錢根葆，孫新革，趙長虹，王　濤，楊兆臣，李凌鐸，熊　偉

（1.中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依834000；2.中國石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000）

驅(qū)泄復(fù)合開采技術(shù)在風(fēng)城超稠油油藏中的應(yīng)用

錢根葆1，孫新革2，趙長虹2，王濤1，楊兆臣2，李凌鐸2，熊偉2

（1.中國石油新疆油田分公司，新疆克拉瑪依834000；2.中國石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆克拉瑪依834000）

超稠油油藏在蒸汽驅(qū)過程中，主要受蒸汽驅(qū)動(dòng)力和重力的作用，表現(xiàn)為蒸汽驅(qū)油和重力泄油兩種驅(qū)替方式，即驅(qū)泄復(fù)合開采。應(yīng)用解析和數(shù)值模擬方法，描述了驅(qū)泄復(fù)合開采機(jī)理，明確了注汽方式、注采參數(shù)和調(diào)控政策。研究表明，風(fēng)城油田重32井區(qū)齊古組超稠油油藏采用直井注汽-水平井采油組合方式驅(qū)泄復(fù)合開采技術(shù)的合理操作條件是：直井采用輪換注汽，注汽速度70 t/d，井底蒸汽干度大于70%，操作壓力為2.5 MPa，采注比為1.2；主要調(diào)控技術(shù)是注汽點(diǎn)優(yōu)化、飽和溫差調(diào)控、注采平衡和工作制度優(yōu)化。預(yù)計(jì)采收率可達(dá)50%.

準(zhǔn)噶爾盆地；風(fēng)城油田；淺層超稠油油藏；蒸汽驅(qū)；直井與水平井組合；驅(qū)泄復(fù)合技術(shù)；調(diào)控技術(shù)

準(zhǔn)噶爾盆地西北緣風(fēng)城油田西部的上侏羅統(tǒng)齊古組油藏埋深100～220 m，平均190 m，50℃原油黏度16 400 mPa·s，屬淺層超稠油油藏。油藏探明面積11.88 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量3 335.86×104t，構(gòu)造上受3條逆斷裂控制，為一向東南緩傾的單斜，地層傾角3°～5°.齊古組為辮狀河沉積，儲(chǔ)集層巖性主要為細(xì)砂巖和中細(xì)砂巖，呈現(xiàn)西薄東厚的特征，主要發(fā)育J3q2-12+J3q2-22，J3q2-32和J3q3三套油層，且層間隔層發(fā)育穩(wěn)定。自2007年采用蒸汽吞吐開發(fā)以來，利用直井、水平井組合三層立體組合布井方式，累計(jì)投產(chǎn)油井837口（其中水平井243口），截至2014年底，平均吞吐輪次10.7輪，累計(jì)注汽2 313.2×104t，累計(jì)產(chǎn)液2 116.3×104t，累計(jì)產(chǎn)油358.5×104t，采注比0.91，累計(jì)油汽比0.155，采出程度13.9%.階段油汽比由2009年的0.24降至2014年的0.09.為探索超稠油油藏蒸汽吞吐后期改善開發(fā)效果及提高采收率的可行性，在重32井區(qū)齊古組油藏開展了8井組直井與水平井組合的驅(qū)泄復(fù)合（VHSD：Vertical Horizontal Steam Drive）先導(dǎo)試驗(yàn)［1-3］。試驗(yàn)區(qū)共部署直井35口，水平井8口（水平段長度280 m），直井與水平井間距50 m，直井間距70 m，直井射孔井段底界距離水平段垂直距離5 m.試驗(yàn)區(qū)油層平均厚度15.8 m，平均孔隙度32.0%，平均滲透率3 012 mD，原始含油飽和度74.6%，50℃地面脫氣原油黏度11 395 mPa·s，轉(zhuǎn)驅(qū)前采出程度18.8%，剩余油飽和度60.6%.先導(dǎo)試驗(yàn)表明，驅(qū)泄復(fù)合技術(shù)可有效提高超稠油油藏蒸汽吞吐后期的開發(fā)效果，是超稠油油藏蒸汽吞吐開發(fā)后期的有效接替技術(shù)。

