齊40塊蒸汽驅(qū)74井組優(yōu)化注氣量研究與應用

李幸波(中油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010)

引言

稠油油藏注蒸汽開發(fā)中后期，蒸汽竄流及超覆現(xiàn)象越來越嚴重，蒸汽吞吐以及蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果日益變差，其主要現(xiàn)象表現(xiàn)為原油日產(chǎn)量下降、含水率上升、累積油汽比降低等。對于儲層物性好、滲透率高的稠油油藏，易形成蒸汽突進，造成嚴重的蒸汽竄流；同時注入的高溫蒸汽與油藏流體間的密度差異導致蒸汽超覆于油藏頂部流動，因此注蒸汽開發(fā)后期油藏中仍然殘留大量的熱量。針對這一現(xiàn)象，我們?yōu)榱四苡行У奶岣邿崃康睦寐剩瑢Σ煌挠蛯舆M行不同的情況分析，進行注汽量的調(diào)整，以求達到最佳的注采效果。

一、基本概況[1]

邊部合采區(qū)74井組位于區(qū)塊外圍 ，油藏埋深650～1050米，地層傾角5～ 25°，油層厚度30.1米，孔隙度24.7%。井組含油面積3.15km2，地質(zhì)儲量1885.4×104噸。

按儲層物性發(fā)育及地理位置把74井組分為五個區(qū)域。各區(qū)域油藏條件差異大，總體來看，西部高傾角區(qū)油藏條件最好，其次是西南邊緣區(qū)和東南邊緣區(qū)，東北角和邊底水最差。

目前74井組蒸汽驅(qū)開發(fā)已6年的時間，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水、溫度、注入倍數(shù)等相關(guān)參數(shù)發(fā)生了明顯的變化。隨著轉(zhuǎn)驅(qū)時間的延長，井組日產(chǎn)液、日產(chǎn)油不斷上升。日產(chǎn)液由轉(zhuǎn)驅(qū)前的2417噸上升到目前的7208噸，增加4791噸，日產(chǎn)油由381噸上升到955噸，增加574噸。

二、現(xiàn)階段蒸汽驅(qū)開采存在的問題

74井組不同區(qū)域受地質(zhì)構(gòu)造、儲層物性以及轉(zhuǎn)驅(qū)前的開采狀況不同等因素影響，5個不同區(qū)域汽驅(qū)開采效果差異較大。井組進入驅(qū)替階段后，西部高傾角區(qū)及西南邊緣區(qū)北部儲層物性相對較好，為產(chǎn)量上升的主要單元；東部邊底水區(qū)與東北角區(qū)由于發(fā)育邊底水及儲層物性差影響，汽驅(qū)效果較差。

1.東北角區(qū)

（1）受汽竄、井況差等因數(shù)影響，47.7%采油井難以提液。（目前井況差井有34口）

（2）由于油層縱向差異及汽驅(qū)分注技術(shù)的限制，井組的分注不合格，導致吸汽好的層段汽驅(qū)發(fā)展過快、吸汽差層發(fā)展過慢，從而影響井組汽驅(qū)效果。

（3）蓮Ⅰ 、蓮Ⅱ油層因轉(zhuǎn)驅(qū)時間差異，層間干擾嚴重。

2.邊底水區(qū)

（1）油井井況差，油層出砂嚴重，提液難度大。

（2）主力層已突破，且動用程度高（53.4%）、汽竄井17%、剩余油潛力小（27.4%）導致井組油汽比低（0.07）。

3.東南邊緣區(qū)

東南邊緣區(qū)由于主力層單一，汽驅(qū)見效早，穩(wěn)產(chǎn)期短，突破快，突破后遞減率大。目前井區(qū)有突破井18口（32%），突破井組4個（26.7%）。

由于74井組屬于齊40塊外圍油藏區(qū)塊，油藏地主條件差異大，轉(zhuǎn)驅(qū)后汽驅(qū)效果不太理想。其東北角區(qū)域地層壓力高、西南邊緣區(qū)地下油層薄、邊底水區(qū)地層影響，汽驅(qū)效果一直不太理想，因此，必須對這些地區(qū)進行研究，采取更合適該地層條件的動態(tài)調(diào)控方式才能改善汽驅(qū)效果。

三、注汽量動態(tài)調(diào)控措施分析

目前74井組部分井組已進入突破階段初期，對此，2011年3月-2012年4月采取對井區(qū)注汽井注汽量進行動態(tài)調(diào)整，以減緩產(chǎn)量遞減和提高汽驅(qū)油汽比。

