于蓬勃

（中國石油遼河油田金馬油田開發(fā)公司，遼寧 盤錦 124010）

80年代以來，我國4大稠油油區(qū)相繼開展蒸汽驅先導試驗，大部分試驗效果不理想[1]。近幾年來，遼河油區(qū)在油藏埋深超過1 300 m的深層稠油油藏開展蒸汽驅試驗，采注比也未達到方案要求[2]。

近年來遼河油田洼38塊東三段深層特稠油蒸汽驅通過開展高干度注汽、優(yōu)化注采參數(shù)、回字型井網探索試驗等調控技術，蒸汽驅開發(fā)效果明顯改善。通過總結洼38塊深層特稠油蒸汽驅開發(fā)主要做法，為國內同類油藏開展蒸汽驅試驗提供參考。

1 洼38塊東三段蒸汽驅基本情況

小洼油田洼38塊東三段油藏埋深1240～1430m，構造平緩，地層傾角2°～4°，沉積類型為三角洲前緣沉積，巖石分選較好，平均孔隙度22.3%，平均滲透率1 066×10-3μm2，為中高孔、高滲儲層，儲層巖性結構成熟度高，非均質性較弱，單井有效厚度最大達56.6 m，平均厚度21.5 m，凈總厚度比為33.6%，50℃地面脫氣原油黏度15 090 mPa·s，屬于深層層狀特稠油油藏。

洼38塊東三段蒸汽驅開發(fā)方案設計要點如下：井網井距為反九點井網，100 m×100 m；注汽速率為1.8 t/（d·ha·m）；井組采注比為1.2；井底蒸汽干度大于50%；油藏壓力為3.0～4.0 MPa；結束方式為蒸汽驅5年后轉注水開發(fā)，生產2年。

2 洼38塊蒸汽驅技術瓶頸

2.1 油藏埋藏深，蒸汽井底干度低

隨著油藏埋深增大，注汽井筒熱損失增大，注入井井底干度降低，深層典型油藏注汽井井筒模擬結果表明，蒸汽干度與井深為近似線性關系，在現(xiàn)有的井筒隔熱技術條件下，井深為1 400 m，注汽速率為100 t/d，井口蒸汽干度為75%，井底蒸汽干度只有20%～30%[2]（圖1）。

圖1 不同深度與蒸汽干度關系Fig.1 Relation between different depths and dryness fraction of steam

在目前井筒隔熱工藝技術條件下，提高注汽井井底干度，最主要的是靠增大注汽速度，洼38塊東三段蒸汽驅實踐表明，在井口注汽干度75%、注汽速度為120 t/d的條件下，井底蒸汽干度為41.5%，換言之，東三段蒸汽驅在75%井口干度條件下最低注汽速度下限為120 t/d，否則變成熱水驅。

2.2 原油黏度大，油井產液指數(shù)低

深層特稠油油藏原油黏度大，加之注汽井井底干度低，導致汽驅過程中注采井間溫度、壓力剖面較陡，井間冷油帶向生產井推進緩慢，生產井產液指數(shù)低，很難滿足蒸汽驅提液目標。

2.3 常規(guī)反九點井網采注比不達標

采注比大于1.0是實現(xiàn)有效蒸汽驅的關鍵條件[3-6]，洼38塊東三段油層油井比產液指數(shù)為1.09 t/（MPa·m·d），轉蒸汽驅時地層壓力為2.5 MPa，按照井底流壓控制在0.5 MPa的開發(fā)技術界限，東三段油井單井產液能力38.6 t/d，反九點井網注采井數(shù)比為1∶3，單井組理論排液能力116 t/d，在最低注汽速度120 t/d條件下，東三段反九點井網理論極限采注比為0.97，井網設計本身難以滿足采注比要求，最終必然導致采注比低、油藏壓力上升，蒸汽腔無法擴展，蒸汽驅達不到預期效果。

3 改善深層特稠油蒸汽驅效果技術探索

針對深層特稠油蒸汽驅同時面臨井底干度低及舉升難度大這兩個制約因素，實施中必須保證一定的注汽速度以保證井底干度，同時對應井網結構下必須滿足臨界排液能力，洼38塊東三段油層蒸汽驅主要采取以下做法：

1）高干度注汽，保證深層蒸汽驅井底干度

通過在鍋爐出口增加汽水分離器裝置，將鍋爐出口的注汽干度由75%提高至99%，典型井井底干度測試資料顯示，相同注汽速度下，轉高干度注汽后，井底干度超過50%，對比常規(guī)75%井口干度條件下井底干度上升10%，達到了東三段深層蒸汽驅井底干度要求[7]。

