九4＋5区东部齐三段特稠油提高蒸汽驱开发效果研究

陈光喜 （中石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依834000）

王群，郭娜，何燕，王梅 （中石油新疆油田分公司新港作业分公司，新疆 克拉玛依834000）

九4＋5区油藏构造上位于准噶尔盆地西部隆起克百断裂带中段，该断裂对九4＋5区齐古组（J3q）稠油油藏的形成起到了遮挡作用。J3q自上而下分为3段J3q1、J3q2和J3q3。目的层J3q3（齐三段）顶部埋深275.5～340.6m，平均308.6m，属辫状河沉积体系，离物源较近，岩性变化较大。沉积厚度在14.4～59.4m，平均40.7m，平面上由工区西南部向东北部逐渐变大。孔隙度在24.5%～33.4%，平均29.12%；渗透率在45～3560mD，平均676.9mD，为高孔、高渗储集层，20℃时地面脱气原油黏度为41236mPa·s，属于特稠油油藏［1］。

九4＋5区东部吞吐区域J3q3开发试采始于2003年，2004～2008年期间通过老井加深或补层进行全面开发。研究区域由于J3q2生产受地层水影响，大部分井已调整至J3q3单采。研究区域114口井，55口井由J3q2加深至J3q3生产，59口井单采J3q3生产。为提高油藏动用程度和特稠油转驱后生产的认识，在九4＋5区东部砂层较为稳定、有效厚度较大，采出程度＜20%，剩余储量＞1.0×104t，原油黏度10000～50000mPa·s，黏度范围内的区域进行了转驱生产。

2010年9月，九4＋5区东部8个超稠油汽驱井组转入反九点汽驱先导试验生产，2012年12月在该区域进行了13井组的汽驱扩大生产。截止2014年5月，九4＋5区东部超稠油区域共转驱21个井组，相关采油井93口。累积注汽48.05×104t，累积产油4.87×104t，井组产油水平35.60t／d，阶段油汽比0.10，平均含水90%。扩大试验区13井组累积注入蒸汽20.53×104t，累积产油2.1×104t，累积产液25.46×104t，阶段油汽比0.10，综合含水92%。

1 先导区与扩大区物性条件对比

2012年蒸汽驱开发的13个井组在油层厚度等储层物性方面和先导试验区8井组存在一定的差异，先导区的油层有效厚度11.4m要高于扩大区的9.8m，这对于开发效果有着非常重要的影响：先导区原油黏度为38786mPa·s，要小于扩大区的43256mPa·s，黏度大小对于稠油开采具有决定性的作用，黏度越大，对采油工艺要求越高，蒸汽驱效果越差，采收率越低，成本越高；先导区汽驱前阶段含水仅75%，而扩大区达到了91%；另外，汽驱前平均吞吐轮次先导区仅6.2次，而扩大区已达10.2次，吞吐轮次越高，转驱难度越大，转驱效果也越差。

由于九4＋5区东部未转驱区域平均吞吐轮次高达10.2，平均含水已达92%，平均油汽比仅0.09，单井产能也仅0.71t／d，因此未转驱区域生产效果不理想，若继续吞吐开采，效果较差，2012年12月，对扩大区的13个井组进行了转驱，有以上分析可知由于先导性试验区与拟扩区域油藏条件进一步变差，主要表现为黏度、含水及吞吐轮次均高于先导区，而油层厚度要小于先导区，扩大后可为后期特稠油蒸汽驱开发提供依据。

2 扩大区存在的主要问题

2.1 油井平面见效差异大

由先导区和扩大区井组分类对比图及统计表（见图1、表1）可以看出，扩大区主要以Ⅲ、Ⅳ类井组为主，而先导区主要以Ⅰ、Ⅱ类井组为主。主要是由于扩大区区域以河道沉积为主，但伴随有部分心滩，储层平面非均质性严重，沿河道主流线方向蒸汽推进速度快，易产生汽窜现象，另外先导区较扩大区物性要好，导致平面上受效不均匀、见效差异大。

图1 井组分类对比图

2.2 汽窜现象仍有发生

九4＋5区由于吞吐阶段形成的汽窜通道在汽驱阶段具有继承性，另外由于河道沉积的连通性好，油层非均质性造成采出程度不同，井间连通性差异较大，影响开发效果。汽窜容易在高渗层中形成通道，使油藏动用不均的矛盾加剧，不利于油藏开发效果的改善和采出程度的提高。受窜井液量剧增，温度升高，导致地层出砂，严重的还可能导致套管受损。另外，注汽量散失，从无效受窜井无控制逸散，在受窜井周围产生高压高温区，既浪费大量热能又存在极大的不安全因素。

表1 先导性试验区与拟扩区域井组分类统计

2.3 含水较高

该区平均含水已达92%，主要是由于多轮次吞吐注汽，注入水回采率低，另外由于构造原因，受底水影响严重。随着综合含水率的不断上升和低产油井的大量增加，原油的生产成本越来越高，对于油田的开发，尤其是地面工程系统，提出了更高的要求，要立足于应用新工艺、新技术、节约成本、降低能耗。

