蒸汽驅(qū)轉(zhuǎn)向注汽技術(shù)的研究與應(yīng)用

向智紅(中油遼河油田公司歡喜嶺采油廠采油作業(yè)三區(qū)，遼寧 盤錦 124114)

1 地質(zhì)概況

齊40塊構(gòu)造上位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡南段，歡曙上臺(tái)階上傾部位。開發(fā)目的層為沙三下蓮花油層，含油面積:7.9km2，原始地質(zhì)儲(chǔ)量3774×104t，油層埋深625-1050m，平均油層有效厚度37.7m，平均孔隙度31.5%，平均滲透率2.06μm2，原始地層壓力8.5MPa，原始油層溫度36.8℃。

齊40塊沉積類型為扇三角洲前緣亞相沉積，主要發(fā)育有水下分流河道、河口砂壩、分流間及前緣薄層砂四種微相類型，屬高孔高滲稠油油藏。

2 開發(fā)歷程

198 7 年齊40塊投入開發(fā)，按開發(fā)方式劃分為蒸汽吞吐開發(fā)和蒸汽驅(qū)開發(fā)兩個(gè)階段，其中吞吐階段按井網(wǎng)調(diào)整劃分為141m、100m、70m三個(gè)階段。

200 6 年12月工業(yè)化轉(zhuǎn)驅(qū)以來，區(qū)塊核實(shí)日產(chǎn)油上升7個(gè)百噸臺(tái)階，2009年10月達(dá)到最高1931t。與轉(zhuǎn)驅(qū)前相比，采油速度提高了0.53個(gè)百分點(diǎn)，階段采出程度12.1%。

3 蒸汽平面波及規(guī)律研究

齊40蒸汽驅(qū)為70m×100m反九點(diǎn)注采井網(wǎng)，除65井組蓮Ⅱ井區(qū)井網(wǎng)較規(guī)則外，65井組蓮1井區(qū)及74井組井網(wǎng)不規(guī)則。蒸汽驅(qū)平面波及范圍與沉積相和注采井距有關(guān)，在河道發(fā)育部位、邊井首先被波及到。油井受效主控因素為地層傾角和沉積相。地層傾角＞12°時(shí)，地層傾角是主控因素，地層傾角越大，蒸汽超覆作用越強(qiáng)。地層傾角＜12°時(shí)，沉積相是主控因素，在同一部位沉積有利相帶油井先見效。因此，蒸汽優(yōu)先波及區(qū)域?yàn)?（1）順河道方向，（2）注采井距小的生產(chǎn)井，（3）構(gòu)造上傾部位（大于12°），（4）采出程度高、壓力低、虧空大生產(chǎn)井。

由于地層溫度基本不變，地層壓力下降，蒸汽腔不斷擴(kuò)大。利用汽化溫度和壓力關(guān)系確定蒸汽腔范圍，65井組各井組均形成汽腔，汽腔半徑在15m—40m之間，平均30m；74井組汽驅(qū)井組72個(gè)，形成汽腔54個(gè)，汽腔半徑在10m-40m之間，平均20m。

4 轉(zhuǎn)向注汽試驗(yàn)效果分析

4.1 先導(dǎo)試驗(yàn)實(shí)施情況

201 0 年實(shí)施了轉(zhuǎn)向注汽先導(dǎo)試驗(yàn)井組20個(gè)，利用汽竄井15口、未受效井5口實(shí)施轉(zhuǎn)向注汽。

4.2 實(shí)施后三場(chǎng)對(duì)比分析

從轉(zhuǎn)向注汽井組前后三場(chǎng)變化明顯。轉(zhuǎn)向注汽井組壓力場(chǎng)發(fā)生變化，轉(zhuǎn)向注汽井井底壓力由1.6-2.5MPa上升到4.0MPa。井組油氣運(yùn)移規(guī)律發(fā)生改變，轉(zhuǎn)向注汽井注入蒸汽向與連通較好的鄰井推進(jìn)，井底溫度增加，轉(zhuǎn)向注汽井井底溫度由60-206℃上升到234℃，汽腔波及區(qū)域增加。轉(zhuǎn)向受效井井底溫度由54℃上升到172℃，壓力由1.6MPa上升到2.4MPa。

轉(zhuǎn)向后平面蒸汽波及方向主要受沉積相帶和構(gòu)造控制。同一沉積條帶上，轉(zhuǎn)向注汽井主要吸汽層位與原注汽井主要吸汽層相同，表明轉(zhuǎn)向注汽技術(shù)能有效擴(kuò)大對(duì)應(yīng)汽竄層平面波及，沒有改變縱向動(dòng)用狀況。