1　驅(qū)泄復(fù)合技術(shù)開發(fā)機(jī)理

在超稠油注蒸汽驅(qū)油過程中，存在蒸汽驅(qū)動(dòng)力、重力、毛細(xì)管力這3種力［4-5］。蒸汽驅(qū)動(dòng)力對(duì)流體的水平驅(qū)替起主要作用；在重力作用下，產(chǎn)生流體垂向的壓力梯度［6］，從而引起蒸汽向上超覆，原油和凝結(jié)水向下流動(dòng)；毛細(xì)管力對(duì)初始流體飽和度的分布和殘余油飽和度起支配作用，通過水的吸滲，毛細(xì)管力也能產(chǎn)生對(duì)油的驅(qū)替作用，但在淺層超稠油油藏疏松砂巖的高滲透孔隙體系中，毛細(xì)管力作用比較小，可以忽略。因此，重力和蒸汽驅(qū)動(dòng)力不僅控制著蒸汽超覆的程度，而且還決定著蒸汽驅(qū)動(dòng)原油的能力。驅(qū)動(dòng)力控制著油和蒸汽的水平運(yùn)動(dòng)，而重力引起油的垂向運(yùn)動(dòng)，因而可將油的運(yùn)動(dòng)速度分解為水平方向的運(yùn)動(dòng)速度和垂向上的運(yùn)動(dòng)速度。

根據(jù)達(dá)西定律，油的水平運(yùn)動(dòng)速度為

蒸汽的水平運(yùn)動(dòng)速度為

油的垂向運(yùn)動(dòng)速度為

由（1）式、（2）式、（3）式得

式中Δp——兩界面間壓力差值，MPa；

Δx——兩界面間距離，m；

voh——原油的水平運(yùn)動(dòng)速度，m/s；

vov——原油的垂直運(yùn)動(dòng)速度，m/s；

vsh——蒸汽的水平運(yùn)動(dòng)速度，m/s；

Koh——原油的水平有效滲透率，D；

Kov——原油的垂直有效滲透率，D；

Ksh——蒸汽的水平有效滲透率，D；

μo——油的黏度，mPa·s；

μs——蒸汽的黏度，mPa·s；

ρo——原油密度，kg/m3；

g——重力加速度，9.8 m/s2.

（4）式為原油的水平運(yùn)動(dòng)速度與垂向運(yùn)動(dòng)速度之比，以重32井區(qū)為例計(jì)算得出，離注汽井6 m以內(nèi)原油的水平運(yùn)動(dòng)速度大于原油的垂向運(yùn)動(dòng)速度，以蒸汽驅(qū)油為主，6 m以外原油的水平運(yùn)動(dòng)速度小于原油的垂向運(yùn)動(dòng)速度，以重力泄油為主。

依據(jù)汽液界面形態(tài)研究結(jié)果，繪制出蒸汽腔前緣的形狀（圖1）。蒸汽均傾向于沿油層頂部向前推進(jìn)，隨著注入蒸汽時(shí)間的延長，油藏頂部蒸汽不斷向外擴(kuò)展，蒸汽超覆現(xiàn)象也越來越嚴(yán)重，蒸汽腔前緣呈反“S”形，且距注汽井距離越遠(yuǎn)反“S”形越明顯。蒸汽腔前緣形態(tài)描述為驅(qū)泄復(fù)合技術(shù)提供理論支撐。

圖1　稠油熱采開發(fā)的蒸汽前緣形狀

根據(jù)上述機(jī)理，超稠油油藏直井與水平井組合的驅(qū)泄復(fù)合開采方式可描述為：在連續(xù)油層厚度大于10 m的地層中，按照排狀部署直井和水平井，水平井水平段長度為210～280 m，水平段平面間距70～100 m，直井位于水平段中間，直井與水平段平面間距35～50 m，直井與直井間距離60～80 m；水平段距離油層底界2 m，直井射孔井段底界距離水平段垂直距離5 m.前期采用蒸汽吞吐方式生產(chǎn)至8～10輪時(shí)，采出程度達(dá)到15%～20%，井間已建立了熱連通［3，7］，轉(zhuǎn)入驅(qū)泄復(fù)合方式生產(chǎn)，即直井連續(xù)注入蒸汽加熱原油，被加熱原油在重力和蒸汽驅(qū)動(dòng)力作用下，流至油層下部的水平井中被采出。隨著蒸汽連續(xù)注入，蒸汽腔不斷往兩側(cè)和下方擴(kuò)展，能夠更有效地加熱并驅(qū)替原油，預(yù)計(jì)最終油藏采收率可達(dá)50%左右。

