差。

1.2 油層壓力低

白92塊油藏原始地層壓力為3.2 MPa，2005年的新井測壓資料表明，地層壓力已經降至1.4 MPa，地下虧空嚴重，地層能量嚴重不足。到2007年，區塊的76口生產井中，有38口開井生產，其余的井由于產液量和產油量低，被迫關井。

1.3 出砂冷采采出程度低

截至2007年底，白92塊油藏出砂冷采采出程度為6.8%，構造位置較高的主體部位，采出程度在15%左右，大部分資源滯留地下無法采出，轉換開發方式是提高采收率的關鍵。

2 出砂冷采后提高采收率方式評價

由于套保油田屬于普通稠油，原油黏度相對較高，尤其是出砂冷采后，地層壓力降低，油層脫氣后，原油黏度變大，流動性更差，因此需要采用熱采方式開發。國內外調研資料表明，目前稠油熱采方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD和火燒油層，將油層篩選標準［3］與白92塊油層條件及開發現狀進行對比，確定白92塊油藏出砂冷采后更適合轉為火燒油層技術進行開發(表1)。

3 轉火驅提高采收率可行性研究

3.1 油藏條件有利于火驅試驗

(1)白92塊薩爾圖油層橫向上連通性好，油層連通系數在85%以上，有利于提高火驅采油的波及系數;縱向上各小層間有較穩定的隔層分布，隔層厚度為2～5 m，能夠確保注入的空氣在產層中燃燒，避免縱向上氣竄，利于維持高溫燃燒模式［4］。

表1 不同熱力采油開采技術的油藏篩選標準

(2)白92塊出砂冷采后采出程度低，剩余油飽和度高，且油層物性條件好，有利于火驅的成功，能夠獲得良好的經濟效益。與白92塊油層條件相近的羅馬尼亞suplacu油田火驅取得了較好的效果，整個油藏按火驅方式開發，預計最終采收率為50%［5］。

(3)目前油藏地層壓力較低，可以降低注氣壓力，所用空氣壓縮機的功率低，投資少，從而降低火驅成本。

3.2 物理模擬實驗證明火驅能取得良好的效果

通過物模實驗可確定火燒油層的可行性，確定基本的點火操作參數，預測開發效果和經濟效益，因此，采用套保油田的油樣和實際粒度配比進行火燒的燃燒釜和燃燒管實驗［6］。

燃燒釜實驗用于驗證不同點火溫度和通風強度對空氣耗量和燃燒模式的影響。實驗結果表明，點火溫度對空氣耗量的影響極大，450℃點火時空氣耗量不到420℃點火時的1/2(空氣耗量分別為345.0 m3/m3和790.7 m3/m3)。高燃燒溫度是穩定燃燒和減少空氣消耗的最有效方法，在進入高溫穩定燃燒后，適當減少通風強度也可以降低空氣耗量，但同時也降低了火燒前緣的推進速度。因此，在火燒油層的初期階段要適當加大通風強度，以保證進入高溫穩定燃燒階段。

燃燒管實驗能夠模擬火燒油層的整個過程，確定基本的操作參數，預測開發效果和經濟效益。實驗結果表明，在穩定燃燒時空氣油比為1 091～1 483 m3/t，其值比火燒的經濟上限值3 500 m3/t低很多，預示在實際實施火驅時，采油速度和經濟效益較好。綜合分析認為，套保油田的油藏條件適合進行火燒油層開采。

4 井網方式選擇和注氣參數優選

4.1 井網方式選擇

根據白92塊油藏現有井網特點，火驅時可采用注采井距為106 m、排距為75 m的交錯線性井網，或者井距為106 m的正方形五點法井網。為確定火驅的最佳井網方式，開展了面積井網和線性井網火驅數值模擬優選研究。

面積井網火驅數模結果表明，雖然白92塊地層傾角只有2～3°，但氣體燃燒仍然具有超覆作用:上傾方向生產井助排氣體現象明顯(產氣量多)，下傾方向生產井重力泄油作用明顯(產油量多)。采用面積井網火驅，一旦某一個方向生產井的熱前緣突破，該井必須關井，導致該方向的原油將無法采出。羅馬尼亞Suplacu油田(地層傾角為5～8°)火驅現場試驗顯示，面積井網的體積波及系數僅有41%，而線性井網可以達到76%［7］。因此，對于帶有一定傾角的油層，其規模火驅不宜采用面積井網。

而線性火驅可以較好地解決上述問題:空氣從生產井的上游一側注入，發生突破時，該生產井關閉或者改為注氣井，未采出的原油可以從下一排生產井采出。但線性火驅初期也存在1個問題，就是當火驅前緣從第1排生產井突破時，2口注氣井之間的燃燒帶沒有完全連通，注氣井間存在死油區。因此，采用線性井網火驅，前期宜采用線性排列的幾個面積井網，待點火井為中心的幾個面積井網火驅燃燒帶連通成為1個細長的條帶后，再轉入線性井網火驅模式。這樣可以消除注氣井間的死油區，實現燃燒帶前緣火線完整、平行推進。羅馬尼亞大規模線性火驅的啟動大多是以面積火驅模式開始的。因此，對于有一定地層傾角的白92塊油層，初期可以采用面積井網，后期轉為線性井網，形成“面積啟動，線性驅替”的開發模式。

