洼38块蒸汽驱开发技术研究

2015-07-05于蓬勃

油气藏评价与开发 2015年2期

关键词：蒸汽驱产液干度

于蓬勃

（中国石油辽河油田金马油田开发公司，辽宁盘锦 124010）

80年代以来，我国4大稠油油区相继开展蒸汽驱先导试验，大部分试验效果不理想[1]。近几年来，辽河油区在油藏埋深超过1 300 m的深层稠油油藏开展蒸汽驱试验，采注比也未达到方案要求[2]。

近年来辽河油田洼38块东三段深层特稠油蒸汽驱通过开展高干度注汽、优化注采参数、回字型井网探索试验等调控技术，蒸汽驱开发效果明显改善。通过总结洼38块深层特稠油蒸汽驱开发主要做法，为国内同类油藏开展蒸汽驱试验提供参考。

1 洼38块东三段蒸汽驱基本情况

小洼油田洼38块东三段油藏埋深1240～1430m，构造平缓，地层倾角2°～4°，沉积类型为三角洲前缘沉积，岩石分选较好，平均孔隙度22.3%，平均渗透率1 066×10-3μm2，为中高孔、高渗储层，储层岩性结构成熟度高，非均质性较弱，单井有效厚度最大达56.6 m，平均厚度21.5 m，净总厚度比为33.6%，50℃地面脱气原油黏度15 090 mPa·s，属于深层层状特稠油油藏。

洼38块东三段蒸汽驱开发方案设计要点如下：井网井距为反九点井网，100 m×100 m；注汽速率为1.8 t/（d·ha·m）；井组采注比为1.2；井底蒸汽干度大于50%；油藏压力为3.0～4.0 MPa；结束方式为蒸汽驱5年后转注水开发，生产2年。

2 洼38块蒸汽驱技术瓶颈

2.1 油藏埋藏深，蒸汽井底干度低

随着油藏埋深增大，注汽井筒热损失增大，注入井井底干度降低，深层典型油藏注汽井井筒模拟结果表明，蒸汽干度与井深为近似线性关系，在现有的井筒隔热技术条件下，井深为1 400 m，注汽速率为100 t/d，井口蒸汽干度为75%，井底蒸汽干度只有20%～30%[2]（图1）。

图1 不同深度与蒸汽干度关系Fig.1 Relation between different depths and dryness fraction of steam

在目前井筒隔热工艺技术条件下，提高注汽井井底干度，最主要的是靠增大注汽速度，洼38块东三段蒸汽驱实践表明，在井口注汽干度75%、注汽速度为120 t/d的条件下，井底蒸汽干度为41.5%，换言之，东三段蒸汽驱在75%井口干度条件下最低注汽速度下限为120 t/d，否则变成热水驱。

2.2 原油黏度大，油井产液指数低

深层特稠油油藏原油黏度大，加之注汽井井底干度低，导致汽驱过程中注采井间温度、压力剖面较陡，井间冷油带向生产井推进缓慢，生产井产液指数低，很难满足蒸汽驱提液目标。

2.3 常规反九点井网采注比不达标

采注比大于1.0是实现有效蒸汽驱的关键条件[3-6]，洼38块东三段油层油井比产液指数为1.09 t/（MPa·m·d），转蒸汽驱时地层压力为2.5 MPa，按照井底流压控制在0.5 MPa的开发技术界限，东三段油井单井产液能力38.6 t/d，反九点井网注采井数比为1∶3，单井组理论排液能力116 t/d，在最低注汽速度120 t/d条件下，东三段反九点井网理论极限采注比为0.97，井网设计本身难以满足采注比要求，最终必然导致采注比低、油藏压力上升，蒸汽腔无法扩展，蒸汽驱达不到预期效果。

3 改善深层特稠油蒸汽驱效果技术探索

针对深层特稠油蒸汽驱同时面临井底干度低及举升难度大这两个制约因素，实施中必须保证一定的注汽速度以保证井底干度，同时对应井网结构下必须满足临界排液能力，洼38块东三段油层蒸汽驱主要采取以下做法：

1）高干度注汽，保证深层蒸汽驱井底干度

通过在锅炉出口增加汽水分离器装置，将锅炉出口的注汽干度由75%提高至99%，典型井井底干度测试资料显示，相同注汽速度下，转高干度注汽后，井底干度超过50%，对比常规75%井口干度条件下井底干度上升10%，达到了东三段深层蒸汽驱井底干度要求[7]。

2）以采定注，优化深层蒸汽驱合理注汽速度

在高干度注汽保证了井底干度的前提下，按照“以采定注“的原则设计注汽速度，即按照采注比1.2技术界限，根据蒸汽驱井组实际产液能力确定单井注汽速度，东三段蒸汽驱测试结果表明，在井口干度99%的条件下，注汽速度为100～110 t/d井底干度满足蒸汽驱要求的临界值，同时在此注汽速度下可满足蒸汽驱采注比要求。

3）开展“回字型”井网探索试验

针对东三段深层油藏蒸汽驱反九点井网面临的采注比低的技术瓶颈，考虑反九点井网二线井见效实际情况，提出“回字型”井网思路，通过提高采注井数比，提高排液能力，保证采注比达标（图2）。

图2 蒸汽驱井网调整示意图Fig.2 Adjustment of steam flooding patterns

新的注采井网主要技术优势：①一线井提高产液指数。由于原油黏度大，通过“回字型”井网设计，一线井注采井距降至100 m，有效克服温度、压力剖面陡降问题，从而提高了原油运移速度，同时新的井网架构下一线井井距相同，有利于实现均衡提液降压开采；②二线井提高热利用率。东三段油层蒸汽驱开发动态表明，蒸汽最大波及距离达到225 m，为反九点井网2倍井距，二线油井可以见到蒸汽驱效果，“回字型”井网设二线井注采井距140～200 m，新的井网架构，充分利用边部二线井，有效解决热量损失问题；③提高单位面积内采注井数比。将井网调整为内反五点，外大反九点“回字型”井网后，理论注采井数比由1∶3变为1∶7，新的井网架构实现少井注，多井采，更容易满足井组排液要求；④改变驱替通道，实现整体见效。针对新井网架构可能存在的一线井截留、二线角井难以受效的问题，通过优化射孔方式，一线井射开油层下部，二线井油层全部射开，蒸汽降黏流入井底，实现一线井采油目的，同时蒸汽与地层热交换后形成的冷凝水流入井底由一线井采出，从而提高井底蒸汽干度。在纵向上一线井对蒸汽腔向井底方向产生一个拖拽力，在平面上向二线井扩展，从而整体扩大蒸汽波及体积，实现井组一、二线井整体见效（图3）。