2　油藏工程優(yōu)化

2.1注汽方式對(duì)比

在1口水平井對(duì)應(yīng)4口直井布井方式下，模擬對(duì)比了直井注汽-水平井采油組合方式和水平井注汽-直井采油組合方式的開采效果。結(jié)果表明，直井注汽-水平井采油組合方式的生產(chǎn)效果明顯好于水平井注汽-直井采油組合方式的生產(chǎn)效果。在此基礎(chǔ)上對(duì)比模擬了轉(zhuǎn)驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)后直井注汽-水平井采油組合方式的3種注汽方式的注汽效果（表1）。綜合油汽比和采出程度，認(rèn)為方案2（4口直井輪換注汽）效果最好，方案3（4口直井間歇注汽）效果次之。

2.2注汽參數(shù)優(yōu)化

（1）注汽速度優(yōu)化不同注汽速度影響蒸汽腔的擴(kuò)展速度［8-10］。注汽速度過大時(shí)，會(huì)導(dǎo)致注采井間干擾，引發(fā)汽竄，降低油汽比；注汽速度較低時(shí)，熱損失較大，產(chǎn)油量降低。通過不同注汽速度開發(fā)效果對(duì)比（表2），確定單井組優(yōu)化注汽速度為70 t/d.

表1　驅(qū)泄復(fù)合試驗(yàn)注汽方式優(yōu)選

表2　驅(qū)泄復(fù)合試驗(yàn)不同注汽速度開采效果對(duì)比

（2）注汽干度優(yōu)化模擬結(jié)果表明，干度越大，產(chǎn)油量和油汽比越好。當(dāng)干度小于70%時(shí)，由于在濕蒸汽中水相比例很高，蒸汽腔難以有效擴(kuò)展，開采效果明顯變差。當(dāng)干度大于70%時(shí)，采油量和油汽比增加幅度變小（表3）。因此，井底蒸汽干度應(yīng)大于70%.

表3　驅(qū)泄復(fù)合試驗(yàn)不同蒸汽干度開采效果對(duì)比

（3）操作壓力優(yōu)化對(duì)比分析了不同操作壓力下直井與水平井組合的驅(qū)泄復(fù)合開采效果表明（表4），當(dāng)操作壓力大于2.5 MPa時(shí)，油汽比和日產(chǎn)油量下降；當(dāng)操作壓力小于2.5 MPa時(shí)，階段采油量下降。綜合優(yōu)選操作壓力為2.5 MPa.

表4　驅(qū)泄復(fù)合試驗(yàn)不同操作壓力效果對(duì)比

（4）采注比優(yōu)選數(shù)值模擬了不同采注比下連續(xù)汽驅(qū)的開發(fā)效果表明（表5），隨采注比增大，產(chǎn)油量逐漸增大，采注比加大到1.2時(shí)，油量、油汽比逐漸下降。因此，確定合理的采注比為1.2.

表5　驅(qū)泄復(fù)合試驗(yàn)采注比優(yōu)選

3　調(diào)控技術(shù)研究

直井與水平井組合的驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式可劃分為3個(gè)階段（圖2）。

圖2　驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式不同階段溫度場發(fā)育狀況

（1）初期升壓階段此階段由于吞吐期間地層虧空容量大，油層壓力低，注入蒸汽一方面為油層連續(xù)提供熱量，更主要的是向地層補(bǔ)充能量，提高地層壓力，生產(chǎn)井因油層部分壓力上升驅(qū)動(dòng)壓差增大使井筒附近液體（主要是吞吐末的存水）向生產(chǎn)井滲流，因此該階段表現(xiàn)為壓力上升很快，含水大幅度上升，產(chǎn)液量上升不大，是生產(chǎn)的低谷區(qū)，延續(xù)時(shí)間3個(gè)月左右，生產(chǎn)方式以熱水驅(qū)和蒸汽驅(qū)為主。

