杜229块超稠油蒸汽驱先导试验动态调控技术

杜229块超稠油蒸汽驱先导试验动态调控技术
摘要：杜229块超稠油蒸汽驱先导试验区受到蒸汽吞吐阶段采出程度差异、井网不完善、层间非均质性、蒸汽超覆、原油粘度高等条件限制和影响，转驱后表现出局部方向难受效或蒸汽突破快、油层纵向动用不均、采注比低、含水高等开发特征，为此运用吞吐引效、大修更新、调剖、分层注汽、提高排液量、高温气体驱油等动态调控技术，保证了杜229块蒸汽驱先导试验顺利进行并取得了很好的阶段效果
关键词：杜229块；超稠油；蒸汽驱；动态调控技术
前言
杜229块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，为中深层中厚互层状超稠油油藏。

1998年采用直井蒸汽吞吐方式投入开发，2007年进入开发后期，与2001年高峰期相比，产量由83.2×104t下降至26.5×104t，采油速度由4.04%下降至1.29%，年油汽比由0.78下降至0.33，地质储量、可采储量采出程度分别达到21.1%、90.13%。

为转换开发方式，增加可采储量，实现杜229块多元化二次开发，2007年6月开展直井蒸汽驱先导试验，并充分运用动态调控方法，确保试验顺利有效进行，为蒸汽驱在杜229块工业化推广提供技术储备。

一、试验区油藏概况
蒸汽驱先导试验区位于杜229块东南部主体部位，共有7个70×100m井距反九点井组，含油面积0.2009km2，地质储量122.3×104t。

开发目的层为下第三系沙河街组沙一、二段及沙三段上部兴隆台Ⅳ、Ⅴ组油层，油藏埋深970m～1050m，平均单井油层厚度为30.8m。

区内构造简单，地层平缓，总体向东倾没，倾角5～10°。

储层沉积类型为扇三角洲前缘分流河道砂体沉积，岩性以中细砂岩、含砾不等粒砂岩和砂质砾岩为主，胶结疏松。

储层物性好，孔隙度32.45～33.47%，渗透率981～1748×10-3μm2，为大孔、高渗储层。

层内非均质性较弱，属较均匀型，层间非均质性强，属不均匀型。

隔夹层分布稳定，油层连通性好，无边底水影响。

原油物性具有“四高一低”特点：高密度（20℃时原油密度1.005～1.01g/cm3），高粘度（50℃时地面脱气原油粘度54000～130000mPa·s），高凝固点（20～23℃），高胶质、沥青质（49.33%～56.88%），低含蜡量（2.19%～1.97%）。

试验前地层压力3.3Mpa，地层温度75℃。

二、试验区动态调控技术界限
通过数值模拟优选结果和同类油藏蒸汽驱开发经验值，确定杜229块蒸汽驱先导试验区动态调控技术界限为：注汽排量6～7t/h，井口蒸汽干度75～80%，井底蒸汽干度大于50%，单井日产液25～35t/d，含水80～85%，井口温度80～90℃，采注比1.0～1.2，操作压力3～4MPa。

三、试验区阶段动态调控技术方法
1.热连通阶段动态调控技术
1.1完善注采井网，整体预热，为实现平面上均匀驱替做准备
在蒸汽驱开发方式中，只有各方向连续的注汽量、稳定的排液量，才能够满足地层温度均衡上升，压力均衡下降，蒸汽带均衡推进。

注采井网不完善，势必造成局部方向排液不足汽驱受阻，而另一个方向出现蒸汽突破[1]。

试验区7口注汽井中，有4口井井况存在问题，无法保证连续注汽；33口生产井中，有8口井井况存在问题（5口井套变停产，3口井带病生产），还有1口井生产层位不
对应，不能满足稳定排液。

