蒸汽驱改变井参数的重力驱油技术研究与应用——以辽河油田齐40区块高倾角区为例

姜艳艳，杨 军，陈迪芳

(1.东北石油大学，黑龙江大庆163318;2.中国石油新疆油田公司风城油田作业区，新疆克拉玛依834000;3.中国石油新疆油田公司采油一厂，新疆克拉玛依834000)

1 地质概况

齐40块蒸汽驱试验区位于辽河断陷西部凹陷西斜坡南段，开发目的层为莲花油层，油藏埋深为625～1 050 m，原油密度为 0.968 6 g/cm3，50℃地面脱气原油粘度为2 639 mPa·s，是典型的中深层、互层状稠油油藏。65井组高倾角区位于齐40块北部，汽驱层位是莲Ⅱ油层。共包括11个汽驱井组，含油面积是0.36 km2，地质储量为152×104t。井区为断层所夹持的单斜构造，地层由北西向南东倾斜，地层倾角较大，为15°～20°［1－3］。高倾角地区的小层有莲Ⅱ－1 －1、莲Ⅱ－1－2、莲Ⅱ－1－3、莲Ⅱ－2－4、莲Ⅱ－2－5和莲Ⅱ－2－6，井区油层厚度较大，一般为20～40 m。其中莲Ⅱ－1－1、莲Ⅱ－1－3、莲Ⅱ－2－4小层油层厚度大，为汽驱主力层(图1)

高倾角区于2006年12月—2007年3月分两批转驱，共转驱11个井组。转驱后，井组产量上升。进入2010年12月后，产量出现大幅递减，日产油由200 t下降到150 t(图2)。

2 开发调整的可行性

2.1 汽驱开发效果评价

由于密度差的原因，注入油层中的蒸汽具有上浮的趋势［4］。油藏数值模拟研究表明，地层倾角越大，蒸汽超覆程度越高。单层厚度大于10 m的主力层汽驱2年左右开始突破。所以受地层倾角影响，高倾角区较其它井区提前进入突破阶段，汽窜井总数达22口，占油井比例48.9%，产量下降是正常趋势。从单井产量分类看，平稳井所占比例最大，而平稳井下面即将面临汽窜。如果不进行方案调整，产量将进一步下降。

2.2 剩余油分布规律

由于蒸汽超覆，油层顶部的剩余油首先被加热驱替进入生产井，在注采井中心的下部油层是蒸汽驱末期剩余油的聚集位置［5］。17－028井组含油饱和度数值模拟(图3)揭示，剩余油聚集在注汽井下倾方向的底部位。

图1 莲花油层高倾角区域平面图Fig.1 Map showing the high-dip angle area of the Lotus reservoir

图2 65井组高倾角区生产曲线Fig.2 Production curve of the high-dip angle area in Well group 65

依据油藏监测资料分析，上倾方向主要为蒸汽波及动用，蒸汽带厚度占60%左右;下倾方向主要受热水波及，动用厚度占78%。采用油藏工程方法，对小层剩余油进行定量计算［5］，井区剩余可采储量为86.2×104t，调整潜力较大。从小层看，油层厚度大、物性好、吞吐阶段动用程度较高的莲Ⅱ－1－1、莲Ⅱ－1－3、莲Ⅱ－2－4小层仍是汽驱主力层。

2.3 调控技术优选

针对莲Ⅱ油层高倾角区注汽井上倾部位油井汽窜严重、剩余油主要分布注汽井下倾部位的特点，初步可选用三种调控技术方案可实现剩余油有效动用。

方案一，新井挖潜技术。齐40蒸汽驱开发实践证明，一线井汽窜后，二线井补层后可获大高产。根据此经验，在高倾角区汽窜井上倾部位剩余油丰富区部署新井，可实现剩余油的有效动用［6－8］。但此方案需钻约15口新井，投资较大。

方案二，重组注汽井网技术。注汽井转生产井、利用注汽井下倾部位油井注汽，可实现注汽井下倾部位剩余油的有效动用。需油井转注汽井7口，7口井的井况较差，难以保证良好的注汽质量［9－11］。

