孤東油田九區(qū)蒸汽驅(qū)開采效果分析

孤東油田九區(qū)蒸汽驅(qū)開采效果分析

2008-10-30：\o"數(shù)字油田"數(shù)字油田

一、地質(zhì)概況

孤東油田稠油區(qū)塊為巖性-構(gòu)造油藏，油層薄、埋藏深、生產(chǎn)中易出砂、邊底水活躍、凈總比低，屬于高孔、高滲油藏（表1-1）。九區(qū)位于孤東油田的南部，為巖性－構(gòu)造層狀油藏。其主力含油層Ng4-6為稠油層，含油面積1.2km2，地質(zhì)儲(chǔ)量375×104t，可采儲(chǔ)量103×104t。主力層為42、52+3、55+61，構(gòu)造高點(diǎn)位于GD6-1井附近，由此向南傾沒。油藏埋深為1320～1400m左右，50℃時(shí)地面原油黏度一般在1153～4660mPa·s。其中42層原油物性較好，一般在1600～2200mPa·s，平均為1982mPa·s。

九區(qū)館上段為河流相沉積，砂體自下而上表現(xiàn)為由細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及泥巖構(gòu)成的正韻律組合，巖石顆粒分選中等，粒度平均分選系數(shù)1.6，粒度中值0.12mm，泥質(zhì)含量6.5％，平均孔隙度33～35％，平均滲透率為1000～3000×10-3μm2。巖石潤(rùn)濕性屬中性，儲(chǔ)層為弱速敏性、中等偏弱水敏性、中等偏弱堿敏性、弱溫敏性。

從各層的小層平面圖上可以看出，各層的邊水主要位于油層的東部和西南部，縱向上愈向下水體體積愈大。Ng52水體體積約為油體體積的1.2倍，油水體積約占總孔隙體積的一半，表明Ng52水體較小。Ng55水體體積約為油體體積的1.5倍，油水體積約占總孔隙體積的2/5，水體積約占總孔隙體積的3/5，表明該層邊底水不活躍。Ng61水體體積為油體體積的1.4倍，油水體積約占總孔隙體積的2/5，水體積約占總孔隙體積的3/5，表明該層邊底水不活躍。

孤東九區(qū)館上4～6油層除受時(shí)間單元-巖性控制外，主要受構(gòu)造控制，其油藏類型為巖性-構(gòu)造層狀油藏（表1、圖1）。原油組分中，烷烴占37.30％，芳烴占23.15％，非烴占25.84％，瀝青質(zhì)占4.72％，總烴占60.45％。

據(jù)孤東9-12-2井2塊巖樣全巖礦物X-衍射分析，粘土總量較高，為8%～16%。粘土礦物以伊蒙間層為主，其次為高嶺石。粘土礦物除了降低孔隙度和滲透率外，還對(duì)油層有一定的損害，即粘土微粒運(yùn)移、粘土礦物膨脹和對(duì)酸、堿、注入速度等敏感性形成沉淀物從而堵塞喉道（表2）。

據(jù)孤東9-12-2井2塊巖樣的敏感性試驗(yàn)結(jié)果，速敏性為弱速敏，不是造成儲(chǔ)層傷害的主要因素；堿敏性為中等偏弱堿敏，臨界pH值8.5，現(xiàn)場(chǎng)注汽過程中，應(yīng)伴注酸液，調(diào)整其鍋爐出口凝析液pH值低于臨界值；水敏性為中等偏弱水敏，可使用粘土防膨劑；溫敏性為弱溫敏，也不是造成儲(chǔ)層傷害的主要因素。孤東稠油單元適合熱采開發(fā)。陸上稠油油藏蒸汽吞吐的經(jīng)濟(jì)效益極限油汽比為0.25，蒸汽驅(qū)開發(fā)經(jīng)濟(jì)極限油汽比為0.15。從開發(fā)實(shí)踐看，孤東稠油塊吞吐油汽比在1.8～0.8，汽驅(qū)油汽比達(dá)到0.5以上，對(duì)熱采技術(shù)是適應(yīng)的。自1989年稠油塊投入注汽熱采以來，面對(duì)孤東稠油油藏品位差、熱采開發(fā)矛盾突出、難度大的實(shí)際情況，通過加強(qiáng)油藏研究及調(diào)整治理、熱采工藝配套和油層保護(hù)，積極開拓新的稠油陣地，實(shí)現(xiàn)了稠油開發(fā)穩(wěn)步推進(jìn)。

