薄互层稠油火驱培植高效井研究与实践

柴 标

中国石油辽河油田公司曙光采油厂 辽宁盘锦 124109

火驱是一种稠油吞吐后期提高采收率的重要方法[1-3]，它具有较强的油藏适应性[4-6]。D 断块为典型的薄互层稠油油藏，2005 年开展火驱试验，截至2019 年底，共有火驱井组115 个，控制地质储量4575×104t。近年来火驱高效井培植缓慢，2016 年仅为26 口，占比6%，严重制约着火驱年产油的增长幅度。通过深入分析高效井的见效特征，明确高效井燃烧特征、见效特点和影响因素，形成了高效井培植技术，为火驱进一步增产提供了相应的技术保障。

1 火驱高效井优选研究

高效井是提高采收率、实现少井高效开发的重要技术。主要是在开发过程中，通过精细地质研究，发现剩余油饱和度较高、产量较高、含水较低，并能稳定一段时间的井，这一概念最早见于大庆油田[7]。将高效井技术与火驱开发相结合，以理论研究为依据，结合实际开发，寻找一批符合条件的高效井。

1.1 油藏工程法

普通稠油火驱开发分为火线形成上产阶段、热效驱替稳产阶段及火线突破递减阶段[8]。目前区块处于热效驱替稳产阶段，依据油藏工程方法计算稳产期单井日产油。

假定油相相对渗透率、原油的粘度是含油饱和度和压力的函数，油井产量可以由式（1）计算求得。

式中：Qo——日产油，t/ d；

h——油层厚度，m；

k——渗透率，md；

re——供油半径，m；

rw——油井半径，m；

Pe——地层压力，MPa；

Pw——生产井压力，MPa；

Bo——体积系数，bbl/ stb。

计算得出，稳定燃烧阶段单井日产油为2.7t/ d。

1.2 周期吞吐法

由于区块实施火驱后原油改质不明显，仍需注蒸汽改善流动性,结合周期生产情况，有26 口为火驱高效井。转驱前油井平均单井日产油1.3t/ d，年产油421t，转驱后随3 年达到高效期，平均单井日产油3.8 t/ d，年产油1077t，油井见尾气率100%，平均单井尾气2786m3/ d，CO2含量23.1%，为高温氧化井，生产特征为火驱驱替特征。

2 火驱高效井特征研究

依据26 口高效井，运用多种方法明确30 个井组为见效来源。通过研究30 个见效井组特征与平均单井日产油关系，采用统计规律提炼的方法，得到高效井组特征。

2.1 油藏地质特征

从平面上看，高效井组主要位于水下分流河道方向，占比87%；单井日产油3.2t/ d，对比位于分流间井组高0.4t/ d。渗透率＞1000mD 占比63%，单井日产油3.3t/ d，渗透率＜1000mD 占比37%，单井日产油2.9t/ d。孔隙度＞24%占比47%，单井日产油3.1t/ d，孔隙度＜24%占比53%，单井日产油3.2t/ d，无明显差距；油层厚度30～50m 之间占比70%，单井日产油3.3t/ d，＜30m 和＞50m分别占比17%，13%，单井日产油2.7t/ d，2.9t/ d；连通系数＞0.85 占比73%，单井日产油3.2t/ d，对比连通系数＜0.85 的井组高0.2t/ d。

2.2 驱替层段特征

2.2.1 单层吸气研究

吸气能力与地层系数具有较强的相关性，地层系数高，吸气能力强，反之亦然。但单层吸气存在一定的阀门值。统计近年来火驱测试吸气剖面成果可以看出（表1），地层系数＞100md·m 时，油层才吸气；地层系数＞600md·m 时，吸气比例大于50%。因此，确定地层系数＞100md·m 时，单层开始吸气；100～600md·m 之间为弱吸气，＞600md·m 为强吸气。

表1 不同地层系数与吸气层数统计表

2.2.2 层段吸气研究

层段吸气主要受注气层段厚度和渗透率极差控制。注气层段长、层数多或渗透率极差大，均不利于层段均匀吸气。通过见效井组吸气厚度与渗透率极差分布关系发现，注气层段厚度控制在10～25m，渗透率极差小于5时，井组分布最密集，占比57%。数值模拟研究也表明，渗透率极差控制在5 以内，吸气程度均衡。

2.3 操作参数特征

2.3.1 累注气量

累注气量与地层压力恢复密切相关，累注气量大的区域地层压力普遍较高。研究见效井组累注气量与井组单井日产关系发现，高效井组平均累注气量为1446×104m3，其中大于1100×104m3的占比74%；日产油3.3t/ d，是小于1100×104m3井组的1.2 倍。因此，确定累注气量＞1100×104m3为高效井见效基础。