4.3 實(shí)施后產(chǎn)量變化分析

從轉(zhuǎn)向注汽井組產(chǎn)量變化情況上看，汽竄井與未受效井轉(zhuǎn)向效果存在差異。汽竄井轉(zhuǎn)向井組增油明顯，日增油80t以上，轉(zhuǎn)向6個(gè)月后井組產(chǎn)液、產(chǎn)油下降。未受效井轉(zhuǎn)向初期井組產(chǎn)液、產(chǎn)油變化不大，轉(zhuǎn)向3-5個(gè)月井組產(chǎn)液、產(chǎn)油略有上升。

轉(zhuǎn)向注汽井組停注回采增油效果明顯，從生產(chǎn)曲線上看，汽竄井轉(zhuǎn)向回采后產(chǎn)液、產(chǎn)油高，未受效井回采后與轉(zhuǎn)向前差別不大。

4.4 初步認(rèn)識(shí)

4.4.1 汽竄井轉(zhuǎn)向注汽后，見效時(shí)間短、增油明顯，可進(jìn)一步擴(kuò)大汽腔，相反，未受效井受效慢、經(jīng)濟(jì)效益差。

4.4.2 轉(zhuǎn)向注汽井組三場(chǎng)變化明顯，平面動(dòng)用程度提高，但沒有改變縱向動(dòng)用狀況。

4.4.3 轉(zhuǎn)向注汽能夠?qū)崿F(xiàn)改變蒸汽流動(dòng)，減緩產(chǎn)量遞減的目的，從轉(zhuǎn)向注汽井組產(chǎn)量變化來看，措施最佳有效期為半年。

4.5 擴(kuò)大試驗(yàn)實(shí)施情況

轉(zhuǎn)向注汽技術(shù)在先導(dǎo)試驗(yàn)基礎(chǔ)上，在2011-2013年實(shí)施了10個(gè)井組，利用汽竄井6口、未受效井4口。

從產(chǎn)量變化情況來看，與轉(zhuǎn)向先導(dǎo)試驗(yàn)相同，汽竄井轉(zhuǎn)向效果要好于未受效井。從轉(zhuǎn)向注汽12-028井組生產(chǎn)曲線上看，井組產(chǎn)量有半年的高峰期，與轉(zhuǎn)向前相比日增油8t。

5 經(jīng)濟(jì)效益分析

5.1 轉(zhuǎn)向注汽井組產(chǎn)液、產(chǎn)油上升明顯，油汽比提高，轉(zhuǎn)向注汽井組平均日產(chǎn)液上升65t、日產(chǎn)油上升11t，油汽比由0.12上升到0.18。

5.2 轉(zhuǎn)向注汽井組壓力、溫度、汽腔增加，平面動(dòng)用程度提高，轉(zhuǎn)向注汽井組地層壓力平均上升0.12MPa，溫度上升15℃，平面動(dòng)用程度提高10.6%。

5.3 齊40蒸汽驅(qū)轉(zhuǎn)向注汽技術(shù)共實(shí)施30個(gè)井組，累計(jì)增油4.6×104t，轉(zhuǎn)向注汽回采增油2.1×104t，措施投入3652.7×104元，創(chuàng)效2005.6×104元，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

6 結(jié)語

6.1 汽竄井轉(zhuǎn)向注汽效果好于未受效井，汽竄井轉(zhuǎn)向注汽可充分利用現(xiàn)有氣腔向外擴(kuò)展，見效快，產(chǎn)量高，油氣比指標(biāo)好。受效差井轉(zhuǎn)向注汽有剩余油，但見效慢，油氣比低。

6.2 汽竄井轉(zhuǎn)向注汽，井組壓力場(chǎng)發(fā)生變化，油氣運(yùn)移規(guī)律發(fā)生改變，汽腔波及區(qū)域增加，可有效提高平面動(dòng)用程度。

6.3 轉(zhuǎn)向注汽最佳有效期為半年，研究三場(chǎng)變化，可實(shí)施間歇注汽，或可實(shí)施邊井、角井輪換注汽，擴(kuò)大掃油面積。

6.4 由于汽竄井層間矛盾突出，實(shí)施優(yōu)化射孔后轉(zhuǎn)向注汽，可達(dá)到在提高平面蒸汽波及的同時(shí)，提高縱向動(dòng)用程度。