二、汽驅(qū)效果評(píng)價(jià)

㈠汽驅(qū)井組效果

①各汽驅(qū)井組均見到一定的汽驅(qū)效果。自1997年10月開始汽驅(qū)以來，共有5個(gè)井組進(jìn)行過汽驅(qū)（表3），汽驅(qū)井注汽的同時(shí)，周圍生產(chǎn)井不定期的進(jìn)行注蒸汽吞吐引效，注汽后周期產(chǎn)油遞減減緩，由14%下降到7.5%，下降6.5%。從油氣比和累產(chǎn)油的指標(biāo)來看，九區(qū)的R2-21和R4-13井組汽驅(qū)效果較好，R4-9井組效果一般。

②汽驅(qū)井組生產(chǎn)井見效早，有效期長(zhǎng)。

以R4-13井組為例，與注汽井層位對(duì)應(yīng)的生產(chǎn)井共有3口，汽驅(qū)后，R5和R5-11井1～3個(gè)月內(nèi)月產(chǎn)油量就有了一定程度的提高，含水下降；而R4-11井汽驅(qū)后實(shí)施吞吐引效，雖然到了第8周期，但周期效果明顯變好，月產(chǎn)油量大幅度增加，含水下降，生產(chǎn)時(shí)間明顯延長(zhǎng)。

③汽驅(qū)階段井組預(yù)測(cè)采收率比吞吐階段預(yù)測(cè)采收率有很大提高。從R4-13井組注采關(guān)系曲線上看，吞吐階段預(yù)測(cè)的采收率為20.9％，而汽驅(qū)階段預(yù)測(cè)的采收率為32.8％，比吞吐階段預(yù)測(cè)的采收率提高11.9％。

㈡單元效果評(píng)價(jià)

①汽驅(qū)后，九區(qū)平均日產(chǎn)油穩(wěn)中有升，單元平均單井日油水平由汽驅(qū)前的6.9t，最高上升到11.4t，增加4t/d左右，全區(qū)累計(jì)增油25.8×104t，提高采出程度6.9％（圖2）。

②蒸汽驅(qū)使邊水推進(jìn)受到抑制，含水呈緩慢上升趨勢(shì)。九區(qū)在吞吐階段年含水上升速度為13.1％，轉(zhuǎn)汽驅(qū)后，含水上升速度降為1.4％，注蒸汽補(bǔ)充了地層能量，抑制了邊水的推進(jìn)（表4、圖3）。

九區(qū)在冷采階段和吞吐階段初期（1993年5月），采出量和注入量都比較少，地層基本無虧空；此后油藏處于正常開發(fā)狀態(tài)。2001年前后由于注汽量的增加，而采出量變化較小，所以虧空減小。目前地層累積虧空83.8×104t（圖4）。

從壓降和虧空關(guān)系看，汽驅(qū)后壓降下降平緩，目前地層壓降接近1.6MPa（圖5）。

數(shù)值模擬結(jié)果也表明，主力小層目前壓力在9.7MPa～12.4MPa之間，平均壓降1～2MPa。

㈡注入蒸汽剩余熱量評(píng)價(jià)

為了評(píng)價(jià)孤東九區(qū)西地下到底有多少殘余熱量和目前地層溫度，根據(jù)能量平衡原理，利用Marx和Langenheim方法，即：

井底蒸汽產(chǎn)生的熱量Qin＝井筒和頂?shù)咨w層的熱損失Q損＋產(chǎn)出液帶走的熱量Qout＋油層中殘余的熱量Q殘，利用VB編制了計(jì)算程序，計(jì)算了所有生產(chǎn)井和注汽井周圍的溫度及殘余熱量，再進(jìn)行加權(quán)平均。求得目前地層溫度約為76℃，比原始地層溫度高出13℃左右，而注汽井周圍地層平均溫度則高達(dá)246℃。

數(shù)模結(jié)果表明，四個(gè)主力小層目前平均油層溫度74℃，其中42層69℃，52層76℃，55層75℃，61層78℃。同時(shí)汽驅(qū)井加熱半徑較大，與其臨近的部分井已建立了熱連通。汽驅(qū)井加熱半徑：75～175m；吞吐井加熱半徑：30～40m。地層中較多的殘余熱量為下步的開采提供了有力保障。

