驱泄复合开采技术在风城超稠油油藏中的应用

钱根葆，孙新革，赵长虹，王　涛，杨兆臣，李凌铎，熊　伟

（1.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆克拉玛依834000）

驱泄复合开采技术在风城超稠油油藏中的应用

钱根葆1，孙新革2，赵长虹2，王涛1，杨兆臣2，李凌铎2，熊伟2

（1.中国石油新疆油田分公司，新疆克拉玛依834000；2.中国石油新疆油田分公司风城油田作业区，新疆克拉玛依834000）

超稠油油藏在蒸汽驱过程中，主要受蒸汽驱动力和重力的作用，表现为蒸汽驱油和重力泄油两种驱替方式，即驱泄复合开采。应用解析和数值模拟方法，描述了驱泄复合开采机理，明确了注汽方式、注采参数和调控政策。研究表明，风城油田重32井区齐古组超稠油油藏采用直井注汽-水平井采油组合方式驱泄复合开采技术的合理操作条件是：直井采用轮换注汽，注汽速度70 t/d，井底蒸汽干度大于70%，操作压力为2.5 MPa，采注比为1.2；主要调控技术是注汽点优化、饱和温差调控、注采平衡和工作制度优化。预计采收率可达50%.

准噶尔盆地；风城油田；浅层超稠油油藏；蒸汽驱；直井与水平井组合；驱泄复合技术；调控技术

准噶尔盆地西北缘风城油田西部的上侏罗统齐古组油藏埋深100～220 m，平均190 m，50℃原油黏度16 400 mPa·s，属浅层超稠油油藏。油藏探明面积11.88 km2，地质储量3 335.86×104t，构造上受3条逆断裂控制，为一向东南缓倾的单斜，地层倾角3°～5°.齐古组为辫状河沉积，储集层岩性主要为细砂岩和中细砂岩，呈现西薄东厚的特征，主要发育J3q2-12+J3q2-22，J3q2-32和J3q3三套油层，且层间隔层发育稳定。自2007年采用蒸汽吞吐开发以来，利用直井、水平井组合三层立体组合布井方式，累计投产油井837口（其中水平井243口），截至2014年底，平均吞吐轮次10.7轮，累计注汽2 313.2×104t，累计产液2 116.3×104t，累计产油358.5×104t，采注比0.91，累计油汽比0.155，采出程度13.9%.阶段油汽比由2009年的0.24降至2014年的0.09.为探索超稠油油藏蒸汽吞吐后期改善开发效果及提高采收率的可行性，在重32井区齐古组油藏开展了8井组直井与水平井组合的驱泄复合（VHSD：Vertical Horizontal Steam Drive）先导试验［1-3］。试验区共部署直井35口，水平井8口（水平段长度280 m），直井与水平井间距50 m，直井间距70 m，直井射孔井段底界距离水平段垂直距离5 m.试验区油层平均厚度15.8 m，平均孔隙度32.0%，平均渗透率3 012 mD，原始含油饱和度74.6%，50℃地面脱气原油黏度11 395 mPa·s，转驱前采出程度18.8%，剩余油饱和度60.6%.先导试验表明，驱泄复合技术可有效提高超稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果，是超稠油油藏蒸汽吞吐开发后期的有效接替技术。

1　驱泄复合技术开发机理

在超稠油注蒸汽驱油过程中，存在蒸汽驱动力、重力、毛细管力这3种力［4-5］。蒸汽驱动力对流体的水平驱替起主要作用；在重力作用下，产生流体垂向的压力梯度［6］，从而引起蒸汽向上超覆，原油和凝结水向下流动；毛细管力对初始流体饱和度的分布和残余油饱和度起支配作用，通过水的吸渗，毛细管力也能产生对油的驱替作用，但在浅层超稠油油藏疏松砂岩的高渗透孔隙体系中，毛细管力作用比较小，可以忽略。因此，重力和蒸汽驱动力不仅控制着蒸汽超覆的程度，而且还决定着蒸汽驱动原油的能力。驱动力控制着油和蒸汽的水平运动，而重力引起油的垂向运动，因而可将油的运动速度分解为水平方向的运动速度和垂向上的运动速度。