（2）熱連通階段此階段由于注入大量高溫高壓蒸汽，注汽井周圍油層溫度大幅度上升，地層壓力也上升到接近注入壓力，并由此形成注汽井與采油井間的驅(qū)替壓力梯度，加上吞吐期間的預(yù)熱油藏作用，使得吞吐期間波及不夠或未波及到的井間區(qū)域開始受到蒸汽驅(qū)的作用，采油井產(chǎn)油量開始上升，地層壓力上升到一定值后保持穩(wěn)定，此階段延續(xù)時(shí)間為3個(gè)月左右，生產(chǎn)方式以蒸汽驅(qū)為主。

（3）蒸汽腔擴(kuò)展階段產(chǎn)液溫度迅速上升，產(chǎn)液量迅速降低，此階段出現(xiàn)，標(biāo)志著蒸汽腔已基本形成，精細(xì)調(diào)控將成為主要手段，生產(chǎn)方式以驅(qū)泄復(fù)合為主。

3.1準(zhǔn)確描述蒸汽腔形態(tài)，調(diào)整注汽點(diǎn)分布

蒸汽腔的發(fā)育程度與驅(qū)泄復(fù)合的開發(fā)效果緊密相關(guān)，在驅(qū)泄復(fù)合試驗(yàn)區(qū)進(jìn)入蒸汽腔擴(kuò)展階段時(shí)，通過數(shù)模跟蹤和四維微地震監(jiān)測等技術(shù)，綜合描述了蒸汽腔發(fā)育形態(tài)（圖3）。根據(jù)試驗(yàn)區(qū)蒸汽腔發(fā)育形態(tài)，優(yōu)化注汽點(diǎn)分布，現(xiàn)場前后調(diào)整注汽點(diǎn)分布6次，促進(jìn)了蒸汽腔均衡發(fā)育。

圖3　驅(qū)泄復(fù)合蒸汽腔發(fā)育形態(tài)描述

3.2以飽和溫差調(diào)控為手段促進(jìn)汽腔發(fā)育

運(yùn)用數(shù)值模擬技術(shù)CMOST手段對(duì)開發(fā)參數(shù)進(jìn)行敏感性分析得知，在驅(qū)泄復(fù)合方式的蒸汽腔擴(kuò)展階段，敏感性的主次關(guān)系為：注汽速度＞飽和溫差＞蒸汽干度，現(xiàn)場采取“定速度，調(diào)飽和溫差”的調(diào)控手段。此處的飽和溫差是指一定壓力下的飽和溫度與生產(chǎn)井當(dāng)前溫度之差。飽和溫差越大，蒸汽腔發(fā)育越差（圖4），飽和溫差越小，調(diào)控難度越大［11］。為保持生產(chǎn)穩(wěn)定，以控制生產(chǎn)井井口相態(tài)為目標(biāo)，根據(jù)井口回壓情況，確定井口合理的飽和溫差為10～20℃，對(duì)應(yīng)井底合理飽和溫差大于40℃.以此制定了調(diào)控對(duì)策（表6）。

3.3以采液能力為核心，調(diào)控注采平衡

油井實(shí)際生產(chǎn)能力統(tǒng)計(jì)顯示，直井平均產(chǎn)液能力為15 t/d，水平井平均產(chǎn)液能力為30 t/d；通過匹配注采井?dāng)?shù)比與注采關(guān)系，將驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式試驗(yàn)區(qū)注汽井調(diào)整為8口，在對(duì)應(yīng)單井組注汽速度70 t/d情況下，采注比1.2（圖5），基本實(shí)現(xiàn)注采平衡。

3.4以蒸汽腔均衡發(fā)育為目標(biāo)，優(yōu)化工作制度

在蒸汽腔擴(kuò)展階段，控制油嘴保障蒸汽腔均衡擴(kuò)展；控關(guān)見汽生產(chǎn)井，改變蒸汽腔擴(kuò)展方向，均衡蒸汽腔發(fā)育。在不同生產(chǎn)壓力下，改變油嘴尺寸（表7），控制合理采液能力，使蒸汽腔均衡發(fā)育。