2.3.2 注气强度

火驱注气主要有为燃烧提供燃料和为原油运移提高驱动力的作用，注气强度高、燃烧状态好、推进速度快，但存在适宜区间。研究见效井组注气强度与井组单井日产关系发现，随着注气强度增加，单井日产上升，在300m3/ d·m 左右达到递增幅度最大值，其后增油幅度逐步减缓；大于800m3/ d·m 以后，基本上无递增。因此，确定合理的注气强度在300～800m3/ d·m。

2.3.3 尾排强度研究

合理的排注比是油藏高效开发的关键，较高的排注比容易导致油藏泄压，较低的排注比则制约油藏的高效开发。研究见效井组尾气强度与井组单井日产关系发现，排注比控制在0.8～1.0 时，单井尾气排放强度在57～150m3/ d 之间，折合日排尾气2000～5000m3/ d。研究周期天数大于600d 生产井生产情况，也表明合理的日排尾气在2000～5000m3/ d 之间（图1）。

图1 周期天数大于600d 生产井在周期内生产曲线图

依据上述研究，取得高效井的标准如下：在油藏地质方面，沉积应位于河道方向，渗透率＞1000mD，油层厚度30～50m，连通系数＞0.82；在驱替层段方面，地层系数＞100md·m，层段组合控制在10～25m，渗透率极差＜5；在操作参数方面，累注气量＞1100×104m3，注气强度在300～800m3/ d·m 之间，日排尾气在2000～5000m3/ d。

3 火驱高效井培植实践

依据高效井标准，采用对比判别的方法，首先选择地质条件符合井组，分析其驱替层段、操作参数与标准的差距，以采取相对应的措施，培育更多的高效井。

3.1 油藏地质判别

依据高效井油藏地质标准，对115 个注气井组的地质条件进行深入分析，仅68 个井组具备培育高效井的油藏条件，占比59%。

3.2 驱替层段优化

对具备油藏条件的68 个井组，采取对比识别的方法，明确符合驱替层段特征的井组，有48 个井组满足条件。

针对未达标20 个井组，开展油层连通状况研究，分析层段组合存在的差距，采取优化射孔、挤灰封层等手段，改善层段组合差异。

（1）优化射孔：优化射孔主要针对大修内衬或更新后的注气井，复注射孔时选择油层发育连续、地层系数＞100md·m 的油层，且保证层段组合控制在10～25m 之间，渗透率极差＜5。

（2）挤灰封层：挤灰封层主要针对井况完好，但生产效果差的井组。通过优选油层发育连续的砂岩组，对无效注气井段实施注灰封层，保留油层厚度10～25m，注气层段内层数1～2 个，保持渗透率级差小于5。

近年来，实施驱替层段优化7 井次，达标井组达到55个，对比增加10%。

3.3 动态调控优化

55 个具备条件井组中，按累注气量进行分类，仅有30个井组满足注气强度＞300m3/ d·m、日排尾气2000～5000m3/ d，占比55%。

3.3.1 优化注入参数

受注入设备及尾气处理能力影响，无法满足全面上调注气强度的需求。对不符合高效井地质条件井组实施下调注气强度至300 m3/ d·m，以维持井组正常燃烧。对55 个具备条件井组实施增注，日注空气量由35×104m3上升到63×104m3，注气强度由247m3/ d·m 提高到445m3/ d·m，实现注气强度全部达标。

3.3.2 优化尾气排放

（1）优化管柱技术：针对尾气排量占井组注入量10%～50%的油井，采取管柱加深、下气锚等手段，动态调控尾气排放，维持日排尾气在合理范围内。

（2）气窜封堵技术：针对尾气排量大于井组注入量的50%，造成火线单向突进严重的油井，开展气窜封堵，抑制单向突进。

（3）酸化压裂技术：针对尾气排量小于井组注入量的10%的油井，实施酸化压裂，改善油井尾气排放状况，加快见到火驱效果。

近年来，共动态调控优化117 井次，其中优化注入参数55 井次，优化尾气排放62 井次。实施后，达标井组达到49 个，对比增加1.6 倍。

4 实施效果

截止到2019 年底，共实施高效井培植55 个井组。从产量指标（增幅10%）来看，见效井组数达到49 个，对比调整前增加18 个。从燃烧指标（CO2＞18%）来看，49 个见效井组中有42 个为高温氧化燃烧，占比86%。共培育高效井59 口，对比调整前增加33 口，井数占比由6%提高到14%；日产油270t，占比30%，对比调整前增加16%，平均单井4.6t，带动了火驱产量的持续上升，3 年来累计增油7.6×104t。

5 结语

（1）沉积位于河道方向，渗透率＞1000mD，油层厚度30～50m，连通系数＞0.85 的区域有利于培育出高效井。

（2）周期生产天数＞300d，周期产油＞1000t 可作为高效井的生产规律标准。

（3）高效井组需选择油层发育连续、地层系数＞100md·m 的油层实施射孔，且控制厚度在10～25m 之间，渗透率极差＜5 的层段组合。

（4） 累注气量＞1100×104m3、注气强度在300～800m3/ d·m 之间、日排尾气在2000～5000m3/ d 之间为高效井见效的动态标准。