根据达西定律，油的水平运动速度为

蒸汽的水平运动速度为

油的垂向运动速度为

由（1）式、（2）式、（3）式得

式中Δp——两界面间压力差值，MPa；

Δx——两界面间距离，m；

voh——原油的水平运动速度，m/s；

vov——原油的垂直运动速度，m/s；

vsh——蒸汽的水平运动速度，m/s；

Koh——原油的水平有效渗透率，D；

Kov——原油的垂直有效渗透率，D；

Ksh——蒸汽的水平有效渗透率，D；

μo——油的黏度，mPa·s；

μs——蒸汽的黏度，mPa·s；

ρo——原油密度，kg/m3；

g——重力加速度，9.8 m/s2.

（4）式为原油的水平运动速度与垂向运动速度之比，以重32井区为例计算得出，离注汽井6 m以内原油的水平运动速度大于原油的垂向运动速度，以蒸汽驱油为主，6 m以外原油的水平运动速度小于原油的垂向运动速度，以重力泄油为主。

依据汽液界面形态研究结果，绘制出蒸汽腔前缘的形状（图1）。蒸汽均倾向于沿油层顶部向前推进，随着注入蒸汽时间的延长，油藏顶部蒸汽不断向外扩展，蒸汽超覆现象也越来越严重，蒸汽腔前缘呈反“S”形，且距注汽井距离越远反“S”形越明显。蒸汽腔前缘形态描述为驱泄复合技术提供理论支撑。

图1　稠油热采开发的蒸汽前缘形状

根据上述机理，超稠油油藏直井与水平井组合的驱泄复合开采方式可描述为：在连续油层厚度大于10 m的地层中，按照排状部署直井和水平井，水平井水平段长度为210～280 m，水平段平面间距70～100 m，直井位于水平段中间，直井与水平段平面间距35～50 m，直井与直井间距离60～80 m；水平段距离油层底界2 m，直井射孔井段底界距离水平段垂直距离5 m.前期采用蒸汽吞吐方式生产至8～10轮时，采出程度达到15%～20%，井间已建立了热连通［3，7］，转入驱泄复合方式生产，即直井连续注入蒸汽加热原油，被加热原油在重力和蒸汽驱动力作用下，流至油层下部的水平井中被采出。随着蒸汽连续注入，蒸汽腔不断往两侧和下方扩展，能够更有效地加热并驱替原油，预计最终油藏采收率可达50%左右。

2　油藏工程优化

2.1注汽方式对比

在1口水平井对应4口直井布井方式下，模拟对比了直井注汽-水平井采油组合方式和水平井注汽-直井采油组合方式的开采效果。结果表明，直井注汽-水平井采油组合方式的生产效果明显好于水平井注汽-直井采油组合方式的生产效果。在此基础上对比模拟了转驱泄复合开发后直井注汽-水平井采油组合方式的3种注汽方式的注汽效果（表1）。综合油汽比和采出程度，认为方案2（4口直井轮换注汽）效果最好，方案3（4口直井间歇注汽）效果次之。

2.2注汽参数优化

（1）注汽速度优化不同注汽速度影响蒸汽腔的扩展速度［8-10］。注汽速度过大时，会导致注采井间干扰，引发汽窜，降低油汽比；注汽速度较低时，热损失较大，产油量降低。通过不同注汽速度开发效果对比（表2），确定单井组优化注汽速度为70 t/d.

表1　驱泄复合试验注汽方式优选

表2　驱泄复合试验不同注汽速度开采效果对比

（2）注汽干度优化模拟结果表明，干度越大，产油量和油汽比越好。当干度小于70%时，由于在湿蒸汽中水相比例很高，蒸汽腔难以有效扩展，开采效果明显变差。当干度大于70%时，采油量和油汽比增加幅度变小（表3）。因此，井底蒸汽干度应大于70%.