㈢完善汽驅(qū)井網(wǎng)，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度

九區(qū)共實(shí)施汽驅(qū)井5口，汽驅(qū)控制儲(chǔ)量198萬噸（圖6）。通過完善汽驅(qū)井網(wǎng)，稠油單元遞減、含水上升速度得到有效控制，采油速度、最終采收率明顯提高，開發(fā)效果明顯改善。

三、間歇蒸汽驅(qū)開發(fā)

孤東稠油井油層主要為薄層或薄互層，對(duì)連續(xù)注蒸汽驅(qū)極為不利，主要表現(xiàn)在合理的注汽速度較小、現(xiàn)場(chǎng)注汽鍋爐產(chǎn)汽速度與需要注汽速度很難匹配，連續(xù)注汽容易造成汽竄。因此在九區(qū)推廣應(yīng)用間歇汽驅(qū)技術(shù)，減少汽竄現(xiàn)象發(fā)生。間歇注蒸汽形成“蒸汽--熱水”段塞驅(qū)注采方式。注蒸汽時(shí)蒸汽段塞除前緣冷凝為熱水，段塞主要為蒸汽，此段塞具有蒸汽驅(qū)的作用；停注蒸汽時(shí)蒸汽段塞冷凝為熱水段塞，此段塞具有熱水驅(qū)、燜滲、使蒸汽段塞加溫降粘稠油充分乳化、重力下移及保護(hù)后續(xù)蒸汽段塞防止汽竄的作用，有利于提高注蒸汽驅(qū)驅(qū)油效果、提高注蒸汽驅(qū)油汽比。通過間歇汽驅(qū)技術(shù)，擴(kuò)大汽驅(qū)體積。

為解決目前稠油單元蒸汽驅(qū)開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn)的汽驅(qū)采注比偏低，蒸汽超覆，汽竄等問題，提高蒸汽驅(qū)效果，在充分利用已經(jīng)研究出的成果，同時(shí)在引進(jìn)應(yīng)用的基礎(chǔ)上，對(duì)已有間歇汽驅(qū)技術(shù)、剖面調(diào)整技術(shù)及吞吐引效技術(shù)進(jìn)行了完善、配套，應(yīng)用于現(xiàn)場(chǎng)。

1、不斷完善注采井網(wǎng)

九區(qū)汽驅(qū)井網(wǎng)采用不規(guī)則井網(wǎng)，按照砂體分布及發(fā)育情況，在主力層42、52、55+61層砂體發(fā)育較好的部位實(shí)施布置汽驅(qū)井。

汽驅(qū)井網(wǎng)主要結(jié)合汽驅(qū)機(jī)理和區(qū)塊特點(diǎn)進(jìn)行設(shè)計(jì)。由于55層水體最大，油層連通性好，考慮到邊水的影響，在距邊水較遠(yuǎn)的位置設(shè)計(jì)了3個(gè)汽驅(qū)井組，保證了有效地抑制邊水的推進(jìn)，也保證了內(nèi)部井組實(shí)施間歇汽驅(qū)（降壓開采）。42層無邊底水，靠天然能量開發(fā)，在初期壓力下降幅度不大的情況下，設(shè)計(jì)一個(gè)汽驅(qū)井組補(bǔ)充能量，而后逐漸增加汽驅(qū)井組。在設(shè)計(jì)55、42層汽驅(qū)井組的同時(shí)，兼顧52層，設(shè)立了6個(gè)汽驅(qū)井組。其它不在汽驅(qū)井網(wǎng)上的油井采用吞吐生產(chǎn)。

在本階段，相繼兩個(gè)汽驅(qū)井組實(shí)施了調(diào)整。(1)R2-N21井組：1999年5月轉(zhuǎn)驅(qū)，初期注42、52層。由于52層油井受邊水影響，含水上升快，汽驅(qū)效果較差，于2002年6月封52層，單注42層，對(duì)應(yīng)油井4口。(2)R3-17井組：初期汽驅(qū)層位53、55+61層，對(duì)應(yīng)油井3口，由于55+61層鄰近油水邊界，對(duì)應(yīng)油井少，開發(fā)效果較差，2005年5月封55+61層，轉(zhuǎn)注42層。

