杜84块中深层薄互层超稠油蒸汽驱实施研究

2020-09-22张孝燕

非常规油气 2020年4期

张孝燕.

(中油辽河油田公司，辽宁盘锦 124010)

曙一区杜84块超稠油1997年投入开发，历经直井试采、上产阶段后，2003年起规模实施水平井技术，推广组合式注汽，实现研究区域年产油40×104t以上稳产。2019年通过SAGD开发方式转换技术的规模实施，研究区域年产油60×104t，达到历史高峰，其中吞吐开发方式年产油占总产量的20.3%。蒸汽吞吐开发方式首先采用直井蒸汽吞吐开发，随后实施水平井井间挖潜，SAGD规模实施后，吞吐规模逐渐缩小，目前平均吞吐轮次10轮，进入蒸汽吞吐开发后期。为了延缓吞吐老井的产量递减，提高采收率，找到适合杜84块研究区域超稠油吞吐的挖潜措施，2019年在杜84块南部实施了蒸汽驱试验，取得了初步效果，成为研究区域第一批蒸汽驱井组，为区块其他井组转驱提供了依据。

1 开发概况及存在问题

1.1 开发概况

曙一区杜84块兴隆台油层，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢曙上台阶中段[1]，研究区域探明含油面积0.75 km2，石油地质储量1 240×104t，油藏埋深660～800 m，平均有效厚度80 m，储层物性较好，具有密度高、黏度高、胶质沥青质高、含蜡量低的特点[2]，原油黏度对温度表现为极度敏感性，为高孔高渗中厚层、厚层块状边底水超稠油油藏[3]。

研究区域1997年采用直井蒸汽吞吐开发，2004年实施水平井井间挖潜，吞吐产量达到高峰产油，突破45×104t。为延缓递减，达到产量规模，2005年实施SAGD开发方式转换试验，2009年由于SAGD规模实施，吞吐规模逐渐缩小，目前平均吞吐轮次10轮，进入蒸汽吞吐开发后期。虽然SAGD产量稳定，且占研究区域79.7%，但是保持产量规模还需延缓吞吐产量递减，杜84块吞吐开发后期方式转换迫在眉睫。因此，2019年在杜84块南部选取四个井组进行蒸汽驱试验，以提高区块采收率。

1.2 存在问题

1.2.1 研究区域含水高，产油量低，油汽比降低

研究区域共有油井31口，多为2002—2005年直井，井距为70 m×70 m。为解决井间汽窜严重的问题，改善生产效果，该区域建立了组合式注汽试验井组并取得了成功。试验井组周期油汽比最高达到0.66，并在相邻井组推广组合式注汽，形成了研究区块效果最好、规模较大的组合式注汽直井井组。经过17年的蒸汽吞吐开发，该区域经历了井间汽窜严重阶段、组合式注汽阶段、多元化措施辅助阶段[4]，随着吞吐轮次的增高，研究区块超稠油进入吞吐开发后期，周期呈现排水期长、产量高峰期延迟[5]、日产油递减趋势加快、周期生产时间延长、废弃产量增长的特点(图1)，研究区域年产油量由历史高峰期的5.12×104t降到2018年的1.53×104t，最低年产油1.09×104t(图2)。由于井组规模较大，井数过多，同注同采时间较长，地下存水较多，大部分直井日含水升高，在90%～100%之间。由于含水过高，开井率降低。截至目前，经过17年的开发生产，31口直井累计注气86×104t，累计产油30×104t，油汽比0.35，与高峰期相比，油汽比大大降低。

图1 超稠油周期生产曲线Fig.1 Periodic production curves of super heavy oil

图2 研究区域年产油曲线Fig.2 Annual oil production curve of the study area

1.2.2 研究区域处于低效吞吐阶段

研究区域目前采出程度为56%，采出程度高，生产效果日益变差。为改善吞吐后期生产效果，在该区域实施了组合式注汽并辅助二氧化碳措施[6]，操作成本较高，平均单井日产油仅3.1 t/d，操作成本超过700元/t，处于低效吞吐阶段。

