風城淺層超稠油蒸汽吞吐后期提高采收率技術

孫新革，趙長虹，熊 偉，李凌鐸,梁 珊

(中國石油新疆油田分公司，新疆 克拉瑪依 834000)

0 引 言

風城油田重32井區齊古組油藏埋深為100～220 m，平均為190 m，50 ℃原油黏度為16 400 mPa·s，為淺層超稠油油藏。構造上為一受逆斷裂控制的單斜，地層傾角約為3～5 °。齊古組為辮狀河流相沉積，發育J3q22-1+J3q22-2、J3q22-3、J3q33套油層，且層間隔層發育穩定。自2007年利用直井、水平井組合三層立體組合布井方式蒸汽吞吐開發，截至2014年底，平均蒸汽吞吐周期為10.9，階段油汽比由2009年的0.24降至2014年的0.09。為探索超稠油蒸汽吞吐后期改善開發效果及提高采收率的可行性，利用重力泄油原理，形成驅泄復合開發技術，在重32井區開展了直井-直井、直井-水平井(VHSD)、水平井-水平井(原井網HHSD、立體HHSD)不同組合形式的接替開發方式試驗。

1 驅泄復合技術原理

超稠油注蒸汽驅油過程中存在蒸汽驅動力、重力、毛管力[2-3]，其相互作用會對原油產生驅替作用。蒸汽驅動力對流體的水平驅替起主要作用；重力是流體間密度差產生的，引起垂向的壓力梯度，重力會引起蒸汽向上超覆、原油和凝結水的向下流動；毛管力是孔隙結構內的界面張力引起的附加力，在淺層超稠油疏松砂巖的高滲透孔隙體系中，毛管力作用比較小，可以忽略。蒸汽驅動力控制著油的水平運動，而重力引起油的垂向運動，根據達西定律可得到原油的水平運動與垂向運動速度之比，以重32井區為例計算得出。離注汽井6 m以內水平運動速度大于垂向運動速度；以蒸汽驅油為主，6 m以外水平運動速度小于垂向運動速度，以重力泄油為主。

根據蒸汽腔汽液界面方程推導出汽液界面形態(圖1，圖中RE為蒸汽加熱半徑，m)。大部分蒸汽沿著油層頂端向兩邊推動，注入時間不斷增加，蒸汽腔在油層頂部向外擴展，蒸汽腔前緣形態呈現S弧形，當蒸汽腔距離越遠呈現出越明顯的S型形態，蒸汽腔前緣形態描述為驅泄復合技術理論奠定了基礎。

圖1稠油熱采開發的蒸汽腔前緣形狀

2 接替方式優選

依據現場實際井網形式，以驅泄復合技術原理為基礎，可形成蒸汽吞吐開發后轉直井汽驅、直井-水平井驅泄復合(VHSD)、水平井-水平井驅泄復合(原井網HHSD和立體HHSD)開發方式(圖2)。

圖2不同井網形式開發方式示意圖

數值模擬研究結果顯示：直井汽驅的最終采收率可達51.0%，直井-水平井驅泄復合(VHSD)的最終采收率可達48.0%～60.0%，采用水平井-水平井驅泄復合(原井網HHSD和立體HHSD)開發，原井網HHSD的最終采收率可達33.0%，立體HHSD的最終采收率可達46.0%，而采用蒸汽吞吐未轉換開發方式最終采收率僅為21.6%，淺層超稠油4種驅泄復合開發方式是蒸汽吞吐后期行之有效的接替方式。