2）以采定注，優(yōu)化深層蒸汽驅合理注汽速度

在高干度注汽保證了井底干度的前提下，按照“以采定注“的原則設計注汽速度，即按照采注比1.2技術界限，根據(jù)蒸汽驅井組實際產液能力確定單井注汽速度，東三段蒸汽驅測試結果表明，在井口干度99%的條件下，注汽速度為100～110 t/d井底干度滿足蒸汽驅要求的臨界值，同時在此注汽速度下可滿足蒸汽驅采注比要求。

3）開展“回字型”井網探索試驗

針對東三段深層油藏蒸汽驅反九點井網面臨的采注比低的技術瓶頸，考慮反九點井網二線井見效實際情況，提出“回字型”井網思路，通過提高采注井數(shù)比，提高排液能力，保證采注比達標（圖2）。

圖2 蒸汽驅井網調整示意圖Fig.2 Adjustment of steam flooding patterns

新的注采井網主要技術優(yōu)勢：①一線井提高產液指數(shù)。由于原油黏度大，通過“回字型”井網設計，一線井注采井距降至100 m，有效克服溫度、壓力剖面陡降問題，從而提高了原油運移速度，同時新的井網架構下一線井井距相同，有利于實現(xiàn)均衡提液降壓開采；②二線井提高熱利用率。東三段油層蒸汽驅開發(fā)動態(tài)表明，蒸汽最大波及距離達到225 m，為反九點井網2倍井距，二線油井可以見到蒸汽驅效果，“回字型”井網設二線井注采井距140～200 m，新的井網架構，充分利用邊部二線井，有效解決熱量損失問題；③提高單位面積內采注井數(shù)比。將井網調整為內反五點，外大反九點“回字型”井網后，理論注采井數(shù)比由1∶3變?yōu)?∶7，新的井網架構實現(xiàn)少井注，多井采，更容易滿足井組排液要求；④改變驅替通道，實現(xiàn)整體見效。針對新井網架構可能存在的一線井截留、二線角井難以受效的問題，通過優(yōu)化射孔方式，一線井射開油層下部，二線井油層全部射開，蒸汽降黏流入井底，實現(xiàn)一線井采油目的，同時蒸汽與地層熱交換后形成的冷凝水流入井底由一線井采出，從而提高井底蒸汽干度。在縱向上一線井對蒸汽腔向井底方向產生一個拖拽力，在平面上向二線井擴展，從而整體擴大蒸汽波及體積，實現(xiàn)井組一、二線井整體見效（圖3）。

4 礦場應用初步效果

洼38塊東三段先導試驗4井組轉入99%高干度蒸汽，實施后，4個井組日增油15.9 t/d，含水下降1.9%，瞬時油汽比由0.14提高至0.18。

圖3 回字型井網蒸汽驅驅替機理示意圖Fig.3 Displacement mechanism of steam flooding for homocentric squares shaped well pattern

目前已開展2個井組“回字型”井網蒸汽驅試驗，2井組日產液由178.8 m3升至338.4 m3，日產油由17.2 t升至38 t，含水由90.8%降至88.8%，井口溫度由44℃升至46℃，蒸汽驅瞬時油汽比達到0.15。

5 結論與建議

1）高干度注汽，合理的注汽速度，既保證了深層蒸汽驅的井底干度，又滿足蒸汽驅采注比的要求。

2）“回字型”井網一線井提高了產液指數(shù)，實現(xiàn)了均衡降壓開采，二線井提高了蒸汽熱利用率，同時大幅提高了井組的采注井數(shù)比，有利于提高深層油藏蒸汽驅開發(fā)效果。

3）洼38塊通過開發(fā)技術調整，深層特稠油蒸汽驅油汽比由0.11提高至0.15。

[1]劉文章.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京∶石油工業(yè)出版社，1996.

[2]任芳祥，周鷹，孫洪安，等.深層巨厚稠油油藏立體井網蒸汽驅機理初探[J].特種油氣藏，2011，18（6）：61-65.

[3]李平科，張俠，岳青山，等.蒸汽驅中主要工藝參數(shù)對開發(fā)效果的影響[J].特種油氣藏，1996，3（2）：13-17.

[4]張鷹.蒸汽驅過程中油藏壓力的控制[J].特種油氣藏，2001，8（4）：34-35.

[5]楊光璐，唐震，王中元，等.邊底水稠油油藏蒸汽驅注采系統(tǒng)優(yōu)化研究[J].特種油氣藏，2006，13（2）：51-55.

[6]柴利文.中深層塊狀稠油油藏蒸汽驅開發(fā)試驗主要問題及對策研究[J].特種油氣藏，2005，12（6）：44-47.

[7]賀永利.遼河小洼油田蒸汽驅數(shù)值模擬研究[D].北京：中國地質大學，2010.