1.2.3 研究区域纵向隔夹层发育，油层厚度较薄，井间剩余油不能有效动用

杜84块南部发育兴隆台油层Ⅱ、Ⅲ组，且下部油层发育底水，与底水间无夹层发育，因此动用油层有限，大部分直井仅射开兴隆台油层Ⅱ组。兴隆台油层Ⅱ组纵向上油层不连续，小层较多且薄，中间发育隔夹层(图3)，夹层厚度不一。油层条件造成了油层纵向动用不均[7]，井间存在剩余油，难以有效动用。

图3 杜84块兴隆台油层Ⅱ组剖面图Fig.3 Reservoir profile of formation Ⅱ of X reservoir in block D

2 蒸汽驱实施研究

2.1 蒸汽驱基本原理

超稠油开发后期，采出程度高，地下存水多，井间剩余油很难采出[8]。蒸汽驱开发主要是向油层中连续注入高干度蒸汽，使原油的黏度不断降低，具有流动性，再将原油开采出来的生产方式。蒸汽驱开发是超稠油开发后期的必然接替方式之一，能有效提高原油采收率20%～30%[9]。

2.2 蒸汽驱生产井筛选

根据蒸汽驱筛选标准[10](表1)，蒸汽驱技术对油层厚度的要求相对较低，油层厚度根据Ⅰ～Ⅲ类蒸汽驱条件，在7～60 m之间，单层厚度≥1～5 m，埋深为中深层、深层适宜，这为多类型的薄层稠油油藏吞吐开发后期提供了方向。研究区域位于杜84块南部，含油面积为0.12 km2，地质储量为54.5×104t，目的层为兴Ⅱ组，埋深为700～780 m，油层厚度平均为17 m，虽然呈薄互层发育，但小层厚度大于3 m，基本参数比较符合蒸汽驱筛选标准(表1)。区块经过蒸汽吞吐开采后，采出程度虽然很高，但仍有大量的剩余油存在，井间平均剩余油饱和度基本在50%～60%之间；经过多轮蒸汽吞吐，井下温场形成(图4)，井间连通情况较好[11]，原油已具有一定的流动能力[12]，地层压力已降到3～4 MPa，适宜转驱。

表1 蒸汽驱技术油藏筛选标准Table 1 Criteria for reservoir selection of steam drive technology

2.3 生产井网布置

研究区域有井31口，其中注汽井有4口，生产井有27口，呈70 m×70 m井距井网，借鉴其他区块的成功经验，根据产液情况，设计了4个反九点井组[13](图5)。注汽井和生产井开采层系对应，组成完善封闭的生产井网，井间热连通程度较好，为提高蒸汽的注入速度和蒸汽干度创造了有利条件，有利于蒸汽腔的扩展和注入蒸汽充分波及井间死油区[14]。确定合适的井网及井距，保证采注比在1.0～1.2之间。

图4 研究区域油井井温情况Fig.4 Well temperature in the study area

图5 研究区域蒸汽驱井网图Fig.5 Profile of steam drive injection production well

2.4 蒸汽驱注汽参数优化

2.4.1 注汽基本条件

经验和研究表明，蒸汽驱必须保证注入油层的为高热焓的蒸汽[15]。油层越深，井筒热损失越大，井底蒸汽质量难以保证，而且举升也困难，因此成功的蒸汽驱必须同时满足四个条件[16](图6)：①体积注汽速率≥1.6 t/(d·m·ha)；②瞬时采注比≥1.2；③井底蒸汽干度>40%；④转驱油藏压力<5 MPa。

图6 各项注汽参数与蒸汽驱采收率关系示意图Fig.6 Diagram of relationship between various steam injection parameters and steam drive recovery rate

