厚层块状稠油油藏火驱调控技术

李树山

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124125)



厚层块状稠油油藏火驱调控技术

李树山

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124125)

针对高3618块厚层块状稠油油藏火驱开发中暴露出的井间干扰严重、火线推进不均、增油效果明显变差等问题，在细化监测资料录取基础上，利用数模技术，深化火驱“三场一前缘”及驱油机理研究。研究结果表明：火驱开发中，重力泄油是主要驱动，地层提压是关键，前缘均衡扩展是基础，合理注采井段配置及注气强度是保障。在此认识基础上，按照“高点转驱、线性井排、重力泄油”的思路，重新规划火驱井网，同步提高点火井注气量，适时开展吞吐引效。现场实施后，新增7口受效井，14口井受效明显改善，合计日增油56 t/d，火驱开发效果明显改善。该研究可为其他厚层块状稠油油藏火驱开发提供一定借鉴。

火驱开发；重力泄油；高点转驱；线性井排；厚层块状稠油油藏；高3618块

0 引 言

辽河坳陷高升油田高3618块是典型的厚层块状稠油油藏，1982年投入开发，1987年开展蒸汽吞吐。2008年，为提高采收率，在油藏中部按照“双排行列驱”模式，试验实施火驱开发，是辽河油田最早开展火驱采油的断块之一。试验实施后，初期见到一定效果，一线油井高峰期时产量大幅度提高，但随着火驱开发的不断深入，逐步暴露出火线推进不均、气窜严重、地层压力上升减缓、增油效果变差等突出问题，亟需开展研究加以解决。

1 油藏概况

高3618块位于辽河断陷盆地西部凹陷高二三区东北部，开发主要目的层为下第三系沙河街组莲花油层5、6砂体，油层埋深为1 540～1 890 m，平均有效厚度为103.8 m，为构造-岩性纯油藏。动用含油面积为1.1 km2，石油地质储量为1 069×104t。构造为西北向东南倾没的单斜，地层倾角为15～20 °(图1)。储层为近岸水下扇沉积，具有中高孔、高渗、非均质性强的特点，平均孔隙度为21.2%，平均渗透率为1 376×10-3μm2，层间变异系数为0.67。原油为普通稠油，地层原油黏度为605 mPa·s，地面原油密度为0.92 g/cm3，原始地层压力为18.5 MPa，原始地层温度为57 ℃。

高3618块在经历天然能量及蒸汽吞吐后，受吞吐周期高、地层压力下降等因素影响[1-2]，蒸汽吞吐效果明显变差。2008年5月，为改善开发效果，在区块L5砂体中部，按线性井排转驱6口井，开展火驱先导试验，3个月后取得一定增油效果。在此基础上，2010年扩大实施规模，在L5砂体新转点火井7口，形成双排行列驱井网[3]，同时尝试在L6砂体开展火驱试验，转注3口井。截至2013年年底，区块共有点火井16口，覆盖石油地质储量466×104t(占区块总储量的43.6%)，日注气为16.4×104m3/d，对应油井64口，开井51口，日产油112 t/d(占区块总产量的60.5%)，瞬时空气油比为1 478 m3/t，阶段产油15.1×104t，阶段空气油比为1 390 m3/t。

2 火驱开发存在主要问题分析

2.1 火驱双井排间相互干扰严重

高3618块火驱采用中部双排行列驱井网形式，由于油层厚度大，并且气相与液相渗透率差异明显，导致火驱尾气向上倾高部位窜流严重。火驱过程中，上排点火井处产生的重力驱油作用和下排点火井处产生的气体超覆作用相互影响，对井排间受效区油井产生了严重的干扰，影响火驱增油的效果。

图1 高3618块莲花油层5砂体顶部构造井位

2.2 注采井段配置不合理

点火井设计点火井段为油层中上部，对应油井生产井段为油层中下部。由于油藏蒸汽吞吐末期开始转火驱开发，油层已大段射开动用，导致火驱尾气在油层上部聚集，加剧了油井气窜，一线有4口油井日产气量高达2×104m3/d以上，难以正常生产。

2.3 注气参数达不到设计要求

火驱过程中，为保证火驱前缘稳步扩展，随火线波及体积增大，点火井注气量应按一定规律稳步提升。实际火驱过程中，受油井气窜及注入设备能力影响，注气速度远低于最低理论值，造成火线推进缓慢，地层压力上升减缓，火驱增油效果逐步变差。

2.4 火驱调控技术手段单一

由于对厚层油藏火驱增油机理认识不充分，高3618块多借用国外薄层油藏调控手段，利用吞吐引效引导火线前缘均匀推进。但从现场实施情况来看，由于火驱前缘认识局限，且注汽参数设计缺乏可靠依据，蒸汽吞吐引效时常造成火驱前缘破坏，难以达到预期效果。

3 改善火驱开发效果关键技术

3.1 火驱“三场一前缘”变化规律

火驱过程中，地下原油饱和度场、压力场、温度场和火驱前缘变化规律是指导火驱跟踪调控的重要依据[4-5]。

利用相控建模方式，建立试验区地质模型，由跟踪模拟和现场一二线油井实际生产情况可知，断块受地层倾角影响，火驱过程中，地下原油饱和度场发生明显变化，原油逐渐在构造低部位富集(图2)，重力泄油作用明显[6]。观察井和油井连续测试资料显示，地层温场逐渐形成，测温一般在80～180 ℃之间，比火驱前上升20～120 ℃，但不同方向存在差异，注气井附近30 m温度相对较高；地层压力在2 a内从1.6 MPa升至3.2 MPa，2012年9月后，上升趋势明显减缓，地层压力基本在3.0～3.2 MPa