超稠油油藏小井距蒸汽吞吐转蒸汽驱先导试验

2014-10-18何万军鲍海娟

特种油气藏 2014年4期

何万军，鲍海娟，马鸿，杨柳

(中油新疆油田分公司，新疆克拉玛依 834000)

引言

新疆油田超稠油老区已进入开发中后期，处于蒸汽吞吐生产高轮次、高含水、低采油速度生产阶段，改善开发效果难度大，急需超稠油蒸汽吞吐后期有效接替开发方式。新疆油田于1992年在九1—九6区开展了不同井距蒸汽驱工业化应用，目前已连续汽驱生产22 a，整体区块采收率达到40%以上，已经形成配套的浅层普通稠油、特稠油蒸汽驱技术。河南油田、辽河油田和胜利油田先后开展过超稠油蒸汽驱先导试验，但均未得到大规模应用。新疆油田重32井区齐古组油藏埋深浅，油层温度仅为14℃，原油黏度高，试验难度更大。因此，需要详细论证超稠油蒸汽驱合理井网井距，优选合适转汽驱时机、蒸汽驱方式以及注采参数等，指导重32井区蒸汽驱先导试验。

1 试验区基本情况

试验区位于重32井区东北部，9个试验井组共计45口井，其中采油井36口，注汽井9口。试验区构造形态与区域构造形态一致，为一向东南缓倾的单斜，地层倾角约为3～9°。目的层J3q3层底部埋深为203～261 m，平均为238 m。油层厚度为7.6～14.0 m，平均为 9.7 m。油层孔隙度为23.5% ～33.0%，平均为29.96%。油层渗透率为145×10－3～4800×10－3μm2，平均为1331×10－3μm2。原始含油饱和度为65.0% ～76.4%，平均为71.8%。地面脱气原油密度为0.956 g/cm3，油层温度条件下，原油黏度为45×104～60×104mPa·s。

试验区蒸汽吞吐生产开始于2006年12月，已进行蒸汽吞吐11～12周期。截至2011年8月底，累计注汽为42.28×104t，累计产油为7.61×104t，累计油汽比为0.18，综合含水率为78.1%，采注比为0.82，采出程度为33.5%。经过4 a多的蒸汽吞吐开采，日产油量由75 t/d下降至25 t/d，含水由生产初期的56.3%上升至91.1%，蒸汽吞吐末期瞬时油汽比小于0.06，处于无效开发阶段。

2 蒸汽驱优化研究

2.1 高温驱替实验

为评价蒸汽驱驱替效率[1－3]，选取重32井区典型岩心及原油样品，开展了热水驱驱油效率实验和蒸汽驱驱油效率实验。实验结果(表1)表明，随着温度升高，热水驱驱油效率有较大幅度的提高，当热水驱温度由120℃提高至200℃时，驱油效率由45.4%提高至56.2%，驱替温度在200℃时，蒸汽驱驱油效率比热水驱提高12.6个百分点。分析认为蒸汽驱对储层的润湿性具有明显的改善作用[4]，储层润湿性向亲水性发展，有利于原油的渗流。同时，稠油黏度对温度影响极为敏感，温度升高后，稠油黏度呈指数递减，油水黏度比大幅下降，稠油的流动能力明显改善，从而导致蒸汽驱的驱油效率较高。

表1 风城油田重32井区驱替实验结果

2.2 井网井距

数值模拟结果表明，反九点井网最终采收率为53.7%，反五点井网最终采收率为42.3%。主要原因在于反九点井网采注井数比高，在单井排液量相同的条件下，反九点井网单井注汽速度较大，到达井底的蒸汽干度较高，总体热能利用效率和生产效果较好。

利用窦宏恩模型[5]计算，重32井区50℃原油黏度为10000 mPa·s时，蒸汽吞吐7～15轮次加热半径为28.7～34.3 m，对应的最大有效井距为57.4 ～68.4 m。当井距为 45、50、55、60、70 m 时，采收率分别为 55.0%、53.7%、50.1%、44.5%、40.5%，累计油汽比分别为 0.19、0.18、0.16、0.15、0.13。随着井距增加，采收率、累计油汽比逐渐变小。井距过大时，蒸汽吞吐后井间连通较困难，井距过小时，容易发生汽窜。综合考虑蒸汽吞吐加热半径和最终采收率，优选井距为50 m×70 m反九点井网。

2.3 剩余油饱和度

由于井间动用程度的差异，剩余油饱和度在平面上分布不均匀，井筒附近20 m处动用程度较高，剩余油饱和度为20% ～40%，井间动用程度较低，剩余油饱和度为50%～72%。由于蒸汽超覆作用影响，纵向上油层中、上部动用程度较高，而油层下部动用程度较小，含油饱和度下降幅度略小。主力油层第2～5层剩余油饱和度为48.0%，较原始含油饱和度降低了44.0个百分点，第6～9层目前剩余油饱和度为51.0%，较原始含油饱和度下降了27.1个百分点，第10～13层剩余油饱和度为50.2%，较原始含油饱和度下降了19.0个百分点。

