风城超稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱开发方式研究

孙新革，马　鸿，赵长虹，段　畅，杨兆臣，熊　伟

（中国石油新疆油田分公司a.风城作业区；b.勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

风城超稠油蒸汽吞吐后期转蒸汽驱开发方式研究

孙新革a，马鸿b，赵长虹a，段畅b，杨兆臣a，熊伟a

（中国石油新疆油田分公司a.风城作业区；b.勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

在新疆风城油田超稠油油藏注蒸汽吞吐开发后期，蒸汽驱开发方式是提高采收率的有效途径。研究表明，蒸汽驱过程体现了驱泄复合作用，即蒸汽超覆在油层上部形成蒸汽腔，加热原油在驱动力和重力双重作用下从生产井采出，由此可形成直井小井距蒸汽驱、直井与水平井组合蒸汽驱、水平井与水平井组合蒸汽驱3种吞吐后期接替方式，先导试验达到了预期效果，进一步拓展了蒸汽驱适用的地质条件和组合方式，对同类超稠油油藏的开发具有借鉴意义。

准噶尔盆地；风城油田；超稠油油藏；蒸汽吞吐；蒸汽驱；采收率；开发方式

process

1　油藏概况

风城油田重32井区上侏罗统齐古组超稠油油藏位于准噶尔盆地风城油田西北部，面积7.68 km2，为断裂分割的断块，底部构造形态为一向东南缓倾的单斜，地层倾角3°~5°.齐古组埋深150~200 m，属辫状河沉积，发育G1，G2和G3等3个油层组，油层组间具10~ 15 m的稳定隔层，可分别作为一套开发层系；油层岩性以中砂岩、细砂岩为主，胶结疏松，储集空间为原生粒间孔。油层组平均总厚39.5m，其中G1厚20.6m，G2厚11.7 m，G3厚7.2 m，油层系数均大于0.8；油层平均孔隙度30.6%，渗透率1 627 mD，含油饱和度71%；油藏原始地层温度17℃，原始地层压力2.3 MPa，压力系数0.987；50℃时原油黏度15 839 mPa·s（地层温度下原油黏度大于600 000 mPa·s），黏温反应敏感，温度每上升10℃，原油黏度降低70%.

该油藏于2007年投入开发，采用直井与水平井组合方式注蒸汽吞吐生产，直井采用50 m×70 m和70 m×100 m反九点井网，水平井采用60 m井距排列式井网，直井与水平井组合采用50 m井距排列式井网。截至2013年底，累计投产开发井837口，其中水平井243口，直井594口，动用地质储量2 031.3×104t，累计产油294.1×104t，累计油汽比0.17，采出程度14.5%.目前注蒸汽吞吐轮次已达8~9轮，瞬时油汽比小于0.1，开发效果日趋变差。周期产油量、周期采注比呈抛物线形态，4~5周期达到顶峰，6周期之后下降明显，特别是采注比的降低和地层存水率的升高，会持续影响后续蒸汽吞吐的开发效果。因此，亟需探索接替技术，转换开发方式，改善开发效果。

按照稠油油藏转蒸汽驱筛选标准[1]，地层温度下原油黏度需小于20 000 mPa·s，而重32井区齐古组油藏地层温度下原油黏度为600 000 mPa·s，不符合转蒸汽驱条件。生产资料显示，该油藏经过7年注蒸汽吞吐开发，多数井间汽窜频繁，汽窜比例达80%，井间热连通状况较好，具备进一步转换开发方式[2-3]的条件。依据现有的井网井距方式，通过油藏工程优化研究，最终筛选确定了直井小井距蒸汽驱、直井与水平井组合蒸汽驱、水平井与水平井组合蒸汽驱等3种接替方式和6个基础模型，并开展了现场先导试验，取得显著效果（表1）。

表1　重32井区地质模型基本参数

2　接替开发方式

2.1开发方式筛选

风城油田齐古组油藏埋藏深度浅，油层厚度大，油层系数大，除原油黏度高外，地质条件满足转蒸汽驱开发筛选标准。对于50℃原油黏度低于20 000 mPa·s（地层温度下低于600 000 mPa·s）、油层厚度大于5 m的油藏，蒸汽吞吐后转蒸汽驱还需开展深入研究和现场试验。数值模拟研究表明，反九点直井蒸汽驱、直井与水平井组合的蒸汽驱、水平井与水平井组合蒸汽驱是可行的吞吐后期接替方式（图1）。在直井开发区，50 m×70 m井距反九点井网吞吐后转蒸汽驱方式采收率为51%，70 m×100 m井距反九点井网吞吐后无法实现有效热连通，转蒸汽驱方式不可行。在直井与水平井组合开发区，35 m和50 m井距条件下，吞吐后转蒸汽驱的采收率为60%和48%.在水平井与水平井组合开发区，60 m井距条件下，蒸汽吞吐方式的最终采收率为21.6%，转蒸汽驱后的采收率为33%，当加密为30 m井距时，转蒸汽驱后的采收率为46%.