同时试验区转驱前单井蒸汽吞吐阶段不同，平面上温度、压力和采出程度差异大，也不利于实现均匀驱替。

加快试验区大修、更新、调补层进度，保持试验区井网完善。

截至目前，已经对井下技术状况差的井实施更新9井次，大修3井次，对层位不对应井调补层1口，累计增油4210t。

同时转驱前对注汽井和生产井整体吞吐预热1-2轮，保证平面上均匀驱替。

在扩大3个井组实施前，进行整体预热，一次转驱成功率提高到100%。

1.2对未受效井开展蒸汽吞吐引效，加强注采连通
在热连通阶段，部分蒸汽吞吐阶段周期短，采出程度低的生产井，相对注汽井处于高压低温带，注入蒸汽扩散和原油流动困难，与注汽井难以形成热联通[2]，最终汽驱受阻无法受效。

生产特征表现为蒸汽吞吐特征，随着生产时间延长供液不足直至停关。

对未受效井，主要坚持用蒸汽吞吐引效法[3]来降低地层压力，提高油层温度和采出程度，同时根据油层纵向动用状况配合分选注、调剖措施，提高油层纵向动用程度。

热连通阶段累计对9口井实施吞吐引效，有6口井成功实现注采井间热连通。

2.驱替阶段动态调控方法
2.1、注汽井实施高温气体驱油剂、分层注汽、双管注汽措施，提高油层纵向动用程度
试验区生产兴隆台Ⅳ、Ⅴ组油层，纵向上层间非均质性较强，加上蒸汽超覆作用影响，存在严重的油层纵向动用不均。

根据试验区注汽和生产井吸汽剖面资料统计发现，目前试验区吸汽油层主要为物性较好的兴Ⅳ组，物性较差的兴Ⅴ组油层基本没有得到动用。

针对注汽井油层纵向动用不均的问题，杜229块通过采用高温气体驱油、分层注汽、同心双管分注的方式，提高油层纵向动用程度。

有内衬套管的3口注汽井，受管柱内径小（Ф108mm或Ф110mm）限制，无法下入封隔器，采用高温气体驱油剂措施调整吸汽剖面，提高驱替效率并降低原油粘度，实施1口。

措施后对该井组生产井套管气中的氮气含量进行监测，周围生产井均受效。

其它4口注汽井实施分层注汽措施1口、同心双管分注措施2口。

从措施后油层吸汽剖面监测显示，原来基本没有动用的兴Ⅴ组油层已经全部吸汽，吸汽强度达到0.57t/h·m，而兴Ⅳ组油层的吸汽强度则由措施前的1.13 t/h·m下降到0.87 t/h·m。

措施后，试验区油层纵向动用不均的矛盾得到显著改善。

2.2提高注汽干度，改善汽驱开发效果
资料显示，国外成功的蒸汽驱稠油油藏全部采用汽水分离器技术，保证锅炉出口干度达到95%，井口干度达到90%。

井底干度全部大于70%。

目前杜229块蒸汽驱试验区没有汽水分离器设备，注汽井锅炉出口汽干度只有75%，同时油藏埋深大，井筒热损失相应加大，井底蒸汽干度只有50%，相对国外蒸汽驱注汽质量而言，杜229块注汽干度偏低。

试验区目前的注汽锅炉条件可以将注汽干度提高到83%左右。

2008年4月，杜229块将2个井组的注汽干度由75%提高到82%，提高蒸汽干度的2个井组日产油由措施前的41t/d提高到48吨t/d，含水由86%下降到84%。

目前这2个井组日产油量稳定在50t/d，而未提高注汽干度的井组日产油量只有39t/d。

通过提高蒸汽干度，试验区阶段增油量达到3650t，效果得到显著提高。

2.3对生产井实施暂关、调剖、限流射孔等措施，解决过早蒸汽突破问题
进入驱替阶段，具有与注汽井井距小，位于构造高部位，单层渗透率高或厚度薄等地质特征[4]和蒸汽吞吐阶段采出程度高、有汽窜历史等生产特征的生产井，易过早发生蒸汽突破。

