杜229塊超稠油蒸汽驅先導試驗動態調控技術摘要：杜229塊超稠油蒸汽驅先導試驗區受到蒸汽吞吐階段采出程度差異、井網不完善、層間非均質性、蒸汽超覆、原油粘度高等條件限制和影響，轉驅后表現出局部方向難受效或蒸汽突破快、油層縱向動用不均、采注比低、含水高等開發特征，為此運用吞吐引效、大修更新、調剖、分層注汽、提高排液量、高溫氣體驅油助排等動態調控技術，保證了杜229塊蒸汽驅先導試驗順利進行并取得了很好的階段效果。關鍵詞：杜229塊；超稠油；蒸汽驅；動態調控技術； 前言杜229塊構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，為中深層中厚互層狀超稠油油藏。1998年采用直井蒸汽吞吐方式投入開發，2007年進入開發后期，與2001年高峰期相比，產量由83.2104t下降至26.5104t，采油速度由4.04%下降至1.29%，年油汽比由0.78下降至0.33，地質儲量、可采儲量采出程度分別達到21.1%、90.13%。為轉換開發方式，增加可采儲量，實現杜229塊多元化二次開發，2007年6月開展直井蒸汽驅先導試驗，并充分運用動態調控方法，確保試驗順利有效進行，為蒸汽驅在杜229塊工業化推廣提供技術儲備。1 試驗區油藏概況蒸汽驅先導試驗區位于杜229塊東南部主體部位，共有7個70100m井距反九點井組，含油面積0.2009km2，地質儲量122.3104t。開發目的層為下第三系沙河街組沙一、二段及沙三段上部興隆臺、組油層，油藏埋深970m1050m，平均單井油層厚度為30.8m。區內構造簡單，地層平緩，總體向東傾沒，傾角510。儲層沉積類型為扇三角洲前緣分流河道砂體沉積，巖性以中細砂巖、含礫不等粒砂巖和砂質礫巖為主，膠結疏松。儲層物性好，孔隙度32.4533.47%，滲透率981174810-3m2，為大孔、高滲儲層。層內非均質性較弱，屬較均勻型，層間非均質性強，屬不均勻型。隔夾層分布穩定，油層連通性好，無邊底水影響。原油物性具有“四高一低”特點：高密度（20時原油密度1.0051.01g/cm3），高粘度（50時地面脫氣原油粘度54000130000mPas），高凝固點（2023），高膠質、瀝青質（49.33%56.88%），低含蠟量（2.19%1.97%）。試驗前地層壓力3.3Mpa，地層溫度75。2 試驗區動態調控技術界限通過數值模擬優選結果和同類油藏蒸汽驅開發經驗值，確定杜229塊蒸汽驅先導試驗區動態調控技術界限為：注汽排量67t/h，井口蒸汽干度7580%，井底蒸汽干度大于50%，單井日產液2535t/d，含水8085%，井口溫度8090，采注比1.01.2，操作壓力34MPa。3 試驗區階段動態調控技術方法3.1熱連通階段動態調控技術3.1.1、完善井網，整體預熱，為實現平面上均勻驅替做準備在蒸汽驅開發方式中，只有各方向連續的注汽量、穩定的排液量，才能夠滿足地層溫度均衡上升，壓力均衡下降，蒸汽帶均衡推進。注采井網不完善，勢必造成局部方向排液不足汽驅受阻，而另一個方向出現蒸汽突破1。試驗區7口注汽井中，有4口井井況存在問題，無法保證連續高干度注汽；33口生產井中，有8口井井況存在問題（5口井套變停產，3口井帶病生產），還有1口井生產層位不對應。試驗區轉驅前單井蒸汽吞吐輪次和所處階段不同，平面上溫度、壓力和采出程度差異大，也不利于實現均勻驅替。加快試驗區大修、更新、調補層進度，保持試驗區井網完善。