4.2 注氣參數優選

利用數值模擬技術，對面積火驅和線性火驅階段的注氣參數進行優選。面積火驅結果表明，注氣量越大，生產效果越好，單井注氣速度低于9 000 m3/d，不能保持合理的通風強度，無法維持油層正常燃燒，開發效果差;注氣速度為21 000 m3/d時，注氣壓力達到5.5 MPa，超過了上下隔層的破裂壓力，即4.9 MPa。優化結果:單井注氣速度在12 000～15 000 m3/d時，注氣壓力能控制在5 MPa以內，燃燒狀況和生產效果都較好，為最佳注氣速度 (表2)。線性火驅階段，優化的單井注氣速度亦為12 000～15 000 m3/d。

表2 面積火驅階段不同注氣速度生產情況

5 火驅現場試驗及階段效果

為進一步確定出砂冷采后轉火驅的試驗效果，2007年至2008年和2010年至目前，在白92塊油藏分別開展了面積井網火驅試驗和線性井網火驅試驗。

5.1 面積井網火驅試驗

2007年8月，選擇構造位置相對較高、油層發育，且連通性好的3個五點法井組(B+1－7、B+3－7和B+3－9為注氣井)開展火驅試驗(圖1)。試驗區共有8口一線生產井，面積為0.14 km2，儲量為20.2×104t，平均有效厚度為7.0 m，出砂冷采階段采出程度為16.3%。

火驅開始后12 d，一線井中的B1－9井，尾氣中的CO2氣體為3.61%，隨后CO2含量上升的井數不斷增加，其中B3－9井CO2含量最高達到22.8%，證實點火成功且形成了穩定的燃燒［8－9］?；痱?個月后見到效果，一線井產量逐漸上升。截至2008年12月，一線井平均單井日產油由火驅前的0.2 t/d上升到1.5 t/d，試驗井組累計增油2 615 t，平均單井累計增油326.9 t，火驅試驗見到了較好的效果。此時，由于監測到生產井井口有H2S氣體溢出，出于安全環保考慮，火驅試驗暫時停止。

5.2 線性井網火驅試驗

在面積井網火驅試驗取得較好效果的基礎上，完善配套工藝技術后，2010年重新開始火驅工作。為了充分發揮下傾方向重力泄油作用明顯、生產井產量高的優勢，從而形成由高部位向低部位逐排推進的方式進行驅替［10］，火驅方式由面積井網改為交錯線狀井網，選擇構造高部位的B+1－7、B+1－5、B+1－3、B+1－1及B+1－2井作為點火井，進行火驅試驗。從2010年4月到11月，火驅井陸續成功點火。截至2011年12月，17口一線井中，有7口井見到明顯的增油效果(B+3－1、B1－5、B+3－7、B1－9、B1－3、B+3－3及B2－5)，其中B+3－1和B+3－7井增油最為明顯，平均單井日增油分別為3.4 t/d和1.6 t/d。

從生產井見效特點分析，由于重力泄油作用，下傾方向大部分井明顯受效，而構造高部位只有1口井增油效果明顯。線性火驅試驗沒有達到預期的目的，影響因素有以下2個方面:①由于生產井含水上升、出砂嚴重，卡泵現象經常發生，導致生產井大面積停井，影響了效果;②現場火驅井的注氣量僅為3 682 m3/d，沒有達到注氣參數優化設計的要求。由于注氣量小，不能保持合理的通風強度，無法維持油層正常燃燒。

圖1 套保油田白92塊面積井網火驅井組井位

6 結論與認識

(1)面積井網火驅試驗見到了較好的增油效果，說明火驅是出砂冷采后提高采收率的有效技術手段。

(2)對于個別生產井見效慢的現象，應盡快開展蒸汽吞吐引效工作，從而使火燒前緣帶均勻、穩步推進，生產井全面見效。

(3)在線性火驅試驗中，由于現場注氣量始終沒有達到設計要求，影響了試驗效果。因此在火驅的初期階段，應保證合理的注氣強度，從而維持油層正常燃燒。

(4)由于出砂嚴重，生產井卡泵現象經常發生，影響了生產井的生產時率。因此開展防砂、治砂工作是保證白92塊生產井正常生產的關鍵。

［1］董曉玲，鐘顯彪，谷武，等.套保稠油油藏出砂冷采實踐與認識［J］.特種油氣藏，2004，11(S0):84－86.

［2］程紹志，胡常忠，劉新福.稠油出砂冷采技術［M］.北京:石油工業出版社，1998:45－52.

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［6］楊玉梅.套保稠油油田火燒油層可行性分析［J］.特種油氣藏，2006，13(2):54－55.

［7］張敬華，楊雙虎，王慶林.火燒油層采油［M］.北京:石油工業出版社，2000:6－7.

［8］岳清山，王艷輝.火驅采油方法的應用［M］.北京:石油工業出版社，2000:117－132.

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編輯 付 遙

TE345

A

1006－6535(2012)04－0065－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.04.016

20120130;改回日期:20120215

中國石油天然氣股份有限公司“復雜稠油油藏開發新技術研究與應用”部分研究成果(2008B－1003)

谷武(1971－)，男，高級工程師，1994年畢業于大慶石油學院石油地質勘查專業，現從事油田開發工作。