应用组合式注汽技术提高超稠油开发效果

【摘 要】 辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏在1997年投入规模开发后，因动用不均及井间干扰，制约了油藏高效开发。通过实施组合式注汽的方式，区块开发取得了较好的效果。组合式注汽技术改善油层动用状况，使油井的周期产油量和油汽比均得到提高。该技术是提高吞吐阶段采收率、实现区块持续稳产的有效途径。

【关键词】 超稠油油藏  组合式注汽  蒸汽汽窜  采收率

曙一区兴隆台油层整体为倾向南东的单斜构造，地层倾角2°～6°，油藏埋深700～1150m，采油一区负责管理杜84块东北部区域兴隆台油层超稠油油藏，含油面积1.21km2，地质储量2150×104t，辖区内纵向分为4个油层组，其中兴Ⅰ组、兴Ⅵ组为主力油层，兴Ⅱ组和兴Ⅲ组为薄互层。该套储层属高孔高渗储层，孔隙度平均为25%～30%，原始含油饱和度65%～70%，渗透率（1238～1549）×10-3μm2，各油层组的物性比较接近，平面上储层物性变化不大。

自1997年开始投入蒸汽吞吐试采，随着开发不断深入，油井生产轮次增加，油井高轮低效、汽窜加剧等矛盾逐渐显现，针对这些突出的矛盾，逐步摸索出有效途径：采用组合式注汽方式，提高了区块采收率。

1 区块开发历程以及出现的问题

1.1 开发历程

杜84块超稠油油藏自1997年开始从试采走上滚动开发、规模开发之路。初期采用70m正方形直井井网蒸汽吞吐开发，通过细化开发层系后，在兴Ⅰ、兴Ⅱ、兴Ⅲ、兴Ⅵ组增加部署水平井，使得水平井规模不断扩大，并在杜84块兴Ⅰ、兴Ⅵ组进行SAGD开发方式转换，目前已形成了多套开发层系、多种开发方式并存的多元化分层开发模式。

1.2 出现的问题

随着区块产能建设不断完善、井网加密，以及多元化分层系开发的形成，区块开发中一些矛盾逐渐显现：井间汽窜频繁，热利用率降低;储层非均质性强，油层动用不均;加热半径有限，井间动用差;采出程度高，近井地带压力下降快; 注汽运行协调困难;产量运行不能保证平稳。

2 组合式注汽技术的提出与实施

针对油井蒸汽吞吐高轮后出现的各种矛盾以及生产现场组织方面存在的问题，积极研究、现场实践，转变思路：注汽方式由单井点吞吐转变为区域整体立体加热，把生产层位相互对应的部分油井组合为一个开发单元进行管理。

组合式注汽是把生产层位相互对应的部分油井组合为一个开发单元，集中注汽、集中生产，并辅助相应的增产措施来达到改善开发效果的方式。注汽方式实现了由单点吞吐转变为区域整体立体加热，提高蒸汽热能利用率，改善油层动用状况。

2.1 实施方式

组合式注汽技术实施方式主要是间歇蒸汽吞吐、一注多采、多井整体吞吐、三元复合吞吐。曙1-38-7030井组投产较早，最早开始实施组合式注汽技术，并取得了良好的开发效果。

曙1-38-7030井组开发目的层为下层系兴VI组，部署直井9口，该井组1997年2月投产，实施组合式注汽前平均吞吐8.6轮，累积注汽13.5×104t，累积产油6.7×104t，累积产水9.5×104t，地下存水4.0×104t，地层亏空2.7×104t，油汽比0.50，回采水率70.4%，采注比1.2，采出程度20.4%，采收率25%。随着井组吞吐轮次的增加，井组内汽窜关系复杂，组合式注汽前共发生汽窜26井次，汽窜比例33%，严重影响井组注汽效率，井组内热损耗大，影响了正常吞吐效果。

（1）间歇蒸汽吞吐。油井连续吞吐效果变差，井间汽窜频繁，为改善井组高轮蒸汽吞吐效果，提依据油井压力及温度监测资料，确定该井组首先实施间歇吞吐。

井组经多年的吞吐，地下的温场已经建立，在间歇恢复期井底周围的流体具有流动能力，且从四周向井底聚集。从压力恢复曲线可以看出，前20天压力恢复较快，说明主要是近井地带的水向井底聚集;而后期压力恢复较慢，说明向井底流动的不再是单一的水，而是油或油水混合物。温度较高且下降缓慢，流体有足够的时间向井底聚集，使近井地带的含油饱和度上升，使得间歇吞吐成为可能。

（2）多井整体吞吐。抽稀井网整体注汽是在原有井网的基础上，充分利用井间汽窜，合理安排注汽井，加大注汽量，增大注汽波及体积，实施多井整体注汽的方式。

（3）一注多采。2004年年初，在抽稀井网整体注汽吞吐阶段结束之后，为了更好的提高吞吐效果，有效的利用井间汽窜，对该井组实施了“一注多采”。

（4）三元复合吞吐。在井组组合式注汽实施过程中，筛选单井采用三元等化学措施复合吞吐，提高单井吞吐效果同时，改善区域油层动用状况，提高蒸汽热能利用率，从而保证井组整体良好的开发效果。

该井组所实施的组合式注汽技术，取得了明显的效果，与实施前周期对比，四种方式共计增油19342t，平均单井增油2149t。不仅取得了可观的经济效益，提高了油井开发效果，并且该井组的采出程度达到31.8%。

2.2 多种方式搭配综合运用组合式注汽技术

安排井组生产运行时，在保证组合式注汽基础上，要同时考虑产量能够平稳的接替、现场条件能够满足，这就需要对井组注汽井构成进行科学选择，合理搭配。采用“高产-低效”搭配、“新井-老井”搭配、动用-间歇”搭配、“直井-水平井”搭配等方式，优化注汽井结构，筛选部分低效井实施间歇措施，以减少低效注汽量，同时加强跟踪分析，优选长停井恢复动用，重新认识水平井的生产目的和作用，改变井组效果评价的标准，确立组合式注汽的核心。

2.3 实施效果

自2001年区块开始逐渐推广实施组合式注汽技术，采油速度不断攀升，从2004年～2013年采油速度都保持在2%以上，采出程度不断提高，截止到2014年底，区块采出程度已达到30.2%，期间标定采收率数次调整，2014年初杜84块兴隆台油层标定采收率已由29.2%调整至38.5%。

3 总体评价

（1）组合式注汽解决了汽窜带来的危害，提高蒸汽热利用率，改善井组动用状况，提高区块采收率。

（2）有利于建立整体温场，提高单井日产水平，改善单井及井组生产效果，提高区块采油速度。

（3）在多年实施过程中不断得到完善、优化，日趋成熟，对实现区块高产、持续稳产有重要意义。

参考文献

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[4]王海生.改善热采稠油吞吐后期开发效果[J].油气田地面工程，2004（2）：17.作者简介：夏红军（1979—），男，工程师，2002年毕业于中国地质大学（武汉）石油工程专业，现从事油田开发工作。