风城浅层超稠油蒸汽吞吐后期提高采收率技术

孙新革，赵长虹，熊 伟，李凌铎,梁 珊

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

风城油田重32井区齐古组油藏埋深为100～220 m，平均为190 m，50 ℃原油黏度为16 400 mPa·s，为浅层超稠油油藏。构造上为一受逆断裂控制的单斜，地层倾角约为3～5 °。齐古组为辫状河流相沉积，发育J3q22-1+J3q22-2、J3q22-3、J3q33套油层，且层间隔层发育稳定。自2007年利用直井、水平井组合三层立体组合布井方式蒸汽吞吐开发，截至2014年底，平均蒸汽吞吐周期为10.9，阶段油汽比由2009年的0.24降至2014年的0.09。为探索超稠油蒸汽吞吐后期改善开发效果及提高采收率的可行性，利用重力泄油原理，形成驱泄复合开发技术，在重32井区开展了直井-直井、直井-水平井(VHSD)、水平井-水平井(原井网HHSD、立体HHSD)不同组合形式的接替开发方式试验。

1 驱泄复合技术原理

超稠油注蒸汽驱油过程中存在蒸汽驱动力、重力、毛管力[2-3]，其相互作用会对原油产生驱替作用。蒸汽驱动力对流体的水平驱替起主要作用；重力是流体间密度差产生的，引起垂向的压力梯度，重力会引起蒸汽向上超覆、原油和凝结水的向下流动；毛管力是孔隙结构内的界面张力引起的附加力，在浅层超稠油疏松砂岩的高渗透孔隙体系中，毛管力作用比较小，可以忽略。蒸汽驱动力控制着油的水平运动，而重力引起油的垂向运动，根据达西定律可得到原油的水平运动与垂向运动速度之比，以重32井区为例计算得出。离注汽井6 m以内水平运动速度大于垂向运动速度；以蒸汽驱油为主，6 m以外水平运动速度小于垂向运动速度，以重力泄油为主。

根据蒸汽腔汽液界面方程推导出汽液界面形态(图1，图中RE为蒸汽加热半径，m)。大部分蒸汽沿着油层顶端向两边推动，注入时间不断增加，蒸汽腔在油层顶部向外扩展，蒸汽腔前缘形态呈现S弧形，当蒸汽腔距离越远呈现出越明显的S型形态，蒸汽腔前缘形态描述为驱泄复合技术理论奠定了基础。

图1稠油热采开发的蒸汽腔前缘形状

2 接替方式优选

依据现场实际井网形式，以驱泄复合技术原理为基础，可形成蒸汽吞吐开发后转直井汽驱、直井-水平井驱泄复合(VHSD)、水平井-水平井驱泄复合(原井网HHSD和立体HHSD)开发方式(图2)。

图2不同井网形式开发方式示意图

数值模拟研究结果显示：直井汽驱的最终采收率可达51.0%，直井-水平井驱泄复合(VHSD)的最终采收率可达48.0%～60.0%，采用水平井-水平井驱泄复合(原井网HHSD和立体HHSD)开发，原井网HHSD的最终采收率可达33.0%，立体HHSD的最终采收率可达46.0%，而采用蒸汽吞吐未转换开发方式最终采收率仅为21.6%，浅层超稠油4种驱泄复合开发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 开发界限研究

蒸汽吞吐后转蒸汽驱开发效果的主要影响因素[4]为油层厚度、渗透率、原油黏度等，根据主要影响因素，结合经济效益概算，筛选出不同接替方式的开发界限(表1)。

表1 重32井区蒸汽吞吐后期转汽驱筛选条件

3.2 设计参数

3.2.1 合理井网井距

通过有效加热半径数值模拟研究测算，水平井油藏在50 ℃黏度时的有效加热半径为18～21 m。直井油藏在50 ℃黏度时的有效加热半径为21～24 m。

通过构建窦宏恩模型[5]，结合效益概算法和有效加热半径，优化了油价为380～507元的驱泄复合开发的合理井距[6-7]，优化直井汽驱的井距为50～60 m，VHSD井距为40～50 m，HHSD井距为30～50 m；当油价为380～444元时，40～50 m的井距开发效果较好；当油价为507元时，30 m井距最盈利。

3.2.2 直井射孔与水平井水平段位置优化

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

数值模拟研究结果表明：直井汽驱注汽井射孔位置位于井段下部的1/2，生产井射孔位置位于井段下部2/3，可提高直井汽驱开发效果；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时开发效果较好；HHSD生产水平井的水平段距离油层底部1～2 m，当立体HHSD加密注汽井高于采油井5 m时开发效果最好，采收率最高。

3.2.3 转换方式时机

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蒸汽吞吐8～9周期较为适宜[8]。实际生产指标显示，油汽比、周期产液、存水量、累计亏空体积在蒸汽吞吐8周期后，同时出现拐点，生产指标大幅下降(图3、4)，表明继续蒸汽吞吐已无效益，须转换开发方式。而加密井或完善井网井在蒸汽吞吐2～3周期后，井间建立热连通，可转换开发方式。

图3直井转蒸汽驱模式(井距为50m)

图4 水平井转蒸汽驱模式(井距为60 m)