表3　驱泄复合试验不同蒸汽干度开采效果对比

（3）操作压力优化对比分析了不同操作压力下直井与水平井组合的驱泄复合开采效果表明（表4），当操作压力大于2.5 MPa时，油汽比和日产油量下降；当操作压力小于2.5 MPa时，阶段采油量下降。综合优选操作压力为2.5 MPa.

表4　驱泄复合试验不同操作压力效果对比

（4）采注比优选数值模拟了不同采注比下连续汽驱的开发效果表明（表5），随采注比增大，产油量逐渐增大，采注比加大到1.2时，油量、油汽比逐渐下降。因此，确定合理的采注比为1.2.

表5　驱泄复合试验采注比优选

3　调控技术研究

直井与水平井组合的驱泄复合开发方式可划分为3个阶段（图2）。

图2　驱泄复合开发方式不同阶段温度场发育状况

（1）初期升压阶段此阶段由于吞吐期间地层亏空容量大，油层压力低，注入蒸汽一方面为油层连续提供热量，更主要的是向地层补充能量，提高地层压力，生产井因油层部分压力上升驱动压差增大使井筒附近液体（主要是吞吐末的存水）向生产井渗流，因此该阶段表现为压力上升很快，含水大幅度上升，产液量上升不大，是生产的低谷区，延续时间3个月左右，生产方式以热水驱和蒸汽驱为主。

（2）热连通阶段此阶段由于注入大量高温高压蒸汽，注汽井周围油层温度大幅度上升，地层压力也上升到接近注入压力，并由此形成注汽井与采油井间的驱替压力梯度，加上吞吐期间的预热油藏作用，使得吞吐期间波及不够或未波及到的井间区域开始受到蒸汽驱的作用，采油井产油量开始上升，地层压力上升到一定值后保持稳定，此阶段延续时间为3个月左右，生产方式以蒸汽驱为主。

（3）蒸汽腔扩展阶段产液温度迅速上升，产液量迅速降低，此阶段出现，标志着蒸汽腔已基本形成，精细调控将成为主要手段，生产方式以驱泄复合为主。

3.1准确描述蒸汽腔形态，调整注汽点分布

蒸汽腔的发育程度与驱泄复合的开发效果紧密相关，在驱泄复合试验区进入蒸汽腔扩展阶段时，通过数模跟踪和四维微地震监测等技术，综合描述了蒸汽腔发育形态（图3）。根据试验区蒸汽腔发育形态，优化注汽点分布，现场前后调整注汽点分布6次，促进了蒸汽腔均衡发育。

图3　驱泄复合蒸汽腔发育形态描述

3.2以饱和温差调控为手段促进汽腔发育

运用数值模拟技术CMOST手段对开发参数进行敏感性分析得知，在驱泄复合方式的蒸汽腔扩展阶段，敏感性的主次关系为：注汽速度＞饱和温差＞蒸汽干度，现场采取“定速度，调饱和温差”的调控手段。此处的饱和温差是指一定压力下的饱和温度与生产井当前温度之差。饱和温差越大，蒸汽腔发育越差（图4），饱和温差越小，调控难度越大［11］。为保持生产稳定，以控制生产井井口相态为目标，根据井口回压情况，确定井口合理的饱和温差为10～20℃，对应井底合理饱和温差大于40℃.以此制定了调控对策（表6）。

3.3以采液能力为核心，调控注采平衡

油井实际生产能力统计显示，直井平均产液能力为15 t/d，水平井平均产液能力为30 t/d；通过匹配注采井数比与注采关系，将驱泄复合开发方式试验区注汽井调整为8口，在对应单井组注汽速度70 t/d情况下，采注比1.2（图5），基本实现注采平衡。