3 措施及效果分析

3.1 间开控关，调节泄压通道

由于受稠油油藏开发规律的制约，在稠油油藏的开采过程中，存在一些供液不足的低产低效井以及高频率汽窜井，低产低效井调整抽汲参数后系统效率仍很低。对于这些油井目前采取间开制度的方法，人为根据油井产量、功图液面动态资料以及汽窜情况，决定油井定时开机、停机来实现。通过间开、控关措施，调节高渗方向泄压通道，从而提高蒸汽波及效率，减少汽窜现场的发生，提高低产低效井系统效率。目前已在九4＋5区实施该措施18井次，累计增油232t。

3.2 调整注汽方式，补充地层能量

在稠油生产开发过程中，注汽方式的优化可以获得更高的产量、提高开发效益，使油田更加合理的开发。在九4＋5区，对于动液面偏低，地层亏空、地层能量补充不及时的区域，提高注汽速度，转换注汽方式，可以获得较高的产油水平以及经济效益［2］。典型井952035井组（见图2）转换为注2停1的注汽方式，注汽速度提高为50～70t／d，计算井组视流压平均上升0.16MPa，平均产油水平上升1.0t／d，并且井组持续见效。

图2 952035井组综合开发曲线

3.3 封堵调剖，提高蒸汽波及体

封堵调剖是通过调整层间渗透性差异来达到调整层间吸汽状况、控制蒸汽窜流、提高蒸汽驱波及系数的目的，由于储层平面非均质性严重，造成注入蒸汽沿高渗透层突进，中低渗透层波及程度低，严重影响蒸汽驱的开发效果，从分析研究来看，九4＋5区沿河道主流线方向蒸汽推进速度快，平面上蒸汽驱替不均衡［3］，建议对持续高温，汽窜严重的4个井组：95339、95340、95341和953107实施封窜调剖。

3.4 吞吐引效，改善平面动用不均

在稠油油藏蒸汽驱开采过程中，主要由于岩性和原油黏度差异造成的严重非均质性，造成了平面上动用状况极度不均匀，高渗部位的频繁汽窜以及低渗或者断层阻隔部位的低产甚至不上油，严重影响了油藏的正常生产。吞吐引效主要就是用来改善平面动用不均，对于井组内存在断层或者连通性较差的油井进行单独的蒸汽吞吐，这样既可以保证低产井的产油量，又可以增加井组之间的连通性，使蒸汽在井组内能够较为均匀受效，一般选择未见效的采油井以及物性相近的油井同时注汽。

3.5 调整射孔对应关系，增加射孔层位对应率

射孔对应性的高低程度对于产量的高低有着直接的影响，在供液充足的情况下，射孔对应性越高，油井产液量越高，油层动用程度也就越高，反之，射孔对应性越低，油井产液量越低，油层动用程度也越低。因此，射孔对应性是油田生产中必须严格把控的因素。经统计分析，在九4＋5区目前21个井组中，注采层位未完全对应的共有7个，建议对这7个井组进行补孔措施，进一步提高油层动用程度。

3.6 完善井网，提高油藏开发效果

进入高含水开发期，随着对剩余油挖潜的不断深入，要求井网对油层控制程度进一步提高，以不断适应提高蒸汽波及体积的需要，满足挖掘剩余油资源的需求。这时用蒸汽驱控制井网的完善程度，对稠油油藏的采收率及开发效果具有很大的影响；井网不完善区域也是高含水开发阶段剩余油富集的有利部位，其中最有利的是只注无采型，相当于低渗透油层的超前注水，增加了地层的能量；而只采无注型属于枯竭式开采，采收率低，会残留大量剩余油；无注无采型相当于资源未动用；其他类型则动用程度低，剩余油也相对富集。合理的井网，将会较大幅度的提高采收率和油藏开发效果。九4＋5区汽驱井网不完善，井点缺失，无注汽井点控制，建议在论证的基础上完善井网。

4 结论与认识

1）对于特稠油油藏，开发方式由蒸汽吞吐转换为蒸汽驱是切实可行的，并且具有明显的改善效果。

2）油藏条件的好坏对于蒸汽驱的开发效果有直接的影响。

3）特稠油油藏的蒸汽驱开发有间开控关、调整注汽方式、封堵调剖、吞吐引效、调整射孔对应关系和完善井网等具体措施，且增油效果明显。

［1］ 李海军 .新疆克拉玛依九区稠油评价 ［J］.石油炼制与化工，1988（1）：66.

［2］ 孙来喜，张烈辉，冯国庆，等 .克拉玛依油田九区蒸汽吞吐后开采方式优化研究 ［J］.石油地质与工程，2008，22（2）：60－63.

［3］ 雷兴中 .克拉玛依六、九区浅层稠油热化学采油技术研究 ［D］.成都：西南石油学院，2003.