某区块回字形井网蒸汽驱开发效果评价

蔡媛媛 王永娜

摘 要：冷41块超深层回字型井网蒸汽驱于2013年9月实施，属于国内超深层蒸汽驱先导试验首例，取得了一定的开发成效和经济效益，但也面临着很多问题为进一步改善蒸汽驱开发效果，近一年来一直探索此类蒸汽驱的调控技术。在对试验井组汽驱生产特点进行跟踪研究的基础上，加强动态调控及跟踪研究，及时掌握地下三场变化，努力促进蒸汽腔的形成与扩展;同时需要探索井组间歇注汽生产与调控规律，努力提高油汽比，改善开发效果。

关键词：回字形 动态调控 蒸汽驱

1、引言

冷41块构造上位于西部凹陷东部陡坡带冷东断裂背斜构造带中北部，东靠中央凸起，南依冷115块，西与冷西相邻，北接冷42块。开发目的层主要为S32段油层，油藏类型为构造边底水油藏，含油面积2.3平方公里，地质储量2189万吨。

冷41块开发历程主要分为以下四个阶段：

第一阶段：1988～1995年，试油试采阶段。第二阶段：1996～1999年，大规模上产阶段。第三阶段：2000～2003年，稳产阶段。第四阶段：2004年～目前，产量递减阶段。

冷41块超深层回字型井网蒸汽驱于2013年9月实施，38-更561井组油层埋深1500-1690米，含油面积0.08平方公里，地质储量109万吨，采用70×100m反九点井组，预计提高采收率14.3%。38-更561井组2013.9汽驱，井组21口井，开井13口，目前日产液141t/d，日产油30t/d，含水79%。

汽驱实施至今也存在很多问题，一、油层厚、内无连续发育泥岩隔层，蒸汽超覆不可避免;二、井网和层系的不完善，造成平面上汽驱波及和动用程度的非均质;三、 蒸汽驱立足于现有井网，大井段合采，加剧蒸汽超覆突破，造成纵向动用差异大;

2、主要研究内容

按照深化超深层巨厚块状油藏蒸汽驱机理认识和调控技术研究，建立以沉积相展布、物性发育、构造高差、亏空程度、层系对应程度等因素为核心的评价标准，明确不同区域影响汽驱效果主控因素，及对汽腔发育和开发效果影响程度。

（1）精细地质研究

冷41块位于辽河西部洼陷东部陡坡带，区域上的构造特征造就了冷东断裂背斜带沉积的特殊性，冷东地区自下而上的地层为：太古界、新生界古近系（沙河街组沙三段S3、沙一二段S1+2和东营组d）、新近系（中新统馆陶组、上新统明化镇组）和第四系地层。

依据对比与层组的划分原则，在标志层的控制下，按沉积旋回的组合及储层砂体的厚度、产状对S32段油层组进行了砂岩组的划分，从纵向剖面上看，该区纵向发育了六个次一级沉积旋回，其旋回内部各发育了几个韵律组合段，因而将其划分为6个砂岩组14个小层，砂岩组厚度一般为36～52m，小层厚度一般为14～25m。

冷41块是一个受冷48断层控制的断鼻构造，轴线为北东向，构造闭合面积2.6 km2，闭合幅度300m，S32段构造高点在冷37-43-554井附近，高点埋深-1370m，地层倾向为南西方向，地层倾角为4～15°。

冷41块沉积体的物源来自东北和东部的中央隆起。冷41块在古地形和深大断裂的控制下，沿湖盆短轴方向发育了一套扇三角洲前缘亚相和前扇三角洲亚相沉积，根据岩石组合特征、韵律性、沉积构造、电测曲线特征及砂体在平面的分布组合关系将扇三角洲前缘亚相又划分成六种微相，工区主要发育辫状河道、河口坝、辫状河道间、前缘薄层砂等四种微相。

（2）深化汽驱开采机理认识，理清深层超稠油汽驱表观特征

不同于普通稠油蒸汽驱驱替为主的机理，普通稠油蒸汽驱进入热驱替阶段为增油稳产期，而特超稠油的增油稳产期为剥蚀阶段。 超稠油蒸汽驱“先预热高温连通，再剥蚀采油”，开采以剥蚀为主，无峰值稳产，但经过调整蒸汽腔体积同样可超过50%，与普通稠油相当。

冷41块蒸汽驱在深度下限已经突破了二类蒸汽驱标准，冷41块具有连续油层厚度大，油藏埋藏深的特性和难点，属于国内超深层蒸汽驱先导试验首例，相比于辽河油区超稠油蒸汽驱的典型杜229块，在汽驱生产规律上还是具有差异性的。38更561井组的埋深更大，油更稠导致井下干度低，蒸汽热效率低;摩阻大、提液难。油层厚度更大导致井间油汽密度差造成超覆，蒸汽波及体积受限。