蒸汽突破井在驱替阶段初期日产油量上升显著，日产液量、井口温度没有太大的变化，但井底流温流压监测资料上显示当井底流温几乎没有变化时，井底流压已经有了显著的变化。

随着蒸汽不断推进，如果不控制生产，很快就产生蒸汽突破，生产特征表现为日产液量，含水及井口温度迅速上升，产油量下降，对安全生产管理也带来很大不便。

截止目前，先后有4口生产井出现蒸汽突破，影响了汽驱效果。

对暂时性蒸汽突破井，要逐渐降低冲次或暂关一段时间，并提高邻井采液量，改变汽驱方向。

如果固定的蒸汽突破通道已经形成，需要根据汽窜原因封堵汽窜通道。

对蒸汽沿渗透率较高的单层、或蒸汽超覆严重沿薄层上方突破的问题，采取调剖措施，降低高渗层的渗流能力。

对于蒸汽吞吐阶段采出程度高地层亏空大，井底形成低压区，与注汽井生产压差较大的蒸汽突破井，可在调剖后采用三元复合措施补充地层能量。

对于更新后的生产井，可以应用限流射孔方式[5]预防蒸汽突破。

2.4对生产井提液，提高试验区采注比
根据数值模拟研究发现，当采注比达到1.2，蒸汽驱开发效果达到最佳。

当采注比>1，油层中是蒸汽驱；当采注比=1，油层中是蒸汽驱+热水驱；当采注比<1，油层中基本上是热水驱[6]。

试验区驱替初期无法达到蒸汽驱开发采注比大于1.0的要求。

杜229块通过采取提高冲次的方式，提高试验区排液量，从而达到提高采注比的目的。

试验区17口井先后进行了提高冲次，冲次由措施前的5.8次/min提高到7.5次/min，措施后试验区日产液量由措施前的880t/d提高到990t/d，采注比由0.94提高到1.06，措施后日产液一直稳定在990t/d左右，达到蒸汽驱开发采注比大于1.0的要求。

2.5完善监测系统，合理利用多种监测方式
在吸汽、采液剖面、井底流温流压、长效压力计测井温等监测基础上，针对性采用注汽井底干度捞样测试、毛细管分层温度压力测试和气体示踪剂监测技术。

观察井井数由1口增加到3口，测试范围由单井测试向分层、井组测试扩展，监测系统能够较好的覆盖整个试验区，为试验区动态调控提供准确参考方向。

四、试验区阶段实施效果
2007年6月，杜229块兴ⅣⅤ组蒸汽驱先导试验步入实施阶段，先期转入4个井组，2009年12月再转入3个井组，其中注汽井7口，生产井33口，观察井3口。

7个井组日注汽量936t/d，开井30口，日产液量1011.2t/d，日产油量147.9t/d，含水85.4%，瞬时油汽比0.16，采注比1.08。

截至2012年6月，杜229块蒸汽驱先导试验实施1831d，7个井组累计注汽量129.5×104t，累计产液量135.2×104t，累计产油量20.5×104t，阶段油汽比0.16，采注比1.04。

通过合理的动态调控，杜229块蒸汽驱先导试验区取得一定的阶段效果：（1）见效时间短，受效比例大。

实施第13天第一口油井受效，20-45天油井基本受效，试验区经过6个月的热连通顺利进入驱替阶段。

热连通阶段受效比例达到84.0％，驱替阶段达到100%。

（2）操作压力保持平稳，温度逐渐上升。

试验区转驱以来，操作压力一直稳定在3MPa左右，油层温度由转驱前的70～75℃稳定上升到150℃左右。

（3）与蒸汽吞吐到底预测对比，各项生产指标得到改善。

单井日产液、日产油显著上升，采油速度提高，递减减缓。

转驱后单井日产液量
由15.6t/d提高到27t/d，日产油量由2.0t/d提高到3.5t/d。

，采油速度由2.2%提高到2.9%。

递减率由25.1%下降到15.2%。

五、结论与建议
1.蒸汽驱动态调控，要在技术界限范围内进行，热连通阶段主要以调整平面动用不均、实现注采连通为目标，驱替阶段主要以调整纵向动用不均、提高采注比、防止蒸汽突破为目标，以完善的监测数据为调控依据。

2.蒸汽驱开发方式可以有效动用蒸汽吞吐阶段未动用储量，有效提高油藏采收率，减缓递减，实现区块稳产。

3.杜229块蒸汽驱先导试验的成功实施，为中深层超稠油油藏提出了新的开发模式，对其他同类油藏有借鉴作用。

参考文献
[1] 刘慧清,范玉平,等.热力采油技术原理与方法[M].东营：石油大学出版社,2000：55～56
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