經(jīng)過調(diào)整，目前九區(qū)形成了以42、52層兩個(gè)主力層為主的汽驅(qū)井網(wǎng)，其中42層汽驅(qū)井組主要分布在東部砂體發(fā)育連片的區(qū)域，55+61層主要分布在中西部距邊水較遠(yuǎn)的區(qū)域。

九區(qū)實(shí)施汽驅(qū)開發(fā)后，為提高開發(fā)效果，實(shí)施了2004年井網(wǎng)加密調(diào)整。本次調(diào)整主要是針對(duì)現(xiàn)井網(wǎng)對(duì)儲(chǔ)量控制程度低、汽驅(qū)井網(wǎng)不完善、套變井增多，造成局部?jī)?chǔ)量動(dòng)用不充分等現(xiàn)狀進(jìn)行調(diào)整。調(diào)整本著完善井網(wǎng)、增加可采儲(chǔ)量，先內(nèi)部后邊部的的原則，通過增加汽驅(qū)井點(diǎn)完善汽驅(qū)井網(wǎng)，局部擴(kuò)邊，在目的層砂厚大于4m的部位鉆打新井提高區(qū)塊儲(chǔ)量動(dòng)用程度。到2005年初調(diào)整方案執(zhí)行完畢，共新鉆井7口，轉(zhuǎn)注1口，汽驅(qū)井補(bǔ)孔歸位1口，油井歸位2口。油井開井?dāng)?shù)由24口增加到29口，單元日產(chǎn)油能力由195t/d能增加到248t/d，增加53t/d，綜合含水由66.3%下降到53.3%，下降了15%，新增年產(chǎn)油能力1.5×104t，新增可采儲(chǔ)量8.3×104t，提高采收率2.4%（表5）。

2、優(yōu)化汽驅(qū)參數(shù)

九區(qū)汽驅(qū)采用間歇汽驅(qū)技術(shù)，為提高汽驅(qū)效果，通過數(shù)值模擬對(duì)不同汽驅(qū)參數(shù)生產(chǎn)效果進(jìn)行了對(duì)比。結(jié)果表明注采比較小的間歇汽驅(qū)效果最好。

連續(xù)汽驅(qū)由于注汽量大，達(dá)到極限油汽比的時(shí)間短，采收率低；在間歇注汽方案中，增加注汽速度（7t/t）的方案開發(fā)效果都較差；而注汽速度為5t/h的間歇注汽指標(biāo)都比較好，其中，不對(duì)稱型的間歇注汽注一月停二月的方案，開發(fā)指標(biāo)采收率和經(jīng)濟(jì)指標(biāo)油汽比，都是最好的（表6）。

在礦場(chǎng)實(shí)際操作中，由于受各方面因素的限制，并不能嚴(yán)格按照數(shù)值模擬結(jié)果實(shí)施汽驅(qū)，而是根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整。現(xiàn)場(chǎng)對(duì)汽驅(qū)參數(shù)的控制主要是控制汽驅(qū)間歇時(shí)間段、周期注汽量、注汽速度、注汽干度等指標(biāo)。

汽驅(qū)參數(shù)優(yōu)化主要是依據(jù)注采比指標(biāo)（分別考慮瞬時(shí)注采比和周期注采比），合理控制注汽強(qiáng)度，同時(shí)，綜合考慮設(shè)備的具體情況，確定其他注汽參數(shù)。間歇汽驅(qū)注汽參數(shù)控制總體思路是在保證鍋爐高注汽干度的前提下，依據(jù)汽驅(qū)井組地質(zhì)特點(diǎn)和動(dòng)態(tài)變化確定井組間開階段注采比和總注采比；依據(jù)注采比要求確定合理階段注汽量和注汽速度，進(jìn)而確定鍋爐啟停時(shí)間。

汽驅(qū)井在安排汽驅(qū)參數(shù)時(shí)，重點(diǎn)考慮的一個(gè)問題是合理階段注汽量的確定。階段注汽量過小，蒸汽熱量波及范圍小，達(dá)不到應(yīng)有注汽效果；階段注汽量過大，容易發(fā)生氣竄。階段注汽量控制按照井組的具體情況而定。例如，R2-N21、R3-X217井組，由于汽驅(qū)井注汽層位較薄，井距較小，汽驅(qū)注汽階段量一般控制在4000t以下。