图1　重32井区不同开发方式对比

图2　直井反九点井网边井不同油价不同井距汽驱采收率与盈利

图3　直井-水平井不同油价不同井距汽驱采收率与盈利

2.2合理井距研究

研究了不同黏度条件下油层有效加热半径，当50℃时原油黏度为10 000~40 000 mPa·s时，直井有效加热半径为25~20.5 m，水平井有效加热半径为20~17 m，经窦宏恩模型[4]修正后分别为29.7~24.4 m，23.6~20.4 m.

运用数模法和效益概算法，研究了油价为1 629~ 2 403元/t时直井反九点蒸汽驱、直井-水平井组合蒸汽驱、水平井-水平井组合蒸汽驱的合理井距[5-6]。当直井反九点井网边井井距为50~60 m时，采收率大于44%，略有盈利；当直井反九点井网边井井距大于70 m时，吞吐后井间热连通较困难，采收率仅有34.5%，蒸汽驱风险较大（图2）。直井-水平井组合蒸汽驱方式直井-水平井距离为40~50 m时盈利最大，采收率大于45%，油汽比大于0.152，盈利随着油价的降低和井距的增加逐渐减少；直井-水平井距离大于50 m，采收率低于40%，油汽比低于0.15，蒸汽驱风险较大（图3）。水平井-水平井组合蒸汽驱方式油价为1 629元/t和2 016元/t时，40~50 m井网效果最好，当油价上升到2 403元/t时，30 m井距盈利达到最大（图4）。

图4　水平井不同油价不同井距汽驱采收率与盈利

2.3开发界限筛选

影响蒸汽吞吐后转蒸汽驱开发效果的主要因素[7-8]为油层厚度、渗透率、原油黏度等，经研究筛选出不同接替方式的开发界限。适合直井50 m×70 m反九点井网转蒸汽驱的油藏条件为油层厚度大于8.5 m，50℃时原油黏度小于20 000 mPa·s，渗透率大于700 mD；适合50 m井距直井-水平井组合蒸汽驱的油藏条件为油层厚度大于10 m，50℃时原油黏度小于40 000 mPa·s，渗透率大于700 mD；适合60 m井距水平井-水平井组合蒸汽驱的油藏条件为油层厚度大于5 m，渗透率大于600 mD，50℃时原油黏度小于20 000 mPa·s；适合30 m井距水平井-水平井组合蒸汽驱的油藏条件为油层厚度大于10 m，渗透率大于600 mD，50℃时原油黏度小于40 000 mPa·s.

2.4转驱时机判断

数模研究表明，在50~60 m井距下，50℃时原油黏度小于20 000 mPa·s的超稠油油藏转汽驱时机在吞吐8~9轮较为适宜。实际生产指标显示，采注比、综合含水率、产液量、油汽比、注入孔隙体积、地层存水量在吞吐8轮后，同时出现拐点，生产指标大幅下降，必须转换开发方式。

2.5注采政策优化

针对已确定的4种开发方式，分别进行了关键注采政策[9-10]优化（表2）。①转驱方式：直井50 m×70 m井距反九点蒸汽驱采用连续汽驱300~400 d后转间歇汽驱；直井-水平井组合蒸汽驱采用直井间隔交替注汽；水平井-水平井组合蒸汽驱采用“趾端”、“跟端”交替注汽。②注汽速度：直井50 m×70 m井距反九点蒸汽驱采用连续汽驱注汽速度40~50 t/d，间歇汽驱注汽速度50~60 t/d；其他方式注汽速度60~120 t/d.③井底蒸汽干度大于50%；④采注比1.10~1.20.

表2　不同汽驱方式注采优化结果

3　先导试验

结合研究成果，现场陆续开辟了直井50 m×70 m井距反九点井网蒸汽驱、直井-水平井组合蒸汽驱和60 m井距水平井-水平井组合蒸汽驱3个先导试验区，日产油、油汽比、采注比等关键指标明显改善。

3.1直井50 m×70 m井距反九点井网蒸汽驱

重32井区小井距蒸汽驱试验区于2007年采用蒸汽吞吐方式开发，吞吐9轮，采出程度36.5%.2011年8月转入蒸汽驱，共有9个井组，采油井36口，采用50 m×70 m井距反九点面积井网。试验区动用含油面积0.13 km2，动用地质储量22.71×104t.转蒸汽驱前当月阶段油汽比0.06，采注比0.48.