3 油藏工程研究

3.1 開發界限研究

蒸汽吞吐后轉蒸汽驅開發效果的主要影響因素[4]為油層厚度、滲透率、原油黏度等，根據主要影響因素，結合經濟效益概算，篩選出不同接替方式的開發界限(表1)。

表1 重32井區蒸汽吞吐后期轉汽驅篩選條件

3.2 設計參數

3.2.1 合理井網井距

通過有效加熱半徑數值模擬研究測算，水平井油藏在50 ℃黏度時的有效加熱半徑為18～21 m。直井油藏在50 ℃黏度時的有效加熱半徑為21～24 m。

通過構建竇宏恩模型[5]，結合效益概算法和有效加熱半徑，優化了油價為380～507元的驅泄復合開發的合理井距[6-7]，優化直井汽驅的井距為50～60 m，VHSD井距為40～50 m，HHSD井距為30～50 m；當油價為380～444元時，40～50 m的井距開發效果較好；當油價為507元時，30 m井距最盈利。

3.2.2 直井射孔與水平井水平段位置優化

注汽直井射孔井段位于采油井上方時，可利用蒸汽超覆作用充分擴展蒸汽腔，保持采油井上方汽液界面高度，可防止蒸汽腔在油層下方突破，保持蒸汽腔均衡。

數值模擬研究結果表明：直井汽驅注汽井射孔位置位于井段下部的1/2，生產井射孔位置位于井段下部2/3，可提高直井汽驅開發效果；VHSD直井射孔井段高于采油水平段5～7 m，且射孔位置位于井排中部時開發效果較好；HHSD生產水平井的水平段距離油層底部1～2 m，當立體HHSD加密注汽井高于采油井5 m時開發效果最好，采收率最高。

3.2.3 轉換方式時機

研究表明，在50～60 m井距下，50 ℃時原油黏度小于20 000 mPa·s的超稠油油藏轉汽驅時機在蒸汽吞吐8～9周期較為適宜[8]。實際生產指標顯示，油汽比、周期產液、存水量、累計虧空體積在蒸汽吞吐8周期后，同時出現拐點，生產指標大幅下降(圖3、4)，表明繼續蒸汽吞吐已無效益，須轉換開發方式。而加密井或完善井網井在蒸汽吞吐2～3周期后，井間建立熱連通，可轉換開發方式。

圖3直井轉蒸汽驅模式(井距為50m)

圖4 水平井轉蒸汽驅模式(井距為60 m)

3.3 操作參數

利用數值模擬跟蹤優化研究技術，針對不同轉換開發方式的注汽方式、輪換間歇時間、注汽速度、采注比等開發技術參數進一步優化，具體結果見表2。

表2 重32井區蒸汽吞吐后期接替方式注采參數

4 調控技術研究

4.1 驅泄復合技術開發階段劃分

蒸汽腔的發育與驅泄復合技術的開發效果緊密相關，通過跟蹤數值模擬和四維微地震監測等技術綜合描述了蒸汽腔發育形態，以汽腔發育形態為基礎進行調控。

根據蒸汽腔發育過程，可將驅泄復合技術開發劃分為4個階段，即注采熱連通階段、蒸汽腔上升階段、蒸汽腔擴展階段和蒸汽腔剝蝕階段(圖5)。

注采熱連通階段：注汽井連續注汽，井間剩余油被加熱形成蒸汽驅替，產液量、產油量上升，此階段以蒸汽驅替為主；蒸汽腔上升階段：隨著注汽量增加，蒸汽腔逐步擴大，此時驅油和泄油作用共存，含水降低，產量達到最高；蒸汽腔擴展階段：單井蒸汽腔到頂并橫向擴展，此時以重力泄油為主、驅油為輔，含水逐漸升高，產量緩慢下降；蒸汽腔剝蝕階段：井組間蒸汽腔都到頂后并逐步連通進入最后一個階段，頂層熱散失逐漸加大，汽驅效果逐漸變差，需要注入惰性氣體或多介質輔助，以提高熱能利用率。

圖5驅泄復合技術開發蒸汽腔發育示意圖

4.2 不同階段調控方法

4.2.1 注采熱連通階段以注采平衡及蒸汽吞吐引效為主

(1) 以采液能力為核心，調控注采平衡。通過統計重32井區油井生產能力，水平井平均產液能力為30 t/d，直井平均產液能力為15 t/d，以采液能力為核心，保持驅泄復合開發采注比為1.1～1.2，主要手段為VHSD采用調整注采井數比，直井汽驅采用間歇汽驅工作制度，HHSD通過調整主管和副管的注汽方式，最終達到注采平衡。

