孤东油田九区蒸汽驱开采效果分析

孤东油田九区蒸汽驱开采效果分析

2008-10-30：\o"数字油田"数字油田

一、地质概况

孤东油田稠油区块为岩性-构造油藏，油层薄、埋藏深、生产中易出砂、边底水活跃、净总比低，属于高孔、高渗油藏（表1-1）。九区位于孤东油田的南部，为岩性－构造层状油藏。其主力含油层Ng4-6为稠油层，含油面积1.2km2，地质储量375×104t，可采储量103×104t。主力层为42、52+3、55+61，构造高点位于GD6-1井附近，由此向南倾没。油藏埋深为1320～1400m左右，50℃时地面原油黏度一般在1153～4660mPa·s。其中42层原油物性较好，一般在1600～2200mPa·s，平均为1982mPa·s。

九区馆上段为河流相沉积，砂体自下而上表现为由细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩构成的正韵律组合，岩石颗粒分选中等，粒度平均分选系数1.6，粒度中值0.12mm，泥质含量6.5％，平均孔隙度33～35％，平均渗透率为1000～3000×10-3μm2。岩石润湿性属中性，储层为弱速敏性、中等偏弱水敏性、中等偏弱碱敏性、弱温敏性。

从各层的小层平面图上可以看出，各层的边水主要位于油层的东部和西南部，纵向上愈向下水体体积愈大。Ng52水体体积约为油体体积的1.2倍，油水体积约占总孔隙体积的一半，表明Ng52水体较小。Ng55水体体积约为油体体积的1.5倍，油水体积约占总孔隙体积的2/5，水体积约占总孔隙体积的3/5，表明该层边底水不活跃。Ng61水体体积为油体体积的1.4倍，油水体积约占总孔隙体积的2/5，水体积约占总孔隙体积的3/5，表明该层边底水不活跃。

孤东九区馆上4～6油层除受时间单元-岩性控制外，主要受构造控制，其油藏类型为岩性-构造层状油藏（表1、图1）。原油组分中，烷烃占37.30％，芳烃占23.15％，非烃占25.84％，沥青质占4.72％，总烃占60.45％。

据孤东9-12-2井2块岩样全岩矿物X-衍射分析，粘土总量较高，为8%～16%。粘土矿物以伊蒙间层为主，其次为高岭石。粘土矿物除了降低孔隙度和渗透率外，还对油层有一定的损害，即粘土微粒运移、粘土矿物膨胀和对酸、碱、注入速度等敏感性形成沉淀物从而堵塞喉道（表2）。

据孤东9-12-2井2块岩样的敏感性试验结果，速敏性为弱速敏，不是造成储层伤害的主要因素；碱敏性为中等偏弱碱敏，临界pH值8.5，现场注汽过程中，应伴注酸液，调整其锅炉出口凝析液pH值低于临界值；水敏性为中等偏弱水敏，可使用粘土防膨剂；温敏性为弱温敏，也不是造成储层伤害的主要因素。孤东稠油单元适合热采开发。陆上稠油油藏蒸汽吞吐的经济效益极限油汽比为0.25，蒸汽驱开发经济极限油汽比为0.15。从开发实践看，孤东稠油块吞吐油汽比在1.8～0.8，汽驱油汽比达到0.5以上，对热采技术是适应的。自1989年稠油块投入注汽热采以来，面对孤东稠油油藏品位差、热采开发矛盾突出、难度大的实际情况，通过加强油藏研究及调整治理、热采工艺配套和油层保护，积极开拓新的稠油阵地，实现了稠油开发稳步推进。

二、汽驱效果评价

㈠汽驱井组效果

①各汽驱井组均见到一定的汽驱效果。自1997年10月开始汽驱以来，共有5个井组进行过汽驱（表3），汽驱井注汽的同时，周围生产井不定期的进行注蒸汽吞吐引效，注汽后周期产油递减减缓，由14%下降到7.5%，下降6.5%。从油气比和累产油的指标来看，九区的R2-21和R4-13井组汽驱效果较好，R4-9井组效果一般。

②汽驱井组生产井见效早，有效期长。

以R4-13井组为例，与注汽井层位对应的生产井共有3口，汽驱后，R5和R5-11井1～3个月内月产油量就有了一定程度的提高，含水下降；而R4-11井汽驱后实施吞吐引效，虽然到了第8周期，但周期效果明显变好，月产油量大幅度增加，含水下降，生产时间明显延长。

③汽驱阶段井组预测采收率比吞吐阶段预测采收率有很大提高。从R4-13井组注采关系曲线上看，吞吐阶段预测的采收率为20.9％，而汽驱阶段预测的采收率为32.8％，比吞吐阶段预测的采收率提高11.9％。

㈡单元效果评价

①汽驱后，九区平均日产油稳中有升，单元平均单井日油水平由汽驱前的6.9t，最高上升到11.4t，增加4t/d左右，全区累计增油25.8×104t，提高采出程度6.9％（图2）。