超稠油转驱后快速进入剥蚀阶段，生产井始终保持较高产液温度（>80℃），无明显产油高峰，长时间稳产;但对于巨厚油藏，受超覆影响，下层系井间由于未得到充分预热，未达到汽驱启动温度（95℃），剥蚀效果较差，开发阶段经历了热连通、上超驱替、高温连通突破，目前经过调整局部单井点（分注）已逐步呈现剥蚀开采规律。

（3）明确影响汽驱效果主控因素，定量评价见效特征

对冷41块蒸汽驱机理有了一定的了解后，建立以沉积相展布、物性发育、构造高差、亏空程度、层系对应程度等因素为核心的评价标准，明确不同区域影响汽驱效果主控因素，順沉积相带向物源方向，储层物性好，蒸汽优先波及，正向构造，蒸汽优先波及，吞吐阶段亏空大方向，蒸汽优先波及，原始生产井段高于汽驱层位，蒸汽优先波及：平面见效特征： 一线井地下温场和压力均高于二线井，为蒸汽优势波及方向，驱油效率高，汽驱增产效果好，多种主控因素的组合，产量具有分异性。一线井累产油0.45-0.8万吨，平均含水81-88%，二线井累产油0.03-0.5万吨，平均含水91-97%。

单井见效特征分析：井组共有油井21口，其中受效井14口，其中一类受效井7（一线6口、二线1口），二类受效井7口（二线），未受效5口，封井2口。

（4）多技术组合，精细刻画地下蒸汽腔扩展形态

综合应用温度剖面、吸汽剖面、高温示踪剂等动态监测资料结合油井生产动态，落实地下汽腔发育扩展形态。蒸汽波及体积在内线井局部发育，汽腔加热高度大，同样受控于沉积、储层、采出程度以及射孔井段的影响，形态不规则，纵向上动用差异大，二线井多为热水波及。界定油井所处汽驱阶段：突破2口、蒸汽驱替3口（面临着突破）、热水驱替9口，未建立热连通井5口;

（5）剖析问题，提出“四对策”调控对策，力争汽驱增油提效

剖析了蒸汽驱目前存在的问题，紧密围绕“降低驱替阻力、增加剥蚀作用、均衡汽腔扩展”的技术思路，开展综合调控，保障蒸汽驱高效开发。针对连续油层厚度大、隔夹层不发育、注汽超覆严重、优势方向单向汽窜严重的问题，可以采用多介质辅助汽驱的对策，非烃气辅助汽驱可以扩大汽腔横向波及，抑制汽腔缓上升，以及采取汽窜高温井段调堵封窜的对策，减缓汽腔超覆速度，降低热能无效外溢。针对油藏深、汽腔发育规模和形态受限、驱替阻力大的问题，可采取低效井加强低温段循环预热，拉动汽腔横向扩展，以及降粘提液，增大生产压差，保证驱替前沿稳定，提高蒸汽波及程度和驱油效率。

3、经济效益评价

按照辽河油田青年油水井分析效益公式计算：

经济效益=（1-30%）×分成系数×∑[年新增原油产量×（单位原油价格-单位生产成本-税金及附加）-科研支出]×（1+10%）=（1-30%）×0.97×∑[6.9631×（2921.43-2099-146.07-17.53）]×（1+10%）=3426.4万元

4、结论

（1）通过开展冷41块汽驱开采机理认识，理清了深层超稠油汽驱的表观特征。

（2）不同区域影响汽驱效果主控因素：顺沉积相带向物源方向，储层物性好，蒸汽优先波及;正向构造，蒸汽优先波及;吞吐阶段亏空大方向，蒸汽优先波及;原始生产井段高于汽驱层位，蒸汽优先波及。

（3）蒸汽波及体积在内线井局部发育，汽腔加热高度大，同样受控于沉积、储层、采出程度以及射孔井段的影响，形态不规则，纵向上动用差异大，二线井多为热水波及。

（4）针对蒸汽驱目前存在的问题，采用多介质辅助汽驱的对策开展综合调控，保障蒸汽驱高效开发。

参考文献

[1]齐40块中深层稠油蒸汽驱技术研究及其应用 [D]. 大庆石油学院. 2008.

[2]贺永利.辽河小洼油田蒸汽驱数值模拟研究 [D]. 中国地质大学（北京）. 20104D0A12F0-B024-4D33-BECF-69D19EDF0C7A