馮云鳳 周宗延

【摘要】本文首先分析研究了東Ng3稠油單元蒸汽吞吐開發(fā)過程中存在的問題，針對性的總結(jié)出了制約吞吐效果的主要因素，并在此基礎(chǔ)上提出了蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)熱化學(xué)蒸汽驅(qū)的解決方案。

【關(guān)鍵詞】稠油油藏 蒸汽驅(qū) 吞吐后期 波及體積

東區(qū)Ng3稠油與孤島油田Ng5稠油相比：油藏埋藏淺、儲(chǔ)層厚度薄、泥質(zhì)含量高（16.5%）、膠結(jié)疏松、易出砂，原油粘度（3000-5000mPa.s）相對較低，多輪次吞吐后地層能量低、油汽比下降、吞吐效果變差。為探索東區(qū)Ng3稠油多輪次開發(fā)后期提高采收率有效接替技術(shù)，在前期油藏研究及蒸汽驅(qū)操作參數(shù)優(yōu)化研究的基礎(chǔ)上，2010年5月在東24-3井區(qū)選擇了D22-1井組開展了低壓、中干度鍋爐蒸汽驅(qū)推廣應(yīng)用試驗(yàn)。

1 提高東24-3井區(qū)蒸汽驅(qū)效果的配套措施1.1 優(yōu)化注汽參數(shù)，保障汽驅(qū)效果

蒸汽驅(qū)參數(shù)對汽驅(qū)效果影響非常大，只有在合理的操作條件下才能取得油藏條件應(yīng)有的采收率，因此，要使蒸汽驅(qū)達(dá)到油藏條件應(yīng)達(dá)到的汽驅(qū)采收率，必須同時(shí)滿足以下4個(gè)汽驅(qū)參數(shù)條件：

（1）注汽速率：不小于1.6m3/（d.ha. m）；

（2）采注比：不小于1.2；

（3）井底蒸汽干度：大于40%；

（4）油藏壓力：小于5MPa。

東22-1井組蒸汽驅(qū)井距140-200m，在井組生產(chǎn)一段時(shí)間后，采注比為1.3，注汽速度為6.0t/h，井組日產(chǎn)油量高，從高溫測試圖上得出在井下1000米時(shí)測得的干度為60.4%，注汽參數(shù)的優(yōu)化為蒸汽驅(qū)井組提供了基本保障。

1.2 “扶、排、引、調(diào)”跟蹤調(diào)整，提高汽驅(qū)效果

在注入期間對油水井資料、壓力資料、動(dòng)態(tài)監(jiān)測資料、井下作業(yè)資料的錄取，遇錯(cuò)必糾、遇異加密，詳細(xì)記錄每口汽驅(qū)井每天的溫度、壓力、產(chǎn)量、含水等情況，同時(shí)每周測試功圖、液面及時(shí)掌握油井的供液狀況，根據(jù)溫度、壓力等單井生產(chǎn)變化情況，摸索出每口井的生產(chǎn)規(guī)律。蒸汽驅(qū)動(dòng)態(tài)變化比較大，注入前期及注入過程中對周圍油井根據(jù)注入速度、蒸汽干度、溫度、采注比“四維”原則，采用“扶、排、引、調(diào)”及時(shí)跟蹤調(diào)整。擴(kuò)大蒸汽的波及體積，提高注汽效果。

“扶”：蒸汽井組完善井網(wǎng)，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。

東22-1井組的東20-2井2009年8月1274.51m處嚴(yán)重套破，東19-斜1井2009年11月套管于1329.86m以下彎曲，1332.96m處錯(cuò)斷。為了控制兩口套變井區(qū)域的地質(zhì)儲(chǔ)量，保證汽驅(qū)效果。設(shè)計(jì)側(cè)鉆水平井D20CP2。該井2010.5.10投入生產(chǎn)，層位Ng33層，日液水平26.5t，日油水平13t，綜合含水50%，累積產(chǎn)油1.2026×104t，累積產(chǎn)水0.7051×104t。

“排”：邊部排液堵水，抑制邊水的推進(jìn)。

對于強(qiáng)水侵區(qū)的井采用提液的方式，避免水體侵入到弱水侵井，減緩水侵速度，共實(shí)施油井防砂2口，檢泵2口，調(diào)參8井次，日增液量202.4t，日增油量10.9t；而位于弱水侵區(qū)的井要通過氮?dú)庹{(diào)剖抑制水線推進(jìn)，根據(jù)選井原則進(jìn)行嚴(yán)格篩選，優(yōu)選實(shí)施轉(zhuǎn)周注氮井6口，實(shí)施后平均含水下降14.5%，平均單井日增加6.9t，平均單井年增油1717t，增油效果明顯，有效抑制了水淹對油層的傷害，減少了可采儲(chǔ)量的損失。