2.4.2 注汽速度调整

蒸汽驱的生产方式决定了注汽井需要有连续注入高干度蒸汽的能力，并且具有良好的井筒隔热能力[17]。以往的经验显示，蒸汽干度会随注汽速度提高而提升，阶段采出程度、净产油会随注汽速度提高而提高，热能利用较好，热损失较小。当注汽速度超越某一界限时，采出程度和净产油则会呈下降趋势(图7)，注汽速度越高，见效越快，但蒸汽突破早，蒸汽驱结束早，汽驱效果变差。

图7 注汽速度与产油、采出程度关系图Fig.7 Relationship between steam injection speed and oil production and recovery

2016年研究区域开始实施蒸汽驱试验，由于注汽锅炉受限，采用大排量锅炉低干度注汽，注汽排量过大，单井日注在240～280 t/d之间，排量无法控低，导致试验井组汽窜严重，含水上升，试验项目以失败告终。2019年，研究区域已满足注汽井条件，重新开启蒸汽驱试验。

杜84块注汽速度要求：初期单井排量为4 t/h，井组日注384～400 t/d，受效后根据生产情况进行调整。

2.4.3 注汽干度要求

蒸汽驱开发的条件没有SAGD严苛，研究资料显示，对于小层厚度薄、油层较碎、不连续的薄互层状油藏，可采用蒸汽驱开发，向井内不断连续注入高干度蒸汽，蒸汽干度的不断提高能有效提升蒸汽携带的热量，有效加热油层，达到驱油目的[18]。蒸汽干度增加，阶段采出程度和净产油增加，当蒸汽干度超过50%以后，采出程度和净产油递增幅度减缓(图8)。

图8 注汽干度与产油、采出程度关系图Fig.8 Relationship between steam injection dryness and oil production and recovery

杜84块干度要求：锅炉出口蒸汽干度大于75%，井底蒸汽干度不低于50%。

2.4.4 控制合理采注比

根据蒸汽驱历史经验得出，采注比上升到1.2时，净产油和采出程度上升幅度最大，采注比越高，越呈现出下降趋势(图9)。采注比低，不易形成蒸汽腔；采注比过高，见效快，汽窜快，保证油层低压状态，采出高于注入，合理采注比为1.1～1.2[18]。

图9 采注比与产油、采出程度关系图Fig.9 Relationship between production injection ratio, oil production and recovery degree

3 效果分析

2019年6月，四个井组相继转入蒸汽驱生产，目前日注汽为384 t，严格按照日注设计实施，注汽排量≤4 t/h，最高不超过4.5 t/h，否则容易汽窜；日产液量为410 t，平均单井日产液量为20～35 t，液量超过设定值有汽窜现象发生；日产油量为60 t，含水为85%，含水高于95%有可能汽窜，需严格控制生产参数；瞬时油汽比为0.156，采注比为1.1，控制采注比在1.2以下，以防汽窜发生。目前各项瞬时指标基本达到了方案要求(表2)，蒸汽驱效果初见成效。

表2 瞬时指标与方案设计对比Table 2 Comparison between instantaneous index and scheme design

3.1 试验区实施时间短，受效快，受效比例高

总井数为31口，其中注汽井4口、生产井27口，目前动用24口，受效井19口，受效比例为70%[19]。目前试验区效果正朝好的方向发展。蒸汽驱试验后，试验区各项生产参数得到显著升高(图10)，井组日产液量提高了215 t，日产油量提高了12 t，单井平均温度由实施前的75 ℃上升到83 ℃。

图10 研究区蒸汽驱井组转驱前后日产曲线Fig.10 Daily production curves of steam drive well group before and after driving in the study area

3.2 开井率升高，年产油增加

研究区域开展蒸汽驱试验，促进了开井率的升高(图11)，由去年的64%上升到80%，提高了16%。若井网完善，有利于井间剩余油更好采出[20]，开井率更高，这也促进了2020年的工作方向。超稠油开发后期，低效吞吐的矛盾一直待解决，单井日产逐年降低是不可避免的问题，蒸汽驱有效地解决了这一问题，2019年单井年平均日产量为4.7 t/d，与去年相比提高1 t/d(图12)，试验区年产油量为1.67×104t，与去年相比增加1 413 t。