S斷塊稠油油藏直井與水平井組合蒸汽吞吐工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計

田鴻照，孫 野

（中國石油長城鉆探工程公司地質(zhì)研究院，遼寧盤錦124010）

1 油藏概況

蒸汽吞吐是開發(fā)稠油油藏的一種經(jīng)濟(jì)有效的方法［1-3］。S斷塊有兩口直井進(jìn)行了蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗，試采結(jié)果表明S斷塊具有蒸汽吞吐開發(fā)的潛力。由于S斷塊為一中低孔、中低滲、深層稠油油藏，且兩口蒸汽吞吐井在實施過程中未達(dá)到設(shè)計要求，開發(fā)效果較差。為了加快產(chǎn)能建設(shè)的步伐，提高油藏的后續(xù)開發(fā)效果，本文探索使用直井與水平井組合蒸汽吞吐的方式進(jìn)行開發(fā)，并進(jìn)行蒸汽吞吐注采工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計。

S斷塊構(gòu)造上為一受斷層控制的斷背斜，主要含油層系為侏羅系，儲層巖性以砂礫巖和砂巖為主，平均孔隙度為19.9%，平均滲透率為114.9×10-3μm2。油層埋深為1 300～1 600 m，油層平均有效厚度為28.2 m，含油面積為1.74 km2，石油地質(zhì)儲量為621.2×104t。油藏原始地層壓力為16.4 MPa，原始油層溫度為59.7 ℃，含油飽和度為65%，原油粘度（50 ℃）為800～2 000 mPa·s，原油密度（20 ℃）為0.954～0.968 g／cm3，屬于中低孔、中低滲、深層稠油油藏。

2 開發(fā)方式優(yōu)選

2.1 開發(fā)方式

通過五種開發(fā)方式對比，直井與水平組合吞吐＋蒸汽驅(qū)累產(chǎn)油、采出程度最高，經(jīng)濟(jì)效益最好，因此推薦S斷塊采用直井與水平組合吞吐＋蒸汽驅(qū)開發(fā)方式開發(fā)（表1）。考慮吞吐后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，優(yōu)化了最好的布井方式及射孔層位［4］，即水平井位于兩排直井中間，吞吐階段直井射孔層全井段射開，水平井射孔層為13層，距油層底界約7 m。

2.2 水平井段長度

水平井段的長短是決定著開發(fā)效果的好壞，水平井段越長，相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)投入就越大，但與油層接觸面積就越大，開發(fā)效果就會越好［5-6］。從表2 中可以看出，水平井段越長，產(chǎn)量越高，但水平井段長為300 m 時，采出程度較高，經(jīng)濟(jì)效益較好。考慮油層非均質(zhì)性、地層傾角及對井底蒸汽干度的要求，推薦水平井段長300 m。

3 注采參數(shù)優(yōu)選

3.1 注采井排距、井距優(yōu)選

在稠油熱采井網(wǎng)井距優(yōu)選過程中，要增加采油速度并及時見到汽驅(qū)效果，就應(yīng)減小井距；但井距越小，需鉆的油井?dāng)?shù)量就會增多，導(dǎo)致開發(fā)投資增大［7］。從圖1、圖2中看出，采用100 m 注采井距吞吐＋汽驅(qū)采出程度高，總收入最高；而注汽直井井距100 m 的條件下，采油速度適中，總收入高。因此，推薦注采井排距、井距均為100 m。

表1 不同開發(fā)方式效果對比

表2 不同水平井段長度下開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

圖1 注采井排距與總收入、采出程度關(guān)系曲線

圖2 直井井距與總收入、采出程度關(guān)系曲線

3.2 井底蒸汽干度

影響蒸汽吞吐開發(fā)效果的首要因素是井底蒸汽干度［8］。對于深層稠油油藏，注汽的井筒熱損失較大，井底蒸汽干度也會降低。圖3、圖4 表明，在保持一定的注入量和注汽速度下，井底蒸汽干度大于40%時，產(chǎn)量增加幅度最大，吞吐開發(fā)效果最好。

