超稠油水平井蒸汽驱技术参数优化研究

史海涛，王 朔，吕 楠，张佩佩，罗艳红

(1.中国地质大学，北京 100083；2.中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010；3.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318；4.中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)



超稠油水平井蒸汽驱技术参数优化研究

史海涛1，2，王 朔3，吕 楠4，张佩佩2，罗艳红2

(1.中国地质大学，北京 100083；2.中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010；3.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318；4.中国石油长城钻探工程有限公司，辽宁 盘锦 124010)

针对胜利油田Z区块水平井蒸汽吞吐开发采收率低、井间剩余油较多的问题，首选蒸汽驱作为蒸汽吞吐后的接替方式来进一步提高原油采收率。运用数值模拟方法结合现场实际，对Z区块水平井蒸汽驱井网形式、转驱时机、注汽干度等技术参数进行优选。实施过程中使用了30 t/h超高干度注汽锅炉，出口注汽干度可高达95%以上，保证了注汽井的注汽强度为1.6 m3/(d·km2·m)左右。先导试验区7口水平井蒸汽驱见到明显效果，平均日产油增加了4～8 t/d。研究成果为稠油油藏水平井蒸汽驱在胜利油田的推广提供了技术依据。

超稠油；水平井蒸汽驱；注采井网；注汽干度；采注比；胜利油田

0 引 言

胜利油田Z区块开发目的层为沙三上亚段一砂体，油藏埋深为1 300～1 350 m，平均油层厚度为7.8 m。油层物性较好，平均孔隙度为32%，平均渗透率为4 000×10-3μm2，属于高孔、高渗储层。地面脱气原油密度为1.043 3 g/cm3，50 ℃时地面脱气原油黏度为22×104～38×104mPa·s，属超稠油油藏。Z区块自2007年以来采用水平井蒸汽吞吐方式开发，区块累计油汽比为0.82，累计回采水率为157.94%，采油速度保持在2.5%左右。为提高区块原油采收率，亟须转换开发方式，由蒸汽吞吐转为蒸汽驱开发[1-3]。利用数值模拟并结合油藏工程对超稠油油藏水平井蒸汽驱的机理、井网形式、蒸汽驱参数等进行综合研究，优选出合理的汽驱技术参数[4-15]，实现蒸汽平面、纵向均衡驱替，达到大幅度提高采收率的目的。

1 水平井蒸汽驱技术参数研究

水平井蒸汽驱技术是通过扩大油层泄油面积来提高油井产量的一项新的开发技术[16-18]。但是开发效果受到井网井距、转驱时机、注汽速度和蒸汽干度等参数的影响，只有合理选择上述参数，才能取得较好的开发效果[19-20]。

1.1 井网形式

合理井网形式的部署可以使区块发挥最佳的开发潜能[21]。Z区块在井网方式筛选时主要考虑了5种井网方式：排状蒸汽驱井网、反五点蒸汽驱井网、反九点蒸汽驱井网、先反九点后转反五点井网和先反九点后转排状井网。通过对这5种井网形式进行数模研究并结合各井网采收率预测结果，认为先反九点再转排状的井网方式可使边部井动用有所改善。考虑到现场易于操作管理，推荐该区水平井蒸汽驱井网采用先反九点后转排状井网[22]。推荐方案与原蒸汽吞吐方式相比，可提高采收率20.8%。

1.2 转驱时机

开发进入蒸汽吞吐后期，确立蒸汽吞吐转蒸汽驱的合理时机主要取决于：①注采井间形成较好的热连通；②蒸汽驱在低压状态下均衡驱替；③油层在蒸汽吞吐后期具有丰富的剩余油可供驱替。经过数模和现场资料分析论证，截至2014年，Z区块可达到上述要求，2014年3月底该区块3个井组已同步转入蒸汽驱。

1.3 井底蒸汽干度

井底蒸汽干度是影响水平井蒸汽驱成败的关键因素之一。在蒸汽注入压力与注入流速一定的情况下，随着蒸汽干度的增加，管线和油藏的热损失率逐渐降低，水平井蒸汽驱的开发效果逐渐变好[13]。不同类型油藏实例研究结果表明，蒸汽干度越高，开发效果越好，因此，在汽驱时要采用较高的蒸汽干度。

在压力为5 MPa、单井注汽速度为145 t/d条件下，设计注汽井底干度分别为30%、40%、50%。对比发现，随着蒸汽干度的增加，蒸汽腔发育更加充分，油层动用和驱替效果更好，汽驱阶段净采油量上升，采出程度更高(表1)。Z区块原油黏度高、埋藏深、水平段长且非均质差异大，各段配汽量要求不同。因此，井底蒸汽干度大于50%才能保证水平段蒸汽干度高、均匀分配，实现蒸汽驱预计的开发效果。

表1 不同井底蒸汽干度开发指标对比

1.4 注汽强度

蒸汽驱实践经验及数值模拟分析表明，油藏在进行蒸汽驱开发时，注汽强度直接影响蒸汽驱替效果。较高的注汽强度可使油层加热效率高，热损失较小，蒸汽波及体积大。但注汽强度过高，油层中蒸汽推进速度过快，只能驱扫流度较大的部位，且蒸汽易沿汽窜通道发生指进现象，造成油井水淹水窜。因此，在油层吸汽能力允许的范围内，应优选最佳的注汽强度[23-24]。