1.74井組注汽量調(diào)整整體情況

為了減緩蒸汽驅(qū)產(chǎn)量遞減，提高油汽比，對汽驅(qū)井組進行了注汽動態(tài)調(diào)整。到目前74井組共計劃調(diào)整77井次，日注汽量減少2631噸，年減少注汽量96萬噸。已實施64井次，日注汽量減少2275噸，年減少83萬噸。

2.74井組注汽量動態(tài)調(diào)整措施效果

整體的74井組相對于其他井組區(qū)域轉(zhuǎn)驅(qū)較晚，并未完全進入驅(qū)替階段，除規(guī)模應用的調(diào)控技術(shù)外，再優(yōu)化調(diào)控時，應根據(jù)其所處開發(fā)階段的不同，區(qū)別于其他的調(diào)控技術(shù)。目前74井組根據(jù)轉(zhuǎn)驅(qū)時間及地質(zhì)條件分為五個區(qū)域，根據(jù)實際開發(fā)狀況分析認為東北角驅(qū)、邊底水區(qū)、東南邊緣區(qū)矛盾較為突出，存在制約汽驅(qū)效果及經(jīng)濟效益的主要因素，因此在預定方案調(diào)控的基礎上對其進行動態(tài)調(diào)控優(yōu)化。

（1）薄層井組調(diào)控技術(shù)

東南邊緣區(qū)井組油層發(fā)育較薄，平均只有24.7m。分析認為該區(qū)域地質(zhì)條件相對較差導致開發(fā)效果變差，需合理優(yōu)化注汽速度，以適應不同井組地質(zhì)條件的需要。

（2）邊底水井組調(diào)控技術(shù)

該區(qū)域卡法效果差，分析認為主要受到邊水入侵影響，因此對其進行研究。該區(qū)域分蓮Ⅰ、蓮Ⅱ兩套油水系統(tǒng)，蓮Ⅰ原始油水界面1035m，蓮Ⅱ原始油水界面1045m。

目前有水侵井43口，邊水入侵量越大，蒸汽在油層中的熱損失越大，注汽干度低。因此對二線的個別井組進行增加注汽量的調(diào)整措施。

（3）高壓井組調(diào)控技術(shù)

東北角部分井組地層壓力相對較高，轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力3～5Mpa，較其他地區(qū)高出2～3Mpa，目前地層壓力為2～7Mpa，部分地區(qū)接近汽驅(qū)臨界壓力。地層壓力高影響注汽質(zhì)量，其主要表現(xiàn)為熱水驅(qū)，不利于熱連通的形成，汽腔擴展緩慢。因此對這樣的井組進行回采降壓，待地層壓力低于3.0Mpa時，再轉(zhuǎn)汽驅(qū)。

（4）油汽比低，經(jīng)濟效益差井組注汽井停注

東北角4-K8井組隔夾層發(fā)育，油層連通程度低，油藏熱利用率低。轉(zhuǎn)驅(qū)后井組5口井受效差，井組油汽比低，于11.3月停注 ，目前產(chǎn)量保持平穩(wěn)。

3.3、到目前為止74井組經(jīng)過注汽量調(diào)整,共實施間歇注汽9井次，調(diào)整后日注汽量減少660噸。累計增油1380噸。

四、結(jié)論及認識

1.齊40塊74井組自2010年下半年產(chǎn)量開始下降，針對74井組的實際情況，2011年上半年開始采取了以注汽調(diào)整為主的調(diào)控措施，遏制了產(chǎn)量下降的趨勢，提高了油汽比，同時對下一年工作重

2.點74指明了方向。井組注汽調(diào)控后汽竄得到一定減緩，油汽比、采注比都有所提高。

3.74井組通過注汽調(diào)控措施改善井組驅(qū)替效果。

井組的優(yōu)勢驅(qū)替方向不變，部分井組處于突破初期，根據(jù)實際生產(chǎn)狀況及地質(zhì)條件不斷對各項參數(shù)進行優(yōu)化調(diào)整、合理分配，以達到減緩產(chǎn)量遞減過快的目的。

[1]付崇清 歡喜嶺油田齊40塊蒸汽驅(qū)開發(fā)實踐與認識 [J].石油地質(zhì)與工程 ，2007，21（2）：98～100.