3.3 注汽速度

增加注汽速度可以有效降低井筒的熱損失，保證井底蒸汽干度，還可縮短油井停產(chǎn)注汽的時間，有利于提高吞吐效果［2，8］。對于S 斷塊這類深層油藏，進(jìn)行蒸汽吞吐時需提高蒸汽速度以保證井底干度及注入壓力。圖5、圖6表明了注汽速度對該斷塊產(chǎn)油量的影響。綜合各方面生產(chǎn)指標(biāo)及油層吸汽能力，推薦注汽速度保持在360 m3／d左右。

圖3 直井井底蒸汽干度隨產(chǎn)油量變化曲線

圖4 水平井井底蒸汽干度隨產(chǎn)油量變化曲線

3.4 注汽強(qiáng)度

蒸汽注入量過高，會導(dǎo)致油井停產(chǎn)作業(yè)時間延長，還可能造成地層中原油遠(yuǎn)離井底，導(dǎo)致周期油汽比下降；注汽量減小，周期產(chǎn)油量又會降低。因此，對于一個具體的稠油油藏，蒸汽注入量有一個最佳范圍［7］。圖7、圖8表明，直井一周期注汽強(qiáng)度為60t／m，水平井一周期注汽強(qiáng)度為10 t／m，開發(fā)效果好。

圖5 直井注汽速度隨產(chǎn)油量變化曲線

圖6 水平井注汽速度隨產(chǎn)油量變化曲線

圖7 直井注汽強(qiáng)度隨產(chǎn)油量、油汽比變化曲線

圖8 水平井注汽強(qiáng)度隨產(chǎn)油量、油汽比變化曲線

3.5 注汽壓力

理論研究及現(xiàn)場實踐表明［6，8］，注汽壓力及相應(yīng)的注汽速度要低于油層的破裂壓力。若超高速、超高壓力注汽，可能會壓裂油層，導(dǎo)致裂縫性蒸汽竄流，使蒸汽吞吐后期輪次及蒸汽驅(qū)開采階段的熱采效果變差。圖9表明，注汽壓力18 MPa就能滿足注汽要求。在實施過程中，為了保證注汽量，實現(xiàn)吞吐階段的產(chǎn)量，現(xiàn)場須保證注汽壓力小于破裂壓力（油層在1 350 m 處的破裂壓力為23.1 MPa）。

圖9 不同注汽壓力下產(chǎn)油量變化曲線

3.6 燜井時間

注汽后的燜井是為了把蒸汽所攜帶的潛熱有效地傳給油藏，把油層均勻并充分加熱，防止生產(chǎn)時采出過多的蒸汽，以提高蒸汽的利用率。燜井時間短，熱交換不充分，產(chǎn)出液帶出大量熱，熱利用率低；燜井時間太長，井底熱損失大，造成熱能浪費［9］。對于S斷塊稠油油藏，在注汽條件一定的情況下，燜井時間在6 d左右時吞吐開發(fā)效果最好（圖10、圖11）。

圖10 直井燜井時間隨產(chǎn)油量變化曲線

圖11 水平井燜井時間隨產(chǎn)油量變化曲線

3.7 不同周期的注汽量

只有逐周期地增加注汽量，擴(kuò)大油層中的加熱半徑，才能提供足夠的可流動原油，達(dá)到蒸汽吞吐降壓采油的目的［10］。從圖12、13中可以看出，直井6周期、水平井7周期之后注汽量不再增加，此時產(chǎn)油量增加幅度最大，開發(fā)效果最好。根據(jù)優(yōu)選的注汽強(qiáng)度，直井一周期注汽量為1 800 m3，水平井一周期注汽量為3 000 m3。

圖12 直井注汽量遞增百分?jǐn)?shù)與凈產(chǎn)油變化曲線

圖13 水平井注汽量遞增百分?jǐn)?shù)與凈產(chǎn)油變化曲線

4 結(jié)論及建議

（1）根據(jù)S斷塊埋藏較深、油層較厚的特點，使用直井與水平井組合的熱采方式可以獲得較好的開發(fā)效果。同時為了避免井筒熱損失太大，以及減小油流阻力，可使用高溫注汽井口、隔熱管、伸縮管、高溫封隔器、篩管等組成的注汽管柱，延長吞吐周期。

（2）為保證蒸汽吞吐作業(yè)的順利實施，在具體實施時，應(yīng)注意注入蒸汽溫度要高，干度要盡可能的大，注汽速度在350 m3／d左右，燜井時間6天左右，單個吞吐周期時間不宜過長，周期次數(shù)約為6-7次。

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