Ⅱ类稠油油藏蒸汽驱先导试验研究

一、油藏及开发概况试验区位于构造较为完整（断层发育相对较少）、可扩展蒸汽驱井网的锦91断块中西部，目的层于Ⅰ组，含油面积0.34 km2，地质储量225×104t。于Ⅰ组纵向划分三个砂岩组6个小层。试验区目的层于Ⅰ组1-4小层。油藏埋深930～1020m，沉积微相以水下分流河道为主，主要岩性为含砾砂岩、砂砾岩和不等粒砂岩（长石砂岩），分选中等。平均孔隙度24.5%，渗透率1739×10-3μm2，属高孔高渗储层。转驱前油层平度（53℃）下脱气原油粘度7000mPa·s。地层水水型NaHCO3型，总矿化度1956.6mg/L。试验区1987年3月注蒸汽吞吐投产，历经1992年由167m井网加密到118m井网，和2000年由118m井网加密到83m井网两次重大井网调整。到2007年试验区平均吞吐14轮次，采出程度38.11%，年度油气比0.20，进入蒸汽吞吐开发末期，经济效益差。为寻求进一步提高采收率的可行途径，在汽驱可行性研究的基础上，编制了蒸汽驱试验方案，并于2008年6月进行全面转驱，经过1年多的汽驱实践，试验已初见成效，对同类油藏的汽驱开采具有指导意义。二、蒸汽驱方案设计要点锦45块试验区相对齐40块先导试验区（表1）相比，进行蒸汽驱的条件在净总厚度比、非均质性、转驱时含油饱和度、采出程度、具有边底水方面偏差，根据稠油油藏筛选标准，锦45块于Ⅰ组油藏属于Ⅱ类稠油油藏。方案设计9个83m井距的反九点井组，部署注汽井9口，采油井40口，观察井9口。试验目的层于Ⅰ油层组1-4小层，采取一级两段分层汽驱方式，其主要注汽参数：平均单井日配注125t，试验区日配注1124t；井底干度达到53%，平均单井日配液30.9t，日产液1300t。蒸汽驱生产7.5a，采出程度17.64%，平均采油速度2.32%，累积油汽比0.15，试验区终采收率54.96%。表1 锦45块试验区与齐40块试验区转驱条件比较油藏参数Ⅰ类齐40试验区锦45试验区差异油层有效厚度/m7-6029.126.3-7.3净总厚度比/f&ampgt;0.40.480.41-0.12转驱时含油饱和度/%≥0.455743-14吞吐阶段采出程度/%2438.514.5渗透率变异参数/f&amplt;0.70.720.810.09边底水、断层水侵入倍数PV数/f&amplt;200.120.12三、蒸汽驱试验实施情况及阶段效果分析1.试验实施情况试验区于2008年6月全面实施转驱，依据蒸汽驱生产特点及试验区实际情况，转驱后操作上要重点把握原则有两个，一是保证井底蒸汽干度大于50%，这是关键保障，二是提高采注比，力争达到1.1以上，这是前提基础。试验中，及时对注汽井实施返工作业，目前试验区平均井底干度为53.8%，井底干度得以保障。另外，通过吞吐引效注汽、调参、检泵更换高温泵、完善注采井网打新井等综合措施手段（表2），实现油井在合理工况下生产，采注比有效提高，确保了蒸汽腔的形成和扩展。试验达到了预期效果，实现了液量产量翻番。截止2009年9月底，试验区9口注汽井开井9口，日注汽1041t，生产井总井数41口，开井39口，日产油116t，日产液1073t，综合含水89.2%，瞬时采注比1.03，瞬时油汽比0.11。表2 锦45块蒸汽驱措施效果统计表序号措施内容措施井次有效井次日增液/t日增油/t1吞吐引效1412235222检泵换泵1212208203油井调参3122126134完善井网111625过油层深抽666076油井解堵43233合计6856668672.阶段效果分析（1）产液、产油、含水变化特点符合汽驱生产规律总体分析看，试验处于蒸汽驱第二阶段，即蒸汽有效驱替阶段，从生产曲线上看，可分三个变化过程。个变化过程：试验区日产液、含水出现大幅度上升，日产液由转驱时的460 t上升770 t左右，含水由85.9%上升到94.8%，试验区日产油下降，由60 t下降至40 t左右。在试验初期，由于注汽井和生产井吞吐注汽生产过程中，在井筒周围存在冷凝水及少量可动油，因持续注入蒸汽，在注采井间初步建立生产压差，受压差作用，首先要采出原先存在的这部分冷凝水及少量可动油，因而初期生产表现为产液量上升、含水上升，产油量下降。 第二个变化过程：因蒸汽注入量增加，不可动冷油受热而转换成可动油逐渐被采出，因此含水大幅度下降，而井组产油量则迅速上升。日产油大幅度上升。日产液从770 t上升到1070 t左右，实现了采大于注，日产油上升至130 t，含水回降到88.0%。 第三个变化过程：产量波动，主要由于蒸汽驱替作用突显后，油层出砂，个别油井不能生产造成的。 （2）油层温度普遍呈上升趋势，试验区建立起热连通，进入有效驱替阶段转驱初期，井口温度大幅度上升，到2009年8月底，井口产液温度由转驱时的33℃上升到的65℃，其中高于60℃的有21口井，大部分井井口温度增幅都在20℃以上，从7月份以后，井口温度基本保持稳定，说明地层已形成稳定的渗流场。另外从数模跟踪的地下温度场分布来看，井间已经实现热连通，蒸汽腔正在不断扩展阶段。（3）压力水平低，利于蒸汽腔的形成与扩展，能有效提高汽驱效果新井FMT和RFT压力测试、压降测试均显示试验区压力在2MPa左右，目前平均地层压力2.2MPa，保持在较好的操作范围内，有利于蒸汽腔的形成与扩展。（4）原油物性发生变化，说明蒸汽驱替作用明显从原油物性分析看，试验区受效井原油粘度已降至3300mPa·s（50 ℃）左右，与转驱初期比，原油粘度降低了4000～7000mPa·s，表明油层受蒸汽蒸馏作用，原油物性发生较大改变，使原油在油藏孔隙介质中的流动能力已大为增强，说明地下蒸汽腔已形成。（5）与稠油I类储量齐40块蒸汽驱同期相比，油汽比相近，生产趋势基本一致齐40块先导试验油藏工程设计合理，实际操作参数基本符合设计要求，试验取得了较好开发效果，终采收率可达到 57.8%。 扩大试验历时3年，取得了一定效果。通过均衡注汽、完善井网、对汽窜层进行及时封堵、提高泵效，汽驱效果可以得到进一步改善，油汽比 0.18～0.20，终采收率可达到49.5%。四、结论（1）试验初步实现了按方案设计连续平稳注入，实际注汽参数均控制在设计范围之内。（2）蒸汽驱处于较为理想的工况下生产，从注入压力、地层压力、动液面、油井沉没度资料看，蒸汽腔正在逐步扩展。（3）试验区建立起热连通，目前处于蒸汽有效驱替阶段，与齐40块先导试验、扩大试验及规模化工业应用同期效果相比，试验区采注比偏高（利于蒸汽腔的形成），油汽比相近。（4）高采注比是蒸汽腔发育并有效汽驱的必要条件。 （5）Ⅱ类稠油蒸汽驱先导试验生产情况符合汽驱开发规律，技术上及经济上是可行的，可为同类油藏开发提供借鉴。