截至目前，已經對井下技術狀況差的井實施更新9井次，大修3井次，對層位不對應井調補層1口，累計增油4210t。同時轉驅前對注汽井和生產井整體吞吐預熱1-2輪，保證平面上均勻驅替。在擴大3個井組實施前，實施整體預熱，一次轉驅成功率提高到100%。3.2.1對未受效井開展蒸汽吞吐引效，加強注采連通在熱連通階段，部分蒸汽吞吐階段周期短，采出程度低的生產井，相對注汽井處于高壓低溫帶，注入蒸汽擴散和原油流動困難，與注汽井難以形成熱聯通2，最終汽驅受阻無法受效。生產特征表現為蒸汽吞吐特征，隨著生產時間延長供液不足直至停關。對未受效井，主要堅持用蒸汽吞吐引效法3來降低地層壓力，提高油層溫度和采出程度，同時根據油層縱向動用狀況配合分選注、調剖措施，提高油層縱向動用程度。熱連通階段累計對9口井實施吞吐引效，目前已經有6口井成功實現注采井間熱連通。3.2驅替階段動態調控方法3.2.1、注汽井實施調剖、分層注汽、雙管注汽措施，提高油層縱向動用程度試驗區生產興隆臺、組油層，縱向上層間非均質性較強，加上蒸汽超覆作用影響，存在嚴重的油層縱向動用不均。根據試驗區注汽和生產井吸汽剖面資料統計發現，目前試驗區吸汽油層主要為物性較好的興組，物性較差的興組油層基本沒有得到動用。針對注汽井油層縱向動用不均的問題，杜229塊通過采用調剖、偏心分層注汽、同心雙管柱注汽的方式，提高油層縱向動用程度。有內襯套管的3口注汽井，受管柱內徑小（108mm或110mm）限制，只能采用調剖措施，其它注汽井實施偏心分層注汽措施1口、同心雙管柱注汽措施2口。從措施后油層吸汽剖面監測顯示，原來基本沒有動用的興組油層已經全部吸汽，吸汽強度達到0.57t/hm，而興組油層的吸汽強度則由措施前的1.13 t/hm下降到0.87 t/hm。措施后，試驗區油層縱向動用不均的矛盾得到顯著改善。3.2.2、提高注汽干度，改善汽驅開發效果資料顯示，國外成功的蒸汽驅稠油油藏全部采用汽水分離器技術，保證鍋爐出口干度達到95%，井口干度達到90%。井底干度全部大于70%。目前杜229塊蒸汽驅試驗區沒有汽水分離器設備，注汽井鍋爐出口汽干度只有75%，同時油藏埋深大，井筒熱損失相應加大，井底蒸汽干度只有50%，相對國外蒸汽驅注汽質量而言，杜229塊注汽干度偏低。試驗區目前的注汽鍋爐條件可以將注汽干度提高到83%左右。2008年4月，杜229塊將2個井組的注汽干度由75%提高到82%，提高蒸汽干度的2個井組日產油由措施前的41t/d提高到48噸t/d，含水由86%下降到84%。目前這2個井組日產油量穩定在50t/d，而未提高注汽干度的井組日產油量只有39t/d。通過提高蒸汽干度，試驗區階段增油量達到3650t，效果得到顯著提高。3.2.3、對生產井實施暫關、調剖、限流射孔等措施，解決過早蒸汽突破問題進入驅替階段，具有與注汽井井距小，位于構造高部位，單層滲透率高或厚度薄等地質特征4和蒸汽吞吐階段采出程度高、有汽竄歷史等生產特征的生產井，易過早發生蒸汽突破。蒸汽突破井在驅替階段初期日產油量上升顯著，日產液量、井口溫度沒有太大的變化，但井底流溫流壓監測資料上顯示當井底流溫幾乎沒有變化時，井底流壓已經有了顯著的變化。隨著蒸汽不斷推進，如果不控制生產，很快就產生蒸汽突破，生產特征表現為日產液量，含水及井口溫度迅速上升，產油量下降，對安全生產管理也帶來很大不便。截止目前，先后有4口生產井出現蒸汽突破，影響了汽驅效果。對暫時性蒸汽突破井，要逐漸降低沖次或暫關一段時間，并提高鄰井采液量，改變汽驅方向。如果固定的蒸汽突破通道已經形成，需要根據汽竄原因封堵汽竄通道。