图3 17－028井组开采4300天的含油饱和度Fig.3 Oil saturation diagram after 4 300 days of production from the well group 17-028

图4 压力梯度变化示意图Fig.4 Pressure gradient diagram

图5 井底注汽干度与见效时间关系Fig.5 Relationship between downhole steam dryness and response time

表1 高倾角区开发效果预测Table 1 Prediction of development parameters of high-dip angle area

方案三，重力驱油技术。蒸汽注入过程中，蒸汽主要受浮力、毛管力、压力梯度的影响，要实现蒸汽向下移动，就必须在地层中产生一致的、向下的压力梯度。在油藏上倾方向，界面阻力与蒸汽运移方向相反，阻止蒸汽的流动，浮力和压力梯度为动力。在油藏下倾方向，压力梯度是蒸汽运移的动力，界面阻力和浮力是蒸汽运移的阻力。所以，降低上排注汽井干度，下倾方向热水受到重力作用将使压力梯度增加。降低下排注汽井注汽强度，上倾方向蒸汽浮力减弱。两种作用均能产生向下的压力梯度，从而使下倾方向压力梯度增加。依次类推，最终使所有注汽井下倾方向压力梯度增加，热水重力驱油作用增强［12］。压力梯度变化如图4所示。重力驱油方案操作简单，无任何作业工作量。

通过数值模拟，预测了3种技术方案开发十年的生产指标。从年产油量看，3种方案相差不大，方案三产量递减平稳，但油汽比明显较高。综上所述，重力驱油方案为最佳调控方案。

2.4 重力驱油方案优化

确定了调控方案后，需对方案技术参数进行了优化处理。注汽干度越低，蒸汽中热水比例越高，重力驱油见效越快［13］。根据数值模拟结果(图5)，当蒸汽干度大于0.3时，干度对见效时间影响显著提高。

首先设定最下排注汽井注汽量下降50%，中间一排注汽井注汽量不变，提出4种优化方案，预测结果见表1。

由此可知，当上排注汽井注汽干度为0.3时，阶段采出程度与油汽比均为最高。可确定最上排井干度30%。

在此基础上改变中下排注汽井注气量，分别观察产油量、采出程度及油汽比变化。预测结果见表2。

综上所述，当上排井注汽干度为30%，中排井注气量下降20%，下排井注汽量下降50%时，莲Ⅱ油层高倾角地区采出程度可达7.4%。

3 效果评价

将方案进行现场实施，对区块进行油藏跟踪分析。中间两排井区，压力场发生改变，井组内上倾方向受效减弱，下倾方向受效增强，调控目的实现，井组产量上升［14－15］。井区日产油由 150 t上升到最高的206 t，增加56 t，中间两排油井增油39 t，占井组增油的70%。

图6为齐40－H5水平井生产曲线，由此可见，井口温度下降到45℃，日产油量逐步上升，产油量与产液量之比升高。说明油层下部蒸汽超覆减弱，上部热水驱作用增强。调控结果基本实现方案目的。

表2 高倾角区开发效果预测(方案调整后)Table 2 Prediction of development parameters of high-dip angle area

图6 齐40－H5井生产曲线Fig.6 Production curve of the Well Qi 40-H5

4 结论

1)在对稠油油藏施用蒸汽驱技术时，一旦蒸汽超覆，油井产量将急剧下滑。在高倾角区块更会加重此种现象，大量剩余油存储在下倾角地区无法受热流动。所以在汽驱突破阶段初期，可对井组实施重力驱油调控技术，上排井降低注汽干度，中排井及下排井降低注汽量，确定好合理的井参数后，可以使蒸汽转向平面，达到井组稳产增效的目的。

2)在蒸汽驱过程中，平面蒸汽驱波及不均普遍存在。借鉴高倾角重力调控技术，可以针对各区域汽驱特点，制定合理的注汽调控技术，可以进一步提高汽驱油汽比。

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