柴 標(biāo)

(中國石油遼河油田公司曙光采油廠，遼寧盤錦 124109)

火驅(qū)是提高稠油采收率的重要方法之一[1-5]，它是利用油藏中極小一部分原油就地燃燒產(chǎn)生的熱量采出未燃燒的原油[6-9]。前人研究多認(rèn)為火驅(qū)后原油改質(zhì)明顯[10-13]，因此主要集中于研究火驅(qū)開發(fā)的驅(qū)替作用，未明確認(rèn)識(shí)到蒸汽吞吐輔助火驅(qū)開發(fā)的重要性。本文針對(duì)杜66斷塊轉(zhuǎn)入火驅(qū)開發(fā)后蒸汽吞吐時(shí)面臨的平面見效差異大、縱向動(dòng)用不均、注汽參數(shù)不合理的問題，研究了注采井網(wǎng)、儲(chǔ)層連通和吸汽狀況、周期生產(chǎn)規(guī)律等，采取了平面優(yōu)化井點(diǎn)、縱向優(yōu)化層段、注汽優(yōu)化參數(shù)的對(duì)策，提高了火驅(qū)波及范圍，全面改善火驅(qū)開發(fā)效果。

1 區(qū)塊開發(fā)現(xiàn)狀分析

杜66斷塊為一個(gè)單斜構(gòu)造，地層傾角為5°～10°，儲(chǔ)層巖性以含礫砂巖及不等粒砂巖為主，分選中等偏差，屬于中高孔、中高滲儲(chǔ)層，為普通稠油油藏[14]。區(qū)塊1986年投入熱采開發(fā)，2005年開展火驅(qū)開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)，截至2018年12月，共有火驅(qū)井組112個(gè)，控制地質(zhì)儲(chǔ)量4 575×104t。

由于火驅(qū)后生產(chǎn)井附近地層溫度變化不明顯，井距內(nèi)的生產(chǎn)井原油黏度大于400 mPa·s，地下不具備流動(dòng)性，因此蒸汽吞吐仍為改善火驅(qū)開發(fā)效果的一種重要手段。而轉(zhuǎn)驅(qū)以后，火驅(qū)與吞吐開發(fā)的注汽模式基本保持一致，導(dǎo)致火驅(qū)效果難以改善。

1.1 平面見效差異大，油井見效率低

轉(zhuǎn)入火驅(qū)開發(fā)后，對(duì)開發(fā)井網(wǎng)上的井點(diǎn)全部注汽，但受到沉積特征、儲(chǔ)層物性、采出程度及注采井網(wǎng)等因素影響，油井平面上表現(xiàn)為受效不均。通過對(duì)先期實(shí)施的6個(gè)井組的示蹤劑監(jiān)測(cè)表明：注空氣井周邊一線井有8口，但實(shí)際見效方向只有3～4個(gè)，油井見效率僅為38%～50%，且存在部分二線井見效情況(圖1)。

圖1 先導(dǎo)試驗(yàn)七井組示蹤劑監(jiān)測(cè)示意圖Fig.1 Schematic diagram of tracer monitoring in pilot test 7 well group

1.2 縱向吸汽不均勻，層間動(dòng)用差異大

火驅(qū)開發(fā)階段主要對(duì)上層系進(jìn)行注汽，局部下層系挖潛，但受到儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重、層間滲透率極差、層間矛盾突出的影響，火驅(qū)縱向動(dòng)用程度不均衡。從吸汽剖面監(jiān)測(cè)來看：雖然整體動(dòng)用程度達(dá)73.5%，但縱向上差異較大，其中杜Ⅰ1-2、杜Ⅰ3-5動(dòng)用狀況較好，分別達(dá)到91.7%、77.8%；杜Ⅰ6-9、杜Ⅱ1-4動(dòng)用狀況較差，分別為67.8%、47.1%，均低于70%(表1)。

表1 縱向吸汽程度統(tǒng)計(jì)表Table 1 Longitudinal inhalation degree statistics table

1.3 注汽參數(shù)不合理，周期生產(chǎn)效果差

開發(fā)實(shí)踐表明：蒸汽吞吐過程中，合理的注汽參數(shù)直接影響吞吐效果。加強(qiáng)吞吐生產(chǎn)特征研究、摸清吞吐規(guī)律、確定合理的注汽參數(shù)，對(duì)改善稠油火驅(qū)的蒸汽吞吐開發(fā)效果、提高經(jīng)濟(jì)效益具有非常實(shí)際的指導(dǎo)意義?；痱?qū)轉(zhuǎn)驅(qū)初期，注汽強(qiáng)度與吞吐開發(fā)一致，保持在60 t/m左右，未對(duì)火驅(qū)階段實(shí)施優(yōu)化注汽研究。