3.4以蒸汽腔均衡发育为目标，优化工作制度

在蒸汽腔扩展阶段，控制油嘴保障蒸汽腔均衡扩展；控关见汽生产井，改变蒸汽腔扩展方向，均衡蒸汽腔发育。在不同生产压力下，改变油嘴尺寸（表7），控制合理采液能力，使蒸汽腔均衡发育。

图4　不同井口饱和温差下驱泄复合开发方式的蒸汽腔发育状况

表6　不同井口饱和温差条件下对应调控对策

图5　注汽速度70 t/d时注汽井数优选

表7　驱泄复合开采方式蒸汽腔扩展阶段工作制度优化

4　应用效果

重32井区采用直井注汽-水平井采油驱泄复合开发方式始于2013年8月，在初期升压阶段，产液量变化不大，采注比先下降后上升，油汽比维持在较低水平。热连通阶段，产液量、产油量、油汽比大幅度上升，3个月后出现蒸汽突破，产液量、产油量、油汽比大幅度下降，进入蒸汽驱扩展阶段。在蒸汽驱扩展阶段产量波动较大，以调控温度差，促进控蒸汽腔发育为主要目的。通过18个月的调控，试验区日产油量由78 t升至117 t，油汽比由0.11升至0.18，采出液温度由70℃上升到110℃，转驱泄复合方式生产阶段采出程度4.5%，效果显著。

5　结论与认识

（1）超稠油蒸汽驱过程表现为蒸汽驱油和重力泄油的复合状态，距注汽井6 m以内以蒸汽驱油为主，6 m以外以重力泄油为主。

（2）驱泄复合技术合理操作条件是：采用直井轮换注汽方式，单井注汽速度70 t/d，井底蒸汽干度大于70%，操作压力2.5 MPa，采注比1.2.

（3）注汽点优化、温度差调控、注采平衡和工作制度优化是驱泄复合开发方式的主要调控技术。

（4）预计重32井区齐古组超稠油油藏采用直井注汽-水平井采油的驱泄复合方式采收率可达50%.

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Application of Vertical⁃Horizontal Steam Drive Process to Fengcheng Extra⁃Heavy Oil Reservoir，Junggar Basin

QIAN Genbao1，SUN Xinge2，ZHAO Changhong2，WANG Tao1，YANG Zhaochen2，LI Lingduo2，XIONG Wei2
（1.XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China；2.FengchengOilfield Operation District，XinjiangOilfield Company，PetroChina，Karamay，Xinjiang 834000，China）

An extra⁃heavy oil reservoir developed by horizontal well steam drive process appears two states of steam flooding and gravity drainage in process of driving force and gravity，it is known as vertical well steam injection⁃horizontal well production steam drive（VHSD）process.This paper describes this mechanism，steam flooding mode，injection⁃production parameters and adjustment and control policy by means of analytical and numerical simulation methods.The study shows that in the area of Well Zhong⁃32 in Fengcheng oilfield，the suit⁃able operation conditions for the Qigu extra⁃heavy oil reservoir developed by VHSD process are that vertical well uses rotating steam injec⁃tion with steam injection rate of 70 t/d，steam quality at the bottom of higher than 70%，operation pressure of 2.5 MPa，and production/injec⁃tion ratio of 1.2.The main control technique is the optimization of steam injection spot，sub⁃cool regulation，injection⁃production balance and workingsystem optimization.The expected recovery efficiency can reach 50%.

Junggar basin；Fengcheng oilfield；shallow extra⁃heavy oil reservoir；steam drive；vertical horizontal well combination；VHSD process；control technology

TE345

A

1001-3873（2015）06-0733-05

10.7657/XJPG20150618

2015-07-16

2015-09-14

国家油气重大专项（2011ZX05012-004）；“新疆大庆”科技重大专项（2012E-34-05）

钱根葆（1960-），男，江西新余人，教授级高级工程师，油气田开发，（Tel）0990-6880620（E-mail）qiangb@ petrochina.com.cn.