②蒸汽驱使边水推进受到抑制，含水呈缓慢上升趋势。九区在吞吐阶段年含水上升速度为13.1％，转汽驱后，含水上升速度降为1.4％，注蒸汽补充了地层能量，抑制了边水的推进（表4、图3）。

九区在冷采阶段和吞吐阶段初期（1993年5月），采出量和注入量都比较少，地层基本无亏空；此后油藏处于正常开发状态。2001年前后由于注汽量的增加，而采出量变化较小，所以亏空减小。目前地层累积亏空83.8×104t（图4）。

从压降和亏空关系看，汽驱后压降下降平缓，目前地层压降接近1.6MPa（图5）。

数值模拟结果也表明，主力小层目前压力在9.7MPa～12.4MPa之间，平均压降1～2MPa。

㈡注入蒸汽剩余热量评价

为了评价孤东九区西地下到底有多少残余热量和目前地层温度，根据能量平衡原理，利用Marx和Langenheim方法，即：

井底蒸汽产生的热量Qin＝井筒和顶底盖层的热损失Q损＋产出液带走的热量Qout＋油层中残余的热量Q残，利用VB编制了计算程序，计算了所有生产井和注汽井周围的温度及残余热量，再进行加权平均。求得目前地层温度约为76℃，比原始地层温度高出13℃左右，而注汽井周围地层平均温度则高达246℃。

数模结果表明，四个主力小层目前平均油层温度74℃，其中42层69℃，52层76℃，55层75℃，61层78℃。同时汽驱井加热半径较大，与其临近的部分井已建立了热连通。汽驱井加热半径：75～175m；吞吐井加热半径：30～40m。地层中较多的残余热量为下步的开采提供了有力保障。

㈢完善汽驱井网，提高储量动用程度

九区共实施汽驱井5口，汽驱控制储量198万吨（图6）。通过完善汽驱井网，稠油单元递减、含水上升速度得到有效控制，采油速度、最终采收率明显提高，开发效果明显改善。

三、间歇蒸汽驱开发

孤东稠油井油层主要为薄层或薄互层，对连续注蒸汽驱极为不利，主要表现在合理的注汽速度较小、现场注汽锅炉产汽速度与需要注汽速度很难匹配，连续注汽容易造成汽窜。因此在九区推广应用间歇汽驱技术，减少汽窜现象发生。间歇注蒸汽形成“蒸汽--热水”段塞驱注采方式。注蒸汽时蒸汽段塞除前缘冷凝为热水，段塞主要为蒸汽，此段塞具有蒸汽驱的作用；停注蒸汽时蒸汽段塞冷凝为热水段塞，此段塞具有热水驱、焖渗、使蒸汽段塞加温降粘稠油充分乳化、重力下移及保护后续蒸汽段塞防止汽窜的作用，有利于提高注蒸汽驱驱油效果、提高注蒸汽驱油汽比。通过间歇汽驱技术，扩大汽驱体积。

为解决目前稠油单元蒸汽驱开发过程中发现的汽驱采注比偏低，蒸汽超覆，汽窜等问题，提高蒸汽驱效果，在充分利用已经研究出的成果，同时在引进应用的基础上，对已有间歇汽驱技术、剖面调整技术及吞吐引效技术进行了完善、配套，应用于现场。

1、不断完善注采井网

九区汽驱井网采用不规则井网，按照砂体分布及发育情况，在主力层42、52、55+61层砂体发育较好的部位实施布置汽驱井。

汽驱井网主要结合汽驱机理和区块特点进行设计。由于55层水体最大，油层连通性好，考虑到边水的影响，在距边水较远的位置设计了3个汽驱井组，保证了有效地抑制边水的推进，也保证了内部井组实施间歇汽驱（降压开采）。42层无边底水，靠天然能量开发，在初期压力下降幅度不大的情况下，设计一个汽驱井组补充能量，而后逐渐增加汽驱井组。在设计55、42层汽驱井组的同时，兼顾52层，设立了6个汽驱井组。其它不在汽驱井网上的油井采用吞吐生产。

在本阶段，相继两个汽驱井组实施了调整。(1)R2-N21井组：1999年5月转驱，初期注42、52层。由于52层油井受边水影响，含水上升快，汽驱效果较差，于2002年6月封52层，单注42层，对应油井4口。(2)R3-17井组：初期汽驱层位53、55+61层，对应油井3口，由于55+61层邻近油水边界，对应油井少，开发效果较差，2005年5月封55+61层，转注42层。

经过调整，目前九区形成了以42、52层两个主力层为主的汽驱井网，其中42层汽驱井组主要分布在东部砂体发育连片的区域，55+61层主要分布在中西部距边水较远的区域。

九区实施汽驱开发后，为提高开发效果，实施了2004年井网加密调整。本次调整主要是针对现井网对储量控制程度低、汽驱井网不完善、套变井增多，造成局部储量动用不充分等现状进行调整。调整本着完善井网、增加可采储量，先内部后边部的的原则，通过增加汽驱井点完善汽驱井网，局部扩边，在目的层砂厚大于4m的部位钻打新井提高区块储量动用程度。到2005年初调整方案执行完毕，共新钻井7口，转注1口，汽驱井补孔归位1口，油井归位2口。油井开井数由24口增加到29口，单元日产油能力由195t/d能增加到248t/d，增加53t/d，综合含水由66.3%下降到53.3%，下降了15%，新增年产油能力1.5×104t，新增可采储量8.3×104t，提高采收率2.4%（表5）。