2 火驅(qū)蒸汽吞吐優(yōu)化研究

針對(duì)火驅(qū)開發(fā)中吞吐引效面臨的主要瓶頸，對(duì)影響蒸汽吞吐主要因素展開分析，發(fā)現(xiàn)注汽井點(diǎn)、注汽層位、注汽參數(shù)是影響吞吐好壞的關(guān)鍵，因此開展了相對(duì)應(yīng)的關(guān)鍵技術(shù)研究。

2.1 優(yōu)化注汽井點(diǎn)

分析平面見效差異大主要受到井網(wǎng)井距、沉積特征、采出程度等因素的影響。

2.1.1 井網(wǎng)井距

杜66塊火驅(qū)為反九點(diǎn)法面積注采井網(wǎng)，井距為100 m，局部為70 m，油井總體見效率在73%以上，但平面上見效程度、火線推進(jìn)速度差異較大，具體表現(xiàn)為井距小、見效快。尾氣監(jiān)測(cè)表明：同一井組內(nèi)井距越近，見到尾氣越快，油井見效程度及見效率越高，距注氣井70 m、100 m、141 m采油井見效比例分別為85%、76%、53%(表2)。

表2 不同井距生產(chǎn)井受效程度井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)表Table 2 Statistical table of well number of production wells with different spacing

2.1.2 沉積特征

杜66塊屬扇三角洲前緣亞相沉積，主河道與分流河道物性差異較大，平面非均質(zhì)性強(qiáng)是杜66火驅(qū)開發(fā)平面火線波及不均的主控因素。目前杜66火驅(qū)平面見效程度為73%，且不同區(qū)域的平面見效特征具有較大差異。處于河道方向或砂壩方向的見效明顯，見效達(dá)到80%；處于分流間的見效較差，見效率僅為65%。

2.1.3 采出程度

火驅(qū)見效程度與蒸汽吞吐狀況有著密切的關(guān)系，具體表現(xiàn)為吞吐采出程度越高，油井見效速度越快，尤其是歷史上發(fā)生汽竄的區(qū)域。統(tǒng)計(jì)2010年前轉(zhuǎn)驅(qū)的17個(gè)井組發(fā)現(xiàn)，油井見效率為95%，其中有汽竄史的區(qū)域的油井見效率為98%，無汽竄史的見效率為89%，相差3%(表3)。

為有效提高平面見效程度，選擇加大井網(wǎng)井距大于100 m、沉積位于分流河道間、采出程度小于20%區(qū)域的注汽規(guī)模。

以曙1-47-032井為例：該井距離注空氣井141 m，沉積位于分流河道間，轉(zhuǎn)火驅(qū)前采出程度為16.2%。由于轉(zhuǎn)驅(qū)后未見到火驅(qū)效果，因此低產(chǎn)關(guān)井。對(duì)該井實(shí)施復(fù)產(chǎn)后，生產(chǎn)效果持續(xù)好轉(zhuǎn)，復(fù)產(chǎn)后第一周期平均日產(chǎn)油3.2 t，日排尾氣1 511 m3，第二周期平均日產(chǎn)油5.4 t，日排尾氣3 412 m3，周期產(chǎn)油對(duì)比調(diào)整前增加560 t(圖2)。

表3 不同汽竄狀況生產(chǎn)井受效程度井?dāng)?shù)統(tǒng)計(jì)表Table 3 Statistical table of well number for effective degree of production wells under different steam channeling conditions

圖2 曙1-47-032井日度生產(chǎn)曲線Fig.2 Daily production curves of well Shu1-47-032

2.2 優(yōu)化注汽層位

分析縱向動(dòng)用不均主要受儲(chǔ)層連通程度、滲透率、油層厚度等因素的影響。

2.2.1 連通程度

研究連通程度發(fā)現(xiàn)：杜66塊杜家臺(tái)油層連通性較好，油層組連通系數(shù)為85.3%，厚度連通系數(shù)為88%，具備見效基礎(chǔ)。而開發(fā)實(shí)踐表明：注采井連通系數(shù)大于0.8的油井受效狀況普遍較好(圖3)。

2.2.2 滲透率及油層厚度

研究滲透率及油層厚度發(fā)現(xiàn)：滲透率和單層厚度是影響縱向動(dòng)用不均的主要因素[15]。研究結(jié)果表明：地層系數(shù)小于200 mD·m的油層基本不吸汽，地層系數(shù)在200～750 mD·m之間的油層吸汽一般，地層系數(shù)大于750 mD·m的油層吸汽較好。吸汽比例大于80%以上的單層容易導(dǎo)致火線單線突進(jìn)(圖4)。