蒸汽吞吐剩余油饱和度(转蒸汽驱开发时起始含油饱和度)越高，蒸汽驱阶段采收率越高;反之则越低[6]。50℃脱气原油黏度10000 mPa·s的条件下，分别模拟油层有效厚度为4、6、8、10 m，剩余油饱和度为40%、45%、50%、55%时，蒸汽吞吐后转蒸汽驱的生产情况。模拟结果表明，随有效厚度、剩余油饱和度增加，产油量、油汽比增加。

2.4 热连通程度

大量特稠油、超稠油蒸汽驱研究[7－9]和现场实际生产结果表明，井与井之间的热连通程度对于提高蒸汽驱开发效果至关重要。

模拟结果显示，蒸汽吞吐7～8轮次后，井组完善区域，井间基本连通，温度场已经满足转蒸汽驱的要求，采出程度为22.3%。2011年8月试验区实际转蒸汽驱生产时，已蒸汽吞吐13～15轮次，采出程度已达到33.5%，大部分井的油层中上部温度超过80℃，试验区局部出现井间窜通状况(图1)，为后期蒸汽驱生产带来不利影响。

2.5 蒸汽驱方式

现场试验和室内研究结果表明，间歇汽驱方式[10－12]可以提高蒸汽波及系数，推进较为均匀，进一步改善汽驱油汽比，有效提高开发效果，试验区J3q3层以连续汽驱300 d转间歇汽驱效果较好。为确定间歇汽驱的最佳方式，分别以注90 d停30 d、注90 d停60 d、注90 d停90 d生产，得到最终采收率为49.4%、44.6%和41.5%，证明间歇汽驱间歇时间以注90 d停30 d方式为宜。

2.6 蒸汽干度

模拟对比了井底干度分别为20%、30%、40%、50%、60%、70%及80%时的蒸汽驱开发效果。随着井底蒸汽干度增加，开发效果逐渐变好，当井底蒸汽干度大于40%时，采出程度和累计油汽比的增量逐渐减少，井底蒸汽干度以40% ～50%较为合适。

图1 试验区J3q3层蒸汽吞吐温度场

2.7 原油黏度

重32井区50℃脱气原油黏度的分布范围为5000～20000 mPa·s，分别模拟对比了50℃脱气原油黏度分别为 5000、10000、15000、20000 mPa·s时的开发效果。结果表明，当原油黏度大于14000 mPa·s以后，蒸汽驱效果显著变差，最终采收率小于32%。因此，蒸汽驱应选择原油黏度小于14000 mPa·s的区域。

3 蒸汽驱现场试验

图2 重32井区蒸汽驱生产阶段划分

2011年8月底，重32井区小井距蒸汽驱9个试验井组由蒸汽吞吐生产转入蒸汽驱生产，蒸汽驱阶段按照生产动态特征可以划分为启动阶段、稳定汽驱阶段和突破汽驱阶段等3个阶段(图2):①启动阶段，油层大量吸汽，地层能量开始恢复，产液量大幅度增加，注汽井注汽压力由2.4 MPa上升至3.4 MPa，采油井产液温度由70℃上升至90℃;②稳定汽驱阶段，随着地层能量的日益增加，地层吸汽趋于平衡，日注汽量和日产液量趋于平稳，产油量和油汽比逐步上升，随着蒸汽驱替作用增强，采油井产液温度由90℃上升至95℃;③突破汽驱阶段，采油井产出液温度继续上升，平均产液温度达到98℃，部分采油井产液温度超过100℃，并有蒸汽从生产井产出，部分采油井无法正常生产。2013年5月试验区转入间歇汽驱生产，间歇汽驱阶段采油井产液温度、井口压力下降，自喷井由17口降至7口，汽窜井减少，日产油量由29 t/d上升至51 t/d，阶段油汽比达到0.143，经济效益显著提高。

现场试验结果表明:蒸汽驱过程中存在一个压力和温度传递见效时间段(即启动阶段)，在稳定汽驱阶段含水率有所下降，为原油集中采出时段，随着蒸汽大量注入，容易冲刷形成高渗透通道，注入的蒸汽直接窜流至采油井，导致蒸汽无效循环，无法形成有效驱替效果。间歇汽驱可以延长注入蒸汽在油藏中的停留时间，热量扩散更加均匀，在停注阶段，由于毛细管力的渗吸原理及油、水之间的密度差，实现了油藏中油、水重新分布。另外，间歇汽驱过程中注汽与停注周而复始，不稳定压力变化促使高渗透层与低渗透层之间产生热流体交换，从而扩大了蒸汽的波及体积，复注后，可提高驱替效率，改善蒸汽驱的开发效果。