李幸波(中油遼河油田公司 遼寧 盤錦 124010)

引言

稠油油藏注蒸汽開(kāi)發(fā)中后期，蒸汽竄流及超覆現(xiàn)象越來(lái)越嚴(yán)重，蒸汽吞吐以及蒸汽驅(qū)的開(kāi)發(fā)效果日益變差，其主要現(xiàn)象表現(xiàn)為原油日產(chǎn)量下降、含水率上升、累積油汽比降低等。對(duì)于儲(chǔ)層物性好、滲透率高的稠油油藏，易形成蒸汽突進(jìn)，造成嚴(yán)重的蒸汽竄流；同時(shí)注入的高溫蒸汽與油藏流體間的密度差異導(dǎo)致蒸汽超覆于油藏頂部流動(dòng)，因此注蒸汽開(kāi)發(fā)后期油藏中仍然殘留大量的熱量。針對(duì)這一現(xiàn)象，我們?yōu)榱四苡行У奶岣邿崃康睦寐?，?duì)不同的油層進(jìn)行不同的情況分析，進(jìn)行注汽量的調(diào)整，以求達(dá)到最佳的注采效果。

一、基本概況[1]

邊部合采區(qū)74井組位于區(qū)塊外圍 ，油藏埋深650～1050米，地層傾角5～ 25°，油層厚度30.1米，孔隙度24.7%。井組含油面積3.15km2，地質(zhì)儲(chǔ)量1885.4×104噸。

按儲(chǔ)層物性發(fā)育及地理位置把74井組分為五個(gè)區(qū)域。各區(qū)域油藏條件差異大，總體來(lái)看，西部高傾角區(qū)油藏條件最好，其次是西南邊緣區(qū)和東南邊緣區(qū)，東北角和邊底水最差。

目前74井組蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)已6年的時(shí)間，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水、溫度、注入倍數(shù)等相關(guān)參數(shù)發(fā)生了明顯的變化。隨著轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)間的延長(zhǎng)，井組日產(chǎn)液、日產(chǎn)油不斷上升。日產(chǎn)液由轉(zhuǎn)驅(qū)前的2417噸上升到目前的7208噸，增加4791噸，日產(chǎn)油由381噸上升到955噸，增加574噸。

二、現(xiàn)階段蒸汽驅(qū)開(kāi)采存在的問(wèn)題

74井組不同區(qū)域受地質(zhì)構(gòu)造、儲(chǔ)層物性以及轉(zhuǎn)驅(qū)前的開(kāi)采狀況不同等因素影響，5個(gè)不同區(qū)域汽驅(qū)開(kāi)采效果差異較大。井組進(jìn)入驅(qū)替階段后，西部高傾角區(qū)及西南邊緣區(qū)北部?jī)?chǔ)層物性相對(duì)較好，為產(chǎn)量上升的主要單元；東部邊底水區(qū)與東北角區(qū)由于發(fā)育邊底水及儲(chǔ)層物性差影響，汽驅(qū)效果較差。

1.東北角區(qū)

（1）受汽竄、井況差等因數(shù)影響，47.7%采油井難以提液。（目前井況差井有34口）

（2）由于油層縱向差異及汽驅(qū)分注技術(shù)的限制，井組的分注不合格，導(dǎo)致吸汽好的層段汽驅(qū)發(fā)展過(guò)快、吸汽差層發(fā)展過(guò)慢，從而影響井組汽驅(qū)效果。

（3）蓮Ⅰ 、蓮Ⅱ油層因轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)間差異，層間干擾嚴(yán)重。

2.邊底水區(qū)

（1）油井井況差，油層出砂嚴(yán)重，提液難度大。

（2）主力層已突破，且動(dòng)用程度高（53.4%）、汽竄井17%、剩余油潛力小（27.4%）導(dǎo)致井組油汽比低（0.07）。

3.東南邊緣區(qū)

東南邊緣區(qū)由于主力層單一，汽驅(qū)見(jiàn)效早，穩(wěn)產(chǎn)期短，突破快，突破后遞減率大。目前井區(qū)有突破井18口（32%），突破井組4個(gè)（26.7%）。

由于74井組屬于齊40塊外圍油藏區(qū)塊，油藏地主條件差異大，轉(zhuǎn)驅(qū)后汽驅(qū)效果不太理想。其東北角區(qū)域地層壓力高、西南邊緣區(qū)地下油層薄、邊底水區(qū)地層影響，汽驅(qū)效果一直不太理想，因此，必須對(duì)這些地區(qū)進(jìn)行研究，采取更合適該地層條件的動(dòng)態(tài)調(diào)控方式才能改善汽驅(qū)效果。

三、注汽量動(dòng)態(tài)調(diào)控措施分析

目前74井組部分井組已進(jìn)入突破階段初期，對(duì)此，2011年3月-2012年4月采取對(duì)井區(qū)注汽井注汽量進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)整，以減緩產(chǎn)量遞減和提高汽驅(qū)油汽比。