圖4　不同井口飽和溫差下驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式的蒸汽腔發(fā)育狀況

表6　不同井口飽和溫差條件下對(duì)應(yīng)調(diào)控對(duì)策

圖5　注汽速度70 t/d時(shí)注汽井?dāng)?shù)優(yōu)選

表7　驅(qū)泄復(fù)合開采方式蒸汽腔擴(kuò)展階段工作制度優(yōu)化

4　應(yīng)用效果

重32井區(qū)采用直井注汽-水平井采油驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式始于2013年8月，在初期升壓階段，產(chǎn)液量變化不大，采注比先下降后上升，油汽比維持在較低水平。熱連通階段，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、油汽比大幅度上升，3個(gè)月后出現(xiàn)蒸汽突破，產(chǎn)液量、產(chǎn)油量、油汽比大幅度下降，進(jìn)入蒸汽驅(qū)擴(kuò)展階段。在蒸汽驅(qū)擴(kuò)展階段產(chǎn)量波動(dòng)較大，以調(diào)控溫度差，促進(jìn)控蒸汽腔發(fā)育為主要目的。通過18個(gè)月的調(diào)控，試驗(yàn)區(qū)日產(chǎn)油量由78 t升至117 t，油汽比由0.11升至0.18，采出液溫度由70℃上升到110℃，轉(zhuǎn)驅(qū)泄復(fù)合方式生產(chǎn)階段采出程度4.5%，效果顯著。

5　結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）超稠油蒸汽驅(qū)過程表現(xiàn)為蒸汽驅(qū)油和重力泄油的復(fù)合狀態(tài)，距注汽井6 m以內(nèi)以蒸汽驅(qū)油為主，6 m以外以重力泄油為主。

（2）驅(qū)泄復(fù)合技術(shù)合理操作條件是：采用直井輪換注汽方式，單井注汽速度70 t/d，井底蒸汽干度大于70%，操作壓力2.5 MPa，采注比1.2.

（3）注汽點(diǎn)優(yōu)化、溫度差調(diào)控、注采平衡和工作制度優(yōu)化是驅(qū)泄復(fù)合開發(fā)方式的主要調(diào)控技術(shù)。

（4）預(yù)計(jì)重32井區(qū)齊古組超稠油油藏采用直井注汽-水平井采油的驅(qū)泄復(fù)合方式采收率可達(dá)50%.

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Application of Vertical?Horizontal Steam Drive Process to Fengcheng Extra?Heavy Oil Reservoir，Junggar Basin

QIAN Genbao1，SUN Xinge2，ZHAO Changhong2，WANG Tao1，YANG Zhaochen2，LI Lingduo2，XIONG Wei2
（1.XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2.FengchengOilfield Operation District，XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

An extra?heavy oil reservoir developed by horizontal well steam drive process appears two states of steam flooding and gravity drainage in process of driving force and gravity，it is known as vertical well steam injection?horizontal well production steam drive（VHSD）process.This paper describes this mechanism，steam flooding mode，injection?production parameters and adjustment and control policy by means of analytical and numerical simulation methods.The study shows that in the area of Well Zhong?32 in Fengcheng oilfield，the suit?able operation conditions for the Qigu extra?heavy oil reservoir developed by VHSD process are that vertical well uses rotating steam injec?tion with steam injection rate of 70 t/d，steam quality at the bottom of higher than 70%，operation pressure of 2.5 MPa，and production/injec?tion ratio of 1.2.The main control technique is the optimization of steam injection spot，sub?cool regulation，injection?production balance and workingsystem optimization.The expected recovery efficiency can reach 50%.

Junggar basin；Fengcheng oilfield；shallow extra?heavy oil reservoir；steam drive；vertical horizontal well combination；VHSD process；control technology

TE345

A

1001-3873（2015）06-0733-05

10.7657/XJPG20150618

2015-07-16

2015-09-14

國家油氣重大專項(xiàng)（2011ZX05012-004）；“新疆大慶”科技重大專項(xiàng)（2012E-34-05）

錢根葆（1960-），男，江西新余人，教授級(jí)高級(jí)工程師，油氣田開發(fā)，（Tel）0990-6880620（E-mail）qiangb@ petrochina.com.cn.