杜229块超稠油蒸汽驱先导试验动态调控技术

1、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：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

2、后期，与2001 年期相比，产量由 83.2104t 下降至 26.5104t，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 70100m 井距反九点井组，含油面积 0.2009km2，地质储量 122.3104t。开

3、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、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 510。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 981174810-3m2，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

4、 54000130000mPas），高凝固点（2023），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 67t/h，井口蒸汽干度 7580%，井底蒸汽干度大于 50%，单井日产液 2535t/d，含水 8085%，井口温度 80 90，采注比 1.01.2，操作压力 34MPa。三、试验区阶段动态调控技术方法热连通阶段动态调控技术完善注采井网，整体预热，为实现平面上均匀驱替做准备在

5、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，大修 3，对层位不对

6、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，与注汽井难以形成热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

7、 9 口井实施吞吐引效，有 6 口井成功实现注采井间热连通。驱替阶段动态调控方法、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、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，目前试验区吸油层基本没有得到动用。层主要为物性较好的兴组，物性较差的兴组针对注汽井油层纵向动用不均，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（108mm 或 110mm）限制，无法下入封隔器，采用高温气体驱油剂措施调

8、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组油层已经全部吸汽，吸汽强度达到 0.57t/hm，而兴组油层的吸汽强度则由措施前的 1.13 t/hm 下降到 0.87 t/hm。措施后，试验区油层纵向动用不均的得到显著改善。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

9、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

10、高。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

11、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 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，采大，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。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

12、。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。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

13、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

14、 个井组累计注汽量 129.5104t，累计产液量 135.2104t，累计产油量 20.5104t，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 7075稳定上升到 150左右。（3）与蒸汽吞吐到底对比，各项生产指标得到改善。单井

15、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。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，为中发模式，对其他同类油藏有借鉴作用。参考