超稠油油藏回型井网蒸汽驱研究

张静 文守成

深层超稠油油藏的高效开发有利于未来我国油气资源的均衡可持续发展，而我国已探明稠油油藏储量有几乎1/3未能有效动用。《超稠油油藏HDCS强化采油技术》一书总结了国内外稠油油藏蒸汽驱开采研究现状及不足之处，系统地分析了回型井网蒸汽驱技术特点、优势以及亟需解决的关键若干问题，并对其进行了较深层次的剖析及研究。

超稠油油藏普遍埋藏较深，多处于1 000 m以下，蒸汽驱时沿途热损失严重，提高井底干度及地层压力较有效的手段也只能通过提升注汽速度，因为生产压差通常是决定井筒产液能力的主要因素之一，测试结果表明当注汽速度高至120 t/d时才能使井底蒸汽干度接近临界值。且稠油原油粘度较大，在所处地层条件下进行常规蒸汽驱仍旧难以提高冷油的推进速度，进而导致井口产液能力始终受限。此外，蒸汽驱技术的成功实施与注采比密切相关，稠油油藏在常规蒸汽驱下其注采比达不到要求，导致储层内蒸汽腔不能充分扩展，同时稠油油藏本身非均质性及边水低水入侵等问题也会显著限制蒸汽腔的有效发育。

通过现场多个稠油油藏的常规蒸汽驱开发经验及试验结果，新型蒸汽驱井网部署即回型井网被提出，其由内部反五点和外部反九点两套井网共同组成的用于优化稠油油藏蒸汽驱开采的嵌套式井网结构。该种井网布局通过将注采井数比从常规反九点的1∶3增加至1∶9，较高效地实现了井间热连通，促进了储层蒸汽腔的发育，扩大了蒸汽在储层内的有效波及体积，可有效改善常规反九点井网热开采过程中高热损失及低采注比等缺陷，同时大幅提升了井组间的排液能力及原油采收率。相关研究表明我国辽河油田L块超深稠油油藏通过回型井网的优化改进后，驱采效果显著增加，可提高采收率达18%以上，W38区块的数值模拟结果显示回型井网蒸汽驱相比于常规反九点井网可将原油采收率提高近5%，锦91区块在采用回型蒸汽驱方式后产液产油大幅度增加，同为辽河油田的杜229区块则在2016年进行了8个回型井网蒸汽驱的先导性试验，日产原油从原来的160 t提高至210 t，取得了较好效果。

结合回型井网蒸汽驱的生产试验发现，其在实际开发过程中依旧存在若干关键问题亟需解决。首先是针对地层压力较低的稠油油藏，盡管储层本身对回型井网蒸汽驱的实施时有利的，低压情况下具有较大的比容，但是低压却导致生产压差较小，不适宜生产，因此在实际开发过程中应充分解决原油的低压举升问题，结合二者的长处以实现生产最优化，同时深层下泵、泵内漏失及防排砂问题也是需要密切关注的;其次，针对均质性较差的油藏，其储层温度场在横向及纵向存在较大的不均衡，这要求在实际开采过程中应对蒸汽流动实时关注，适时采取有效干预措施调节液流方向，调节射孔方向及位置，实现温度场的有效扩延;再者是内部反五点井蒸汽突入后及时转变为观测井以及充分挖潜利用更深层油流的问题，内线蒸汽驱突破必然先于外线，随后其需要及时转变为观测井为后续开采提供地层信息，同时需要对蒸汽驱后局部地层发育良好的气腔进行充分利用，此时非常适宜对该区域更深层次稠油的挖潜，可考虑通过组合采或单采完成稠油的有效开发。

综上内容均在《超稠油油藏HDCS强化采油技术》一书中进行了充分论述及讨论。不难发现结果多是基于数值模拟手段，在实际油藏的先导性试验测试终究屈指可数，也就是说该项技术改造始终处于不成熟阶段。在未来研究过程中，加大回型井网蒸汽驱关键问题研究的同时，应结合实际油藏进行综合评价，不能盲目追求注采井数比的增加，多进行采注井的射孔优化，有效改善驱替通道加大地层的纵向动用能力，实现深层超稠油油藏原油采收率及整体开发效率的提升。