“引”：中部吞吐檢泵引效，擴(kuò)大波及體積。

從東22-1井組日液分布圖看，產(chǎn)液量差異較大，能量充足區(qū)液量較高，能量低、出砂區(qū)液量低，從22-1井注汽以來，D21-02和D20-1兩個(gè)方向能量比較充足液量高，而東西向的D20CP2和D21-2井溫度低、液量低，我們對周圍油井進(jìn)行了逐一分析，實(shí)施了防砂，檢泵等措施來引效，促使油井見效，目前實(shí)施轉(zhuǎn)周1口井，防砂2口，檢泵2井次，累計(jì)增油3200t。

“調(diào)”：井組調(diào)整壓差，油井均衡受效。

由于注入蒸汽冷凝后的熱水不斷改變流動(dòng)方向，地下的壓力場也在不斷變化，為了提高蒸汽波及系數(shù)，我們要不失時(shí)機(jī)的對井組進(jìn)行調(diào)整，使其均衡受效。

（1）平面調(diào)控

東22-1井組注汽初始階段由于大量蒸汽的熱能被注入井底吸收，油層溫度升高，油層壓力也穩(wěn)定回升，所以在注汽前對周圍油井D21-02、D21-2、D21-1、D20-1實(shí)施降參數(shù)生產(chǎn)。

注汽見效階段，大量蒸汽熱能傳遞到生產(chǎn)井，流動(dòng)能力提高，產(chǎn)量增加，油井見效，為了能保證蒸汽均衡受效，低效井通過調(diào)參來引效。位于構(gòu)造高處的D20-1、D21-1井溫度上升，液量增加，而相對低的D21-02井未見效，說明D21-02井間還未建立熱連通。于是對低部位的GDD21-02井生產(chǎn)參數(shù)由5*3調(diào)為5*4次，在2010.8.10日調(diào)整后，井口溫度顯著上升，單井日液由44.2t上升到68.2t，單井日油由18t提高到23.6t，效果明顯；在油井見效期提高采液強(qiáng)度，利用調(diào)整參數(shù)加大油井生產(chǎn)壓差以提高采注比擴(kuò)大波及體積。在D22-1井注汽兩個(gè)月以后，對周圍油井D21-02、D21-2、D21-1又進(jìn)行調(diào)參，使井組采注比由1.05提高到了1.3左右，井組日油由50.7t/d上升到68t/d。

（2）縱向調(diào)剖

由于在注汽井和采油井間存在優(yōu)勢通道，優(yōu)勢通道的較小壓力梯度使蒸汽帶和流體帶優(yōu)先沿優(yōu)勢通道向生產(chǎn)井竄進(jìn)將占主導(dǎo)作用，使蒸汽驅(qū)單井井口溫度上升速度、溫度差異較大。2011.4.12日GDD20-1井的井口溫度上升到82℃，其對頂方向的GDD21-02井含水上升，油量下降，分析認(rèn)為蒸汽往高部位的GDD20-1突進(jìn)，因此對位于高部位的、滲透率好的D20-1井降低生產(chǎn)參數(shù)5×2次生產(chǎn)，低部位低液量的D21-2、D21-02井提高參數(shù)生產(chǎn)，同時(shí)對注入井GDD22-1進(jìn)行了擠高溫堵劑和氮?dú)庹{(diào)剖。

2 實(shí)施效果

為深入研究儲(chǔ)層非均質(zhì)性及描述大孔道發(fā)育狀況，于2011年5月在GDD22-1井組開展高溫示蹤劑研究。在汽驅(qū)過程中通過注入耐高溫示蹤劑進(jìn)一步認(rèn)識(shí)蒸汽的運(yùn)行方向、運(yùn)行速度、高滲帶的物性參數(shù)。根據(jù)注蒸汽井GDD22-1井組周邊油井示蹤劑產(chǎn)出情況，有6口井明顯監(jiān)測到了化學(xué)示蹤劑，基本跟油井的見效狀況吻合，明確了沿主河道發(fā)育大孔道2條。在2011.5.15實(shí)施氮?dú)庹{(diào)剖后，GDD20-1井井口溫度下降到60℃，含水由88.4%下降到目前的67.9%，油量由3t上升到10t，其對頂方向的D21-02井的含水也呈下降趨勢。通過配套措施的應(yīng)用東24-3井區(qū)自然遞減由2009年的40.8%下降為目前的11.5%； D22-1井組峰值產(chǎn)量為95.9t/d，油汽比 0.72，采收率提高了24.5%，增加可采儲(chǔ)量10.2×104t。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

取全、取準(zhǔn)各項(xiàng)資料，并對地下“三場、兩剖面、一前沿”（壓力場、溫度場、飽和度場、吸氣剖面、產(chǎn)液剖面和蒸汽前沿）的變化情況做出分析是蒸汽驅(qū)的基本保障。通過加強(qiáng)前期方案優(yōu)化，全程跟蹤分析，采取多種手段、方法進(jìn)行平面和縱向調(diào)整，才能使蒸汽驅(qū)試驗(yàn)取得好的效果。

參考文獻(xiàn)

[1] 張義堂，等編著.熱力采油提高采收率[M].石油工業(yè)出版社，2006