對蒸汽沿滲透率較高的單層、或蒸汽超覆嚴重沿薄層上方突破的問題，采取調剖措施，降低高滲層的滲流能力。對于蒸汽吞吐階段采出程度高地層虧空大，井底形成低壓區，與注汽井生產壓差較大的蒸汽突破井，可在調剖后采用三元復合措施補充地層能量。對于含水高原油粘度大的井組，實施高溫氣體驅油劑，使驅替均勻，防止突破。對于更新的生產井，可以應用限流射孔方式5預防蒸汽突破。3.2.4、對生產井提液，提高試驗區采注比根據數值模擬研究發現，當采注比達到1.2，蒸汽驅開發效果達到最佳。當采注比1，油層中是蒸汽驅；當采注比=1，油層中是蒸汽驅+熱水驅；當采注比1，油層中基本上是熱水驅6。試驗區驅替初期無法達到蒸汽驅開發采注比大于1.0的要求。杜229塊通過采取提高沖次的方式，提高試驗區排液量，從而達到提高采注比的目的。試驗區17口井先后進行了提高沖次，沖次由措施前的5.8次/min提高到7.5次/min，措施后試驗區日產液量由措施前的540t/d提高到610t/d，采注比由0.94提高到1.06，措施后日產液一直穩定在610t/d左右，達到蒸汽驅開發采注比大于1.0的要求。3.2.5、完善監測系統，合理利用多種監測方式在吸汽、采液剖面、井底流溫流壓、長效壓力計測井溫等監測基礎上，針對性增加注汽井底干度撈樣測試、毛細管分層溫度壓力測試和氣體示蹤劑監測技術。觀察井井數由1口增加到3口，測試范圍由單井測試向分層、井組測試擴展，監測系統能夠較好的覆蓋整個試驗區，為試驗區動態調控提供準確參考方向。4 試驗區階段實施效果2007年6月，杜229塊興組蒸汽驅先導試驗步入實施階段，先期轉入4個井組，2009年12月再轉入3個井組，其中注汽井7口，生產井33口，觀察井3口。7個井組日注汽量936t/d，開井30口，日產液量1011.2t/d，日產油量147.9t/d，含水85.4%，瞬時油汽比0.16，采注比1.08。截至2012年6月，杜229塊蒸汽驅先導試驗實施1831d，7個井組累計注汽量129.5104t，累計產液量135.2104t，累計產油量20.5104t，階段油汽比0.16，采注比1.04。通過合理的動態調控，杜229塊蒸汽驅先導試驗區取得一定的階段效果：（1）、見效時間短，受效比例大。實施第13天第一口油井受效，20-45天油井基本受效，試驗區經過6個月的熱連通順利進入驅替階段。熱連通階段受效比例達到84.0，驅替階段達到100%。（2）、操作壓力保持平穩，溫度逐漸上升。試驗區轉驅以來，操作壓力一直穩定在3MPa左右，油層溫度由轉驅前的7075穩定上升到150左右。（3）與蒸汽吞吐到底預測對比，各項指標得到改善。單井日產液、日產油顯著上升，采油速度提高遞減減緩。轉驅后單井日產液量由15.6t/d提高到27t/d，日產油量由2.0t/d提高到3.5t/d。，采油速度由2.2%提高到2.9%。遞減率由25.1%下降到15.2%。5 結論與建議（1）蒸汽驅動態調控，在熱連通階段主要以調整平面動用不均、實現注采連通為目標，驅替階段主要以調整縱向動用不均、提高采注比、防止蒸汽突破為目標，以完善的監測系統為依據。（2）蒸汽驅開發方式可以有效動用蒸汽吞吐階段未動用儲量，有效提高油藏采收率，減緩遞減，實現區塊穩產。（3）杜229塊蒸汽驅先導試驗的成功實施，為中深層超稠油油藏提出了新的開發模式，對其他同類油藏有借鑒作用。6 參考文獻1 劉慧清,范玉平,等.熱力采油技術原理與方法M.東營：石油大學出版社,2000：