2、优化汽驱参数

九区汽驱采用间歇汽驱技术，为提高汽驱效果，通过数值模拟对不同汽驱参数生产效果进行了对比。结果表明注采比较小的间歇汽驱效果最好。

连续汽驱由于注汽量大，达到极限油汽比的时间短，采收率低；在间歇注汽方案中，增加注汽速度（7t/t）的方案开发效果都较差；而注汽速度为5t/h的间歇注汽指标都比较好，其中，不对称型的间歇注汽注一月停二月的方案，开发指标采收率和经济指标油汽比，都是最好的（表6）。

在矿场实际操作中，由于受各方面因素的限制，并不能严格按照数值模拟结果实施汽驱，而是根据实际情况进行调整。现场对汽驱参数的控制主要是控制汽驱间歇时间段、周期注汽量、注汽速度、注汽干度等指标。

汽驱参数优化主要是依据注采比指标（分别考虑瞬时注采比和周期注采比），合理控制注汽强度，同时，综合考虑设备的具体情况，确定其他注汽参数。间歇汽驱注汽参数控制总体思路是在保证锅炉高注汽干度的前提下，依据汽驱井组地质特点和动态变化确定井组间开阶段注采比和总注采比；依据注采比要求确定合理阶段注汽量和注汽速度，进而确定锅炉启停时间。

汽驱井在安排汽驱参数时，重点考虑的一个问题是合理阶段注汽量的确定。阶段注汽量过小，蒸汽热量波及范围小，达不到应有注汽效果；阶段注汽量过大，容易发生气窜。阶段注汽量控制按照井组的具体情况而定。例如，R2-N21、R3-X217井组，由于汽驱井注汽层位较薄，井距较小，汽驱注汽阶段量一般控制在4000t以下。

控制汽驱井注汽速度主要是减少蒸汽在地层中的指进，防止出现气窜，同时减少周期性热胀冷缩对隔热管、套管的影响，减少套变事故的发生。根据现场经验，汽驱井注汽速度一般要控制在10t/h以下，对额定流量为23t/h的锅炉，采用多井合注的方式进行汽驱。

此外，现场实施过程中，间歇汽驱时间段确定的还要考虑锅炉占用情况。汽驱井与吞吐井注汽发生冲突时，由于吞吐井见效快，一般优先保证吞吐井注汽。

3、间歇汽驱调整现场调整实例

2004年以来，由于九区汽驱井组注汽时间长，累积注汽量大，个别井组出现了汽窜迹象，表现为对应油井含水上升，日产油下降。对蒸汽驱井组注采情况进行了分析，发生汽窜井的井组存在如下特点：(1)汽驱井注汽时瞬时注采比高，每个间歇周期注采比比条件相近的井组注采比高；(2)阶段注汽强度大，阶段注汽量高，(3)汽窜油井发生汽窜前会出现产含水下降、日产油量上升的特征（R3-15、R1-21），很容易认为汽驱见效而加大对应汽驱井注汽量。

统计2004年以来汽驱井注采数据，九区存在汽窜汽驱井组瞬时注采比在4-6之间，其中R3X217井组2004年7月瞬时注采比达到10.7、阶段注采比超过1.0。未发生汽窜井组或汽窜不明显井组注采比较小，瞬时注采比小于3.0，周期注采比小于1.5。

从阶段注汽强度分析，汽窜井组阶段注汽强度600t/m，高于同单元其他井组注汽强度。而其他未汽窜井组阶段注汽强度在200-300t/m之间（表7）。

为控制汽窜发生，从瞬时注采比、周期注采比、阶段注汽强度等几个指标对汽驱井注汽参数进行控制。确定了提高汽驱效果的主要措施：

（1）在保证单井计量的前提下，大排量锅炉注汽驱井时采取合注措施，降低瞬时注采比，将单井注汽速度保持在10t/h下；

（2）减少阶段注汽量，降低周期注采比，保持周期注采比在1.0以内。

（3）减少阶段量，降低注汽强度，对油层较厚的汽驱井注汽强度保持在200-300t/m，砂层厚度较小的汽驱井可增加注汽强度。

（4）对汽驱对应井出现综合含水下降、产油量增加时，分析汽驱井组生产情况，调整汽驱井注汽参数，延长受效井有效期。

根据上述认识，对汽驱井汽驱参数实施调整。R3-X217井调整前日注汽量314t/d，日汽强度78.5t/m，调整后，日注汽量降到191t/d，汽强度下降到47.8t/m，井组瞬时注采比由5.7下降到3.8。R4N9井调整前后日注汽量由334t/d降到217t/d，日强度由30t/m/下降到19.5t