1.74井組注汽量調(diào)整整體情況

為了減緩蒸汽驅(qū)產(chǎn)量遞減，提高油汽比，對(duì)汽驅(qū)井組進(jìn)行了注汽動(dòng)態(tài)調(diào)整。到目前74井組共計(jì)劃調(diào)整77井次，日注汽量減少2631噸，年減少注汽量96萬(wàn)噸。已實(shí)施64井次，日注汽量減少2275噸，年減少83萬(wàn)噸。

2.74井組注汽量動(dòng)態(tài)調(diào)整措施效果

整體的74井組相對(duì)于其他井組區(qū)域轉(zhuǎn)驅(qū)較晚，并未完全進(jìn)入驅(qū)替階段，除規(guī)模應(yīng)用的調(diào)控技術(shù)外，再優(yōu)化調(diào)控時(shí)，應(yīng)根據(jù)其所處開(kāi)發(fā)階段的不同，區(qū)別于其他的調(diào)控技術(shù)。目前74井組根據(jù)轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)間及地質(zhì)條件分為五個(gè)區(qū)域，根據(jù)實(shí)際開(kāi)發(fā)狀況分析認(rèn)為東北角驅(qū)、邊底水區(qū)、東南邊緣區(qū)矛盾較為突出，存在制約汽驅(qū)效果及經(jīng)濟(jì)效益的主要因素，因此在預(yù)定方案調(diào)控的基礎(chǔ)上對(duì)其進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)控優(yōu)化。

（1）薄層井組調(diào)控技術(shù)

東南邊緣區(qū)井組油層發(fā)育較薄，平均只有24.7m。分析認(rèn)為該區(qū)域地質(zhì)條件相對(duì)較差導(dǎo)致開(kāi)發(fā)效果變差，需合理優(yōu)化注汽速度，以適應(yīng)不同井組地質(zhì)條件的需要。

（2）邊底水井組調(diào)控技術(shù)

該區(qū)域卡法效果差，分析認(rèn)為主要受到邊水入侵影響，因此對(duì)其進(jìn)行研究。該區(qū)域分蓮Ⅰ、蓮Ⅱ兩套油水系統(tǒng)，蓮Ⅰ原始油水界面1035m，蓮Ⅱ原始油水界面1045m。

目前有水侵井43口，邊水入侵量越大，蒸汽在油層中的熱損失越大，注汽干度低。因此對(duì)二線的個(gè)別井組進(jìn)行增加注汽量的調(diào)整措施。

（3）高壓井組調(diào)控技術(shù)

東北角部分井組地層壓力相對(duì)較高，轉(zhuǎn)驅(qū)前地層壓力3～5Mpa，較其他地區(qū)高出2～3Mpa，目前地層壓力為2～7Mpa，部分地區(qū)接近汽驅(qū)臨界壓力。地層壓力高影響注汽質(zhì)量，其主要表現(xiàn)為熱水驅(qū)，不利于熱連通的形成，汽腔擴(kuò)展緩慢。因此對(duì)這樣的井組進(jìn)行回采降壓，待地層壓力低于3.0Mpa時(shí)，再轉(zhuǎn)汽驅(qū)。

（4）油汽比低，經(jīng)濟(jì)效益差井組注汽井停注

東北角4-K8井組隔夾層發(fā)育，油層連通程度低，油藏?zé)崂寐实?。轉(zhuǎn)驅(qū)后井組5口井受效差，井組油汽比低，于11.3月停注 ，目前產(chǎn)量保持平穩(wěn)。

3.3、到目前為止74井組經(jīng)過(guò)注汽量調(diào)整,共實(shí)施間歇注汽9井次，調(diào)整后日注汽量減少660噸。累計(jì)增油1380噸。

四、結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1.齊40塊74井組自2010年下半年產(chǎn)量開(kāi)始下降，針對(duì)74井組的實(shí)際情況，2011年上半年開(kāi)始采取了以注汽調(diào)整為主的調(diào)控措施，遏制了產(chǎn)量下降的趨勢(shì)，提高了油汽比，同時(shí)對(duì)下一年工作重

2.點(diǎn)74指明了方向。井組注汽調(diào)控后汽竄得到一定減緩，油汽比、采注比都有所提高。

3.74井組通過(guò)注汽調(diào)控措施改善井組驅(qū)替效果。

井組的優(yōu)勢(shì)驅(qū)替方向不變，部分井組處于突破初期，根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)狀況及地質(zhì)條件不斷對(duì)各項(xiàng)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整、合理分配，以達(dá)到減緩產(chǎn)量遞減過(guò)快的目的。

[1]付崇清 歡喜嶺油田齊40塊蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)實(shí)踐與認(rèn)識(shí) [J].石油地質(zhì)與工程 ，2007，21（2）：98～100.