(2) 以均勻連通為目的，采油井蒸汽吞吐引效。見效緩慢井組和汽腔萎縮井組，溫場連通程度降低，蒸汽吞吐引效加快井間熱連通。蒸汽吞吐引效強度為正常蒸汽吞吐井的1/2(表3)。

表3 不同井型蒸汽吞吐引效注汽強度優化

4.2.2 蒸汽腔上升及擴展階段以Sub-cool調控為主

(1) 保持正常Sub-cool(在一定壓力下，某產液點飽和溫度與實際溫度的差值)，均衡蒸汽腔擴展。運用油藏數值模擬軟件CMG的CMOST模塊進行開發參數敏感性分析。驅泄復合開發的蒸汽腔上升和擴展階段的敏感性由弱到強依次為蒸汽干度、Sub-cool、注汽速度，因此現場采取“定速度、調整Sub-cool”的調控策略， Sub-cool越大，蒸汽腔發育越不理想，Sub-cool越小，蒸汽腔易突破至生產井，調控難度越大。優選合理的井底Sub-cool為30～40 ℃，從而制訂出相應的調控對策(表4)。

表4 不同井口sub-cool條件下對應調控對策

(2) 控液成腔，維持汽腔均勻成型。通過控關已汽竄的采油井，改變蒸汽腔擴展方向，均衡蒸汽腔發育。通過在不同生產壓力下，改變油嘴大小及工作制度，控制合理采液能力(表5)，以達到蒸汽腔底部接近生產井，但液面高于生產井目的[10]。

(3)蒸汽腔剝蝕階段以增產提效為主。當驅泄復合進入蒸汽腔剝蝕階段后，應在蒸汽腔中注入惰性氣體，可對驅泄復合開發起到隔熱保壓、擴腔降黏的作用[11]，多介質輔助可提高蒸汽波及體積28%，可提高采出程度7%。VHSD 某井組實施CO2輔助后油汽比提高0.067，日產油提高5.7 t/d，有效期為120 d；原井網HHSD 18個井組實施N2輔助后油汽比提高0.043，有效期為83 d。

表5 驅泄復合開發方式蒸汽腔擴展階段工作制度優化

5 應用效果

在重32井區陸續開展了直井汽驅、VHSD、原井網HHSD和立體HHSD4個先導試驗區，截至2016年12月，實施后各試驗區日產油、油汽比、采注比等關鍵指標明顯改善(表6)。

風城油田應用驅泄復合技術已達56井組，現場開發效果顯示：采油速度提高1.4%，油汽比提高0.05，驅泄復合開發后，相較繼續蒸汽吞吐開發可增油9.6×104t，最終采收率提高20%以上。

6 結論與認識

(1) 基于超稠油蒸汽吞吐規律，揭示了轉換開發方式時機。超稠油蒸汽吞吐加熱極限半徑為20.5～25.0 m，當蒸汽吞吐加熱到極限范圍時，熱效率明顯降低，生產指標出現拐點。此時轉換方式，地層存水量最小，蒸汽波及范圍最大，有利于蒸汽腔的發育。

表6 重32井區驅泄復合先導試驗區生產數據統計

注：數據截至2016年12月。

(2) 通過利用驅泄復合開發技術，可突破蒸汽驅原油黏度2×104mPa·s的界限，實現地層條件下厚度小于15 m、原油黏度大于60×104mPa·s的超稠油油藏蒸汽吞吐后期驅泄復合開發方式轉換。

(3) 充分利用老區井網，衍生了以重力輔助蒸汽驅油為核心的老區接替開發技術(直井小井距、VHSD、原井網HHSD和立體HHSD)。

(4) 通過重32井區推廣應用，驅泄復合開發已累計增油9.6×104t，最終采收率可提高20%以上。

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