转驱后，开发规律阶段特征明显，可分为3个阶段：能量补充阶段、均衡驱替阶段和蒸汽突破阶段。能量补充阶段历时3个月，蒸汽驱未见效；均衡驱替阶段历时20个月，蒸汽驱见效，温度由转驱前的74.8℃上升到了94.9℃，采油速度由蒸汽吞吐末期的3.6%上升到汽驱阶段的5.5%，提高了1.9%.见效后温度、产液、产油上升，含水率降低；蒸汽突破阶段发生在转蒸汽驱2年后，汽窜井增多，突破后温度、含水率上升，产液量、产油量波动较大。试验区中心井组见效最快，因其受周围井组的影响，中心井组温度最高、产液量最低，较整个试验区提前3个月突破。

小井距蒸汽驱试验过程中，有针对性地采取合理配汽改善注采均衡、吞吐引效改善热连通状况、控关调向调整蒸汽推进方向、间歇汽驱缓解汽窜干扰矛盾等技术手段，使得小井距蒸汽驱试验区月递减率由蒸汽吞吐阶段的1.7%下降到蒸汽驱阶段的0.4%，年递减率由吞吐阶段的18%下降到蒸汽驱阶段的4.7%，稳产效果明显。转蒸汽驱3年，累计产油3.53×104t，阶段油汽比0.13，采注比0.95，蒸汽驱阶段采出程度16.6%，累计采出程度达53.1%（表3）。

3.2直井-水平井组合蒸汽驱

重32井区直井-水平井组合蒸汽驱试验区2009年注蒸汽吞吐开发，直井35口，水平井8口，试验区动用含油面积0.23 km2，动用地质储量69.21× 104t，蒸汽吞吐采出程度18.8%.2013年8月转蒸汽驱试验，转驱前平均蒸汽吞吐9.5轮，当月日产油69 t，阶段油汽比0.05，采注比0.37.

直井-水平井组合蒸汽驱试验中，采取了注汽量调节匹配注采关系、控关调整蒸汽推进方向、轮换注汽井以均匀蒸汽腔发育等技术手段，2个月后，试验效果逐步改善，产液温度由70℃上升到110℃，蒸汽腔稳步扩展[11]。转蒸汽驱1年，日产油水平、阶段油汽比和采注比分别提高到135 t，0.2和0.94（表3）。

3.3水平井-水平井组合蒸汽驱

重32井区水平井-水平井组合蒸汽驱试验区2008年注蒸汽吞吐开发，相关水平井6口，动用含油面积0.12 km2，动用地质储量16.35×104t，采出程度20.1%.于2014年5月转蒸汽驱，转驱前平均蒸汽吞吐16.5轮，最后一轮蒸汽吞吐日产油2 t，周期油汽比0.04，采注比0.38.

转驱6个月后采油井温度由82℃上升到103℃，日产油16 t，阶段油汽比0.12，采注比0.92，试验已逐步见效（表3）。

表3　重32井区蒸汽驱试验生产数据（数据截至2014年9月）

4　结论

（1）采用直井小井距蒸汽驱、直井与水平井组合蒸汽驱、水平井与水平井组合蒸汽驱等接替技术，可进一步提高超稠油油藏吞吐后采收率。

（2）当超稠油油藏注蒸汽吞吐的采注比、油汽比、地层存水率等出现拐点时，即为转蒸汽驱时机。50~60 m井距下，50℃时原油黏度小于20 000 mPa·s的超稠油油藏转汽驱时机在吞吐8~9轮较为适宜。

（3）先导试验效果表明，采用驱泄复合原理，可进一步拓展蒸汽驱适用的地质条件。

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Research on Ultra⁃Heavy Oil Development by Steam Stimulation Converting into Steam Drive Combination Process in Fengcheng Oilfield

SUN Xingea,MA Hongb,ZHAO Changhonga,DUAN Changb,YANG Zhaochena,XIONG Weia
(PetroChinaXinjiangOilfield Company,a.FengchengOilfield Operation District,b.Research Institute of Exploration and Development, Karamay,Xinjiang 834000,China)

In the late stage of Fengcheng oilfield’s ultra⁃heavy oil reservoir development by steam stimulation process,steam drive is an ef⁃fective process for EOR.Research shows that steam drive process is of oil displacement⁃drainage effect,i.e.injected steam may form steam chamber by the fact of steam overlapping on the upper part of the reservoir and heating oil,then the oil can be produced from production wells under effects of drivingforce and gravity.By such aprocess,three replacingsteam drive patterns after steam stimulation are presented, such as vertical well steam drive with short well spacing,vertical well⁃horizontal well combination steam drive,horizontal well⁃horizontal well combination steam drive.The pilot test has achieved the anticipated result and further broadened the geological conditions and combina⁃tion patterns suitable for such asteam drive process.It has the

ignificance to development of the similar ultra⁃heavy oil reservoirs. Key Words:Junggar basin;Fengchengoilfield;ultra⁃heavy oil reservoir;steam huff and puff;steam drive;recovery efficiency;development

TE345

A

1001-3873（2015）01-0061-04DOI：10.7657/XJPG20150111

2014-09-30

2014-11-18

国家科技重大专项（20112X05012-004）；“新疆大庆”科技重大专项（2012E-34-05）

孙新革（1968-），男，山东烟台人，教授级高级工程师，博士，油气田开发，（Tel）0990-6860810（E-mail）Sxinge@ petrochina.com.cn