為有效提高縱向動(dòng)用程度，目前采取兩種措施：

(1)選注選采：用分注的手段選擇火驅(qū)井段進(jìn)行注蒸汽[16]，并且加大與弱吸汽層位對(duì)應(yīng)的生產(chǎn)井段，即地層系數(shù)小于750 mD·m的注蒸汽強(qiáng)度。

以曙1-39-042為例：該井轉(zhuǎn)火驅(qū)初期采用上層系籠統(tǒng)注汽，生產(chǎn)效果不佳，分析主要是上部油層發(fā)育好，籠統(tǒng)注汽時(shí)下部不吸汽。實(shí)施選注下部弱吸汽層位對(duì)應(yīng)的生產(chǎn)井段后，生產(chǎn)效果大幅改善，對(duì)比調(diào)整前注汽強(qiáng)度上升23.4 t/m，周期日產(chǎn)上升1.3 t(圖5)。

(2)化學(xué)封堵：對(duì)個(gè)別火線突進(jìn)的油層，即吸汽比例大于80%以上的單層，采取擠入化學(xué)藥劑的方法進(jìn)行封堵[17]，從而達(dá)到抑制火線單向突進(jìn)的目的。

圖4 火驅(qū)井組吸汽狀況散點(diǎn)圖Fig.4 Spot diagram of inhalation status of fire drive well group

以曙1-41-039井組為例：該井組措施前，井組曙1-41-39單井火線突進(jìn)，實(shí)施化學(xué)封堵后，單井尾氣量大幅下降，對(duì)比實(shí)施前下降73%，且井組新增見效方向3個(gè)(圖6)。

2.3 優(yōu)化注汽參數(shù)

研究火驅(qū)2005年先期試驗(yàn)7井組的周期規(guī)律發(fā)現(xiàn)，進(jìn)入火驅(qū)后，吞吐規(guī)律發(fā)生改變，原有的注汽強(qiáng)度已不適用于火驅(qū)開發(fā)。分析目前杜66火驅(qū)以保壓增能為主，地層壓力上升是實(shí)現(xiàn)火驅(qū)增產(chǎn)的根本，而地層壓力與火驅(qū)累注空氣量密切相關(guān)(圖7)。

研究表明：單井日產(chǎn)油水平與地層壓力恢復(fù)具有明顯相關(guān)性。井組每增加1 000×104m3，壓力系數(shù)上升0.06；累注空氣量達(dá)到800×104m3以上，壓力系數(shù)將達(dá)到0.2。近年實(shí)施的更新井也證實(shí)了該觀點(diǎn)，火驅(qū)見效區(qū)域內(nèi)更新井的地層壓力高于未見效區(qū)域，且周期平均日產(chǎn)能力達(dá)到了未見效區(qū)域的3.4倍(圖8)。

圖5 曙1-39-042井選注選采示意圖Fig.5 Schematic diagram of injection and production selection for well Shu1-39-042

圖6 曙1-41-039實(shí)施前后尾氣變化圖Fig.6 Exhaust gas change map before and after Shu1-41-039 implementation

圖7 先導(dǎo)7井組火驅(qū)前后吞吐開發(fā)規(guī)律曲線圖Fig.7 Curves chart of huff and puff development law of pioneer 7 well group before and after fire drive

圖8 火驅(qū)地層壓力與累注空氣量關(guān)系曲線圖Fig.8 Curves of formation pressure and accumulated air injection in fire drive

開展注汽參數(shù)[18-20]優(yōu)化摸索發(fā)現(xiàn)：轉(zhuǎn)驅(qū)后1—2周期處于火驅(qū)引效期，需要加大注汽強(qiáng)度，根據(jù)統(tǒng)計(jì)規(guī)律注汽強(qiáng)度為75 t/m最佳；3—4周期油井普遍見效，可適當(dāng)降低注汽強(qiáng)度，根據(jù)統(tǒng)計(jì)規(guī)律注汽強(qiáng)度為65 t/m最佳。結(jié)合4個(gè)周期的規(guī)律，注汽強(qiáng)度在65 t/m時(shí)，周期產(chǎn)油和油汽比最佳。最低注汽強(qiáng)度應(yīng)保持在65 t/m以上，最高注汽強(qiáng)度不超過75 t/m(圖9)。

圖9 最佳注汽強(qiáng)度周期日產(chǎn)水平和油汽比曲線圖Fig.9 Daily production level and oil-vapor ratio curve of optimum steam injection intensity cycle