Z区块在压力为5 MPa、井底注汽干度为50%的条件下，设计注汽强度为1.4、1.6、1.8 m3/(d·km2·m)，折算注汽速度分别为7.5、8.6、9.6 t/h(表2)。由表2可知，随着注汽强度的提高，采收率呈上升趋势。注汽强度为1.6 m3/(d·km2·m)后，采收率上升幅度变缓，汽驱阶段净采油量下降，因此，Z区块汽驱合理的注汽强度为1.6 m3/(d·km2·m)，折算注汽速度为8.6 t/h。

表2 反九点不同注汽强度开发指标对比

1.5 采注比

当采注比较低时，不能完全保证驱替为蒸汽驱，造成采收率偏低[25]。因此，提高采注比，可以有效改善蒸汽驱的开发效果[26]。根据蒸汽驱开采过程中要在油藏中形成蒸汽带这一基本要求，蒸汽驱过程中要以较大的采注比形成注采井间的压力梯度，以保持蒸汽带前缘向生产井不断扩展。

Z区块所有井均为长水平段水平井，设计3种采注比(1.1、1.2、1.3)进行对比分析，由反九点井网不同采注比开发指标对比(表3)可知，采注越大，采出程度和净采油越高。采注比超过1.2后，增幅变缓。因此，为达到提高采收率的目的，Z区块的采注比采用1.3。

表3 反九点井网不同采注比开发指标对比

2 实施情况

2.1 试验区选择及概况

在Z区块主体部位选择了3个井组共22口水平井作为先导试验区(图1)。先导试验区具有以下特点：①边底水不活跃，受边底水侵入影响小；②井网完善；③油层压力较低，试验区原始地层压力为13.76 MPa，目前压力为6.00 MPa；④剩余油饱和度在40%以上，井区面积为0.57 km2，石油地质储量为95×104t。试验区采用先反九点后转排状蒸气驱井网，井距和排距均为100 m，井底注汽干度大于50%，井组注汽强度为1.6 m3/(d·km2·m)，采注比为1.3。

图1 Z区块先导试验区井网部署

截至2013年年底，Z区块总投产井数为34口，单井平均日产油为8.9 t/d，累计产油27.73×104t，累计产水45.58×104t，累计注汽33.68×104t，采出程度为13.0%。试验区内单井平均日产油为9.2 t/d，综合含水为70.7%，累计产油17.21×104t，累计注汽21.07×104t，采出程度为18.1%。预计转驱方案实施后，蒸汽吞吐+蒸汽驱阶段累计产油41.87×104t，采出程度达到48.13%。

2.2 蒸汽驱效果

Z区块先导试验区自2014年5月上旬开始正式转驱。试验区内的蒸汽吞吐井采用的是活动锅炉注汽，蒸汽驱井采用固定锅炉注汽。为了确保蒸汽驱技术得到全面实施，使用了30 t/h超高干度注汽锅炉，为3口汽驱井(P61、P65、P5)同时注汽。该注汽锅炉(出口)注汽干度可达95%以上，满足了注汽需求。截至2014年9月底，累计注汽47 265 t，部分油井已见到明显效果。

截至2014年年底，试验区已见效油井7口，未见效井12口，7口见效井可分2类。

(1) 4口井(P1、P3、P47、P63)注入蒸汽沿吞吐汽窜通道突破，属快速见效油井。主要表现为快速突破，平均见效时间为17 d，最快为12 d。生产特点为液面、含水、温度上升，油量下降。

(2) 3口井(P49、P59、P83)温和见效，平均见效时间为26 d。生产特点表现为液面升、油量稳定或上升，这类油井是汽驱的最好典型。P49井属于距边水二线井，2013年因边水推进水淹关井，一线井经过2次大剂量封堵后，边水得到控制。汽驱1个月后见效，含水由原来的100%降至80%；日产液为35 t/d，无明显变化；平均日产油增加4 t/d，说明油井受效明显，且证实封堵一线井有效地缓解了边水推进。P59井属于边井，该井在P61井转驱75 d后见到明显效果。日产液量为35～37 t/d，日产油由原来3.7 t/d上升到11.7 t/d，日产油量增加了8.0 t/d，含水由88%降至67%。

3 结 论

(1) 通过数值模拟，对Z区块水平井蒸汽驱的参数进行了优选。确定采用先反九点后适时转排状的井网形式，蒸汽驱过程中的井底蒸汽干度大于50%，反九点井网井组注汽强度为1.6 m3/(d·km2·m)，采注比为1.3。

(2) Z区块水平井汽驱试验使用了30 t/h超高干度注汽锅炉，出口注汽干度可高达95%以上，确保了注汽干度和强度，保证了超稠油水平井汽驱的成功实施。

(3) 先导试验区已有7口井见到了明显的汽驱效果，下步将对未见效井的影响因素进行深入研究，提高汽驱开发效果。Z区块水平井蒸汽驱的成功实施对稠油水平井蒸汽驱在胜利油田其他区块的推广和胜利油田稠油开发的可持续发展具有重要意义。

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编辑 刘 巍

20150331；改回日期：20150615

中国石油化工股份有限公司重点科学技术研究项目“特超稠油开发技术研究”(P12123)

史海涛(1981-)，男，工程师，2005年毕业于郑州大学地理信息系统专业，现为中国地质大学(北京)构造地质学专业在读博士研究生，现从事稠油开发地质研究工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.04.032

TE345

A

1006-6535(2015)04-0121-04