杜229块蒸汽驱后期提高开发效果技术对策研究

摘要：辽河油田杜229块兴隆台油藏为中厚互层状超稠油油藏，目前共实施了20个蒸汽驱井组，其中12个反九点井组采出程度达到64.7%，进入蒸汽驱开发后期，蒸汽突破现象严重，油层纵向动用不均，平面上受效程度不同，生产效果变差。为进一步提高开发效果，利用数值模拟及动态监测手段精细描述汽腔发育形态，开展剩余油分布规律研究。创新提出四项技术对策改善开发效果，一是采用subcool指导动态调控防止蒸汽突破;二是采用分层汽驱提高油层纵向动用程度;三是采用热水驱提高层内动用程度;四是采用降低操作压力、提高蒸汽腔平面上的波及体积。最终实现井组持续稳产，提高开发效果，该研究对改善同类油藏蒸汽驱开发效果提供了技术支持。

关键词：辽河油田;超稠油;蒸汽驱; subcool;分层汽驱;热水驱。

1超稠油蒸汽驱开发机理

蒸汽驱[3]是指按优选的开发系统、开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式。其开发机理主要包括降粘作用、热膨胀作用、蒸馏作用、脱气作用、混相驱作用、溶解气驱作用、乳化驱作用等七个作用。与普通稠油对比，超稠油密度更大、黏度更高，因此，超稠油蒸汽驱开发中以连通后的降黏、剥蚀作用为主。

2 实施背景

蒸汽驱12个反九点井组位于杜229块主体部位，地质储量为176.0×104t，生产层位为兴Ⅳ、Ⅴ1组。转驱前累积注汽134.9.0×104t，累积采油60.7×104t，油汽比0.45，采注比为1.34，采出程度34.5%，转驱前地层压力为3.5MPa，地层温度为81℃。为探索超稠油蒸汽驱吞吐后期接替方式，2007年在杜229块兴ⅣⅤ组油藏开展蒸汽驱先导试验并获得成功，累计转入12个反九点井组。截至2018年底，反九点井组采出程度达到64.7%，超过方案设计的60.5%，井组进入开发后期。由于主力动用层含油饱和度低，井组年产油由高峰期的6.8×104t下降到4.4×104t，采油速度由3.9%下降到2.5%，含水有86%左右上升到88.6%，油汽比由 0.17下降到0.15。汽驱开发效果变差，同时受国际油价降低影响，井组开发面临巨大的效益问题。 根据利润与盈亏平衡油汽比关系模型图，在目前油价下，要求蒸汽驱油汽比大于等于0.18。因此，提高汽驱油汽比，实现井组持续稳产成为井组的主要工作。

3技术对策

根据以上影响超稠油蒸汽驱后期开发效果的主要因素分析，通过对井组层内、层间、平面动用的深入分析及现场试验。创新引入subcool （值）指导动态调控、实施分层汽驱、开展热水驱试验等一系列技术措施，有效的提高了井组的产量，提高井组开发效果，为蒸汽驱后期提高开发效果奠定了基础。

3.1创新动态调控理念

结合数值模拟及井温监测数据表明，蒸汽驱后期井组主体部位井温达到220℃以上，蒸汽腔已经形成并逐渐接近生产井，井组面临蒸汽突破的问题。针对这一现状，2019年开始将直井蒸汽驱“以采为先、以产定注、以液牵汽”调控理念与SAGD开发压差控制及SUBCOOL控制相结合，开展动态调控，抑制蒸汽突破。

3.2实施分层汽驱

由于油层纵向动用不均是井组目前的主要矛盾之一，因此，为提高井组兴Ⅴ1组动用程度，对蒸汽驱注汽井杜32-48-36C实施了分层汽驱，该井只对兴V1组油层射孔，兴IV组油层没有射孔，从而达到分层汽驱的目的， 2016年实施分层汽驱后，井组年产油上升、油汽比上升，开发效果得道改善。

3.3实施热水驱

由于层内动用不均，油层上部剩余油饱和度低，下部饱和度较高。针对这一潜力，提出了采用热水驱的方式，提高井组开发效果。热水驱是一种热水和冷水非混相驱替原油的过程，该方式可以减缓蒸汽超覆作用、抑制蒸汽突破、延长蒸汽驱的经济寿命，充分利用油藏的原有热能，通过改善油水流度比，降低残余油饱和度，改变油水相对渗透率，并通过发挥流体和岩石的热膨胀性能来提高原油采收率。2019年，在蒸汽驱反九点井组优选两个蒸汽突破严重、含水较高的井组开展了热水驱实验，措施后，井组年产油保持稳定，油汽比由0.15提高到0.27。

3.4降低操作压力

针对井组局部地区地层压力高，蒸汽腔没有得到充分扩展，造成产油量及油汽比逐渐下降等问题，制定了“降低操作压力，提高蒸汽波及体积”思路，通过注汽井降注汽量，生产井加深泵挂提高排液能力的方法，将井组的地层压力由3.5MPa降至3.0MPa，压力降低后，对应的蒸汽比容由25L/kg提高到30L/kg，蒸汽比容的提高，有效的提高了井组的开发效果，井组日产油增加3t/d，油汽比由0.13提高到0.19。

4应用效果

（1）通过科学调控，措施后井组实现持续稳产，目前年产油保持稳定在4.2×104t左右，递减率由2018年的18.5%下降到2.4%，井组实现持续稳产，

（2）实施后蒸汽突破得到有效抑制，含水由措施前的88.6%下降到85.9%。油汽比由0.15提高到0.20。超过蒸汽驱利润与盈亏平衡油汽比0.18。

（3）通过合理调控，汽驱成本逐年降低，目前井组完全成本为40美元/桶，低于国际油價47美元/桶，取得较好开发效果，实现效益开发。

5 结束语

（1）蒸汽驱后期通过合理的控制底层压力及生产井的SUBCOO值，优化注采参数等措施，能有效抑制蒸汽突破，促进蒸汽腔均衡扩展，提高开发效果。

（2）通过实施分层汽驱措施，能有效提高油层纵向动用程度，提高开发效果。

（3）汽驱后期转热水驱，能有效提高井组油汽比。

参考文献：

[1] 刘福余.曙一区超稠油开采特征及开发对策[J].特种油气藏，2002，9（6）：1～5.

[2] 赵福麟.EOR原理[M].东营：中国石油大学出版社，2006：112～130.

[3] 刘文章，等.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997：348～354.

作者简介：

沈群（1989—），男，辽宁盘锦，工程师，硕士研究生，硕士学位，2013年毕业于西南石油大学石油与天然气工程专业，现从事油田开发研究工作。

中油辽河油田公司，辽宁  盘锦  124010