以曙1-46-042井為例：該井第11周期轉(zhuǎn)火驅(qū)生產(chǎn)，轉(zhuǎn)驅(qū)前注汽強(qiáng)度為60 t/m，轉(zhuǎn)火驅(qū)后注汽強(qiáng)度保持不變，周期日產(chǎn)逐漸下降，第13周期優(yōu)化注汽強(qiáng)度后周期日產(chǎn)有明顯上升。

3 實(shí)施效果

3.1 見效程度上升，改善平面見效方面

近兩年來，火驅(qū)注汽規(guī)模由489井次上升至554井次，對(duì)比增加65井次；平面見效程度由71%上升至76%，增加5%。加大注汽規(guī)模區(qū)域主要集中在井網(wǎng)井距大于100 m、沉積位于分流河道間、采出程度小于20%的區(qū)域。該區(qū)域注汽規(guī)模為136井次，對(duì)比調(diào)整前增加51井次，所占比例由17%上升到25%；區(qū)域見效井?dāng)?shù)增加近一倍，由45口上升至87口；單井增油由217 t上升至357 t，對(duì)比增加140 t；見效率由53%上升至64%，增加11%。

3.2 吸汽厚度上升，改善縱向動(dòng)用程度

近兩年來，火驅(qū)共實(shí)施選注選采和化學(xué)封堵189井次，實(shí)施后吸汽厚度上升了20 m，縱向動(dòng)用程度提高至75%，對(duì)比調(diào)整前提高2%。其中，選注選采實(shí)施177井次，有效145井次，有效率為82%，平均單井產(chǎn)油量651 t，增油38 t；化學(xué)封堵12井次，有效9井次，實(shí)施后井組平均日產(chǎn)油由13.1 t上升至18.9 t，累計(jì)增油7 253 t，井組日排尾氣下降3 408 m3。19口井吸汽剖面顯示低動(dòng)用層段得到動(dòng)用，縱向動(dòng)用程度得到提高(圖10)。

圖10 曙1-43-035井調(diào)剖前后吸汽剖面解釋對(duì)比圖Fig.10 Interpretation and contrast map of steam absorption profile before and after profile control in well Shu1-43-035

3.3 周期產(chǎn)油上升，改善火驅(qū)生產(chǎn)效果

近兩年來，在注汽過程中實(shí)施注汽參數(shù)優(yōu)化，平均注汽強(qiáng)度保持在68 t/m，對(duì)比調(diào)整前提高8 t/m，實(shí)施后周期日產(chǎn)油2.5 t，對(duì)比上升0.2 t，油汽比提高0.01，從而帶動(dòng)火驅(qū)產(chǎn)量持續(xù)上升，年產(chǎn)油達(dá)26×104t，較調(diào)整前累計(jì)增油3.5×104t，采出程度達(dá)到40.8%，較常規(guī)吞吐采收率(27.2%)提高13.6%。

4 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1) 輔助蒸汽吞吐是火驅(qū)開發(fā)的保證，也是提高見效程度的重要途徑。在稠油火驅(qū)開發(fā)中，原油在地下要具有流動(dòng)性。而火驅(qū)后生產(chǎn)井溫度普遍在80 ℃以下，對(duì)比吞吐時(shí)溫度變化不明顯，原油黏度仍高于400 mPa·s，需采取方法補(bǔ)充熱能來保證地下流動(dòng)性。

(2)地層壓力上升是實(shí)現(xiàn)火驅(qū)增產(chǎn)的根本。連續(xù)注入保證地下燃燒狀態(tài)，保證油藏持續(xù)燃燒是火驅(qū)成功的關(guān)鍵。而地層壓力與火驅(qū)累注氣量密切相關(guān)：井組每增加1 000×104m3空氣，壓力系數(shù)上升0.06；累注空氣量達(dá)到800×104m3以上，壓力系數(shù)將達(dá)到0.2。

(3)優(yōu)化蒸汽吞吐是提高火驅(qū)見效程度的重要手段。在轉(zhuǎn)驅(qū)初期為火驅(qū)引效期，需要加大注汽強(qiáng)度；3～4周期后，可適當(dāng)降低注汽強(qiáng)度。結(jié)合周期的規(guī)律，注汽強(qiáng)度在65 t/m時(shí)，周期產(chǎn)油和油汽比最佳。最低注汽強(qiáng)度應(yīng)保持在65 t/m以上，最高注汽強(qiáng)度不超過75 t/m。

(4)優(yōu)化蒸汽吞吐技術(shù)也存在著一定的局限性，目前的適用范圍為累注空氣量小于3 000×104m3空氣。隨著注空氣井的持續(xù)注入，下步仍需繼續(xù)研究改進(jìn)，擴(kuò)大其范圍。