3.3 操作参数

利用数值模拟跟踪优化研究技术，针对不同转换开发方式的注汽方式、轮换间歇时间、注汽速度、采注比等开发技术参数进一步优化，具体结果见表2。

表2 重32井区蒸汽吞吐后期接替方式注采参数

4 调控技术研究

4.1 驱泄复合技术开发阶段划分

蒸汽腔的发育与驱泄复合技术的开发效果紧密相关，通过跟踪数值模拟和四维微地震监测等技术综合描述了蒸汽腔发育形态，以汽腔发育形态为基础进行调控。

根据蒸汽腔发育过程，可将驱泄复合技术开发划分为4个阶段，即注采热连通阶段、蒸汽腔上升阶段、蒸汽腔扩展阶段和蒸汽腔剥蚀阶段(图5)。

注采热连通阶段：注汽井连续注汽，井间剩余油被加热形成蒸汽驱替，产液量、产油量上升，此阶段以蒸汽驱替为主；蒸汽腔上升阶段：随着注汽量增加，蒸汽腔逐步扩大，此时驱油和泄油作用共存，含水降低，产量达到最高；蒸汽腔扩展阶段：单井蒸汽腔到顶并横向扩展，此时以重力泄油为主、驱油为辅，含水逐渐升高，产量缓慢下降；蒸汽腔剥蚀阶段：井组间蒸汽腔都到顶后并逐步连通进入最后一个阶段，顶层热散失逐渐加大，汽驱效果逐渐变差，需要注入惰性气体或多介质辅助，以提高热能利用率。

图5驱泄复合技术开发蒸汽腔发育示意图

4.2 不同阶段调控方法

4.2.1 注采热连通阶段以注采平衡及蒸汽吞吐引效为主

(1) 以采液能力为核心，调控注采平衡。通过统计重32井区油井生产能力，水平井平均产液能力为30 t/d，直井平均产液能力为15 t/d，以采液能力为核心，保持驱泄复合开发采注比为1.1～1.2，主要手段为VHSD采用调整注采井数比，直井汽驱采用间歇汽驱工作制度，HHSD通过调整主管和副管的注汽方式，最终达到注采平衡。

(2) 以均匀连通为目的，采油井蒸汽吞吐引效。见效缓慢井组和汽腔萎缩井组，温场连通程度降低，蒸汽吞吐引效加快井间热连通。蒸汽吞吐引效强度为正常蒸汽吞吐井的1/2(表3)。

表3 不同井型蒸汽吞吐引效注汽强度优化

4.2.2 蒸汽腔上升及扩展阶段以Sub-cool调控为主

(1) 保持正常Sub-cool(在一定压力下，某产液点饱和温度与实际温度的差值)，均衡蒸汽腔扩展。运用油藏数值模拟软件CMG的CMOST模块进行开发参数敏感性分析。驱泄复合开发的蒸汽腔上升和扩展阶段的敏感性由弱到强依次为蒸汽干度、Sub-cool、注汽速度，因此现场采取“定速度、调整Sub-cool”的调控策略， Sub-cool越大，蒸汽腔发育越不理想，Sub-cool越小，蒸汽腔易突破至生产井，调控难度越大。优选合理的井底Sub-cool为30～40 ℃，从而制订出相应的调控对策(表4)。

表4 不同井口sub-cool条件下对应调控对策

(2) 控液成腔，维持汽腔均匀成型。通过控关已汽窜的采油井，改变蒸汽腔扩展方向，均衡蒸汽腔发育。通过在不同生产压力下，改变油嘴大小及工作制度，控制合理采液能力(表5)，以达到蒸汽腔底部接近生产井，但液面高于生产井目的[10]。

(3)蒸汽腔剥蚀阶段以增产提效为主。当驱泄复合进入蒸汽腔剥蚀阶段后，应在蒸汽腔中注入惰性气体，可对驱泄复合开发起到隔热保压、扩腔降黏的作用[11]，多介质辅助可提高蒸汽波及体积28%，可提高采出程度7%。VHSD 某井组实施CO2辅助后油汽比提高0.067，日产油提高5.7 t/d，有效期为120 d；原井网HHSD 18个井组实施N2辅助后油汽比提高0.043，有效期为83 d。

表5 驱泄复合开发方式蒸汽腔扩展阶段工作制度优化

5 应用效果

在重32井区陆续开展了直井汽驱、VHSD、原井网HHSD和立体HHSD4个先导试验区，截至2016年12月，实施后各试验区日产油、油汽比、采注比等关键指标明显改善(表6)。

风城油田应用驱泄复合技术已达56井组，现场开发效果显示：采油速度提高1.4%，油汽比提高0.05，驱泄复合开发后，相较继续蒸汽吞吐开发可增油9.6×104t，最终采收率提高20%以上。

6 结论与认识

(1) 基于超稠油蒸汽吞吐规律，揭示了转换开发方式时机。超稠油蒸汽吞吐加热极限半径为20.5～25.0 m，当蒸汽吞吐加热到极限范围时，热效率明显降低，生产指标出现拐点。此时转换方式，地层存水量最小，蒸汽波及范围最大，有利于蒸汽腔的发育。

表6 重32井区驱泄复合先导试验区生产数据统计

注：数据截至2016年12月。

(2) 通过利用驱泄复合开发技术，可突破蒸汽驱原油黏度2×104mPa·s的界限，实现地层条件下厚度小于15 m、原油黏度大于60×104mPa·s的超稠油油藏蒸汽吞吐后期驱泄复合开发方式转换。

(3) 充分利用老区井网，衍生了以重力辅助蒸汽驱油为核心的老区接替开发技术(直井小井距、VHSD、原井网HHSD和立体HHSD)。

(4) 通过重32井区推广应用，驱泄复合开发已累计增油9.6×104t，最终采收率可提高20%以上。

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