控制汽驅(qū)井注汽速度主要是減少蒸汽在地層中的指進(jìn)，防止出現(xiàn)氣竄，同時(shí)減少周期性熱脹冷縮對(duì)隔熱管、套管的影響，減少套變事故的發(fā)生。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，汽驅(qū)井注汽速度一般要控制在10t/h以下，對(duì)額定流量為23t/h的鍋爐，采用多井合注的方式進(jìn)行汽驅(qū)。

此外，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施過程中，間歇汽驅(qū)時(shí)間段確定的還要考慮鍋爐占用情況。汽驅(qū)井與吞吐井注汽發(fā)生沖突時(shí)，由于吞吐井見效快，一般優(yōu)先保證吞吐井注汽。

3、間歇汽驅(qū)調(diào)整現(xiàn)場(chǎng)調(diào)整實(shí)例

2004年以來，由于九區(qū)汽驅(qū)井組注汽時(shí)間長(zhǎng)，累積注汽量大，個(gè)別井組出現(xiàn)了汽竄跡象，表現(xiàn)為對(duì)應(yīng)油井含水上升，日產(chǎn)油下降。對(duì)蒸汽驅(qū)井組注采情況進(jìn)行了分析，發(fā)生汽竄井的井組存在如下特點(diǎn)：(1)汽驅(qū)井注汽時(shí)瞬時(shí)注采比高，每個(gè)間歇周期注采比比條件相近的井組注采比高；(2)階段注汽強(qiáng)度大，階段注汽量高，(3)汽竄油井發(fā)生汽竄前會(huì)出現(xiàn)產(chǎn)含水下降、日產(chǎn)油量上升的特征（R3-15、R1-21），很容易認(rèn)為汽驅(qū)見效而加大對(duì)應(yīng)汽驅(qū)井注汽量。

統(tǒng)計(jì)2004年以來汽驅(qū)井注采數(shù)據(jù)，九區(qū)存在汽竄汽驅(qū)井組瞬時(shí)注采比在4-6之間，其中R3X217井組2004年7月瞬時(shí)注采比達(dá)到10.7、階段注采比超過1.0。未發(fā)生汽竄井組或汽竄不明顯井組注采比較小，瞬時(shí)注采比小于3.0，周期注采比小于1.5。

從階段注汽強(qiáng)度分析，汽竄井組階段注汽強(qiáng)度600t/m，高于同單元其他井組注汽強(qiáng)度。而其他未汽竄井組階段注汽強(qiáng)度在200-300t/m之間（表7）。

為控制汽竄發(fā)生，從瞬時(shí)注采比、周期注采比、階段注汽強(qiáng)度等幾個(gè)指標(biāo)對(duì)汽驅(qū)井注汽參數(shù)進(jìn)行控制。確定了提高汽驅(qū)效果的主要措施：

（1）在保證單井計(jì)量的前提下，大排量鍋爐注汽驅(qū)井時(shí)采取合注措施，降低瞬時(shí)注采比，將單井注汽速度保持在10t/h下；

（2）減少階段注汽量，降低周期注采比，保持周期注采比在1.0以內(nèi)。

（3）減少階段量，降低注汽強(qiáng)度，對(duì)油層較厚的汽驅(qū)井注汽強(qiáng)度保持在200-300t/m，砂層厚度較小的汽驅(qū)井可增加注汽強(qiáng)度。

（4）對(duì)汽驅(qū)對(duì)應(yīng)井出現(xiàn)綜合含水下降、產(chǎn)油量增加時(shí)，分析汽驅(qū)井組生產(chǎn)情況，調(diào)整汽驅(qū)井注汽參數(shù)，延長(zhǎng)受效井有效期。

根據(jù)上述認(rèn)識(shí)，對(duì)汽驅(qū)井汽驅(qū)參數(shù)實(shí)施調(diào)整。R3-X217井調(diào)整前日注汽量314t/d，日汽強(qiáng)度78.5t/m，調(diào)整后，日注汽量降到191t/d，汽強(qiáng)度下降到47.8t/m，井組瞬時(shí)注采比由5.7下降到3.8。R4N9井調(diào)整前后日注汽量由334t/d降到217t/d，日強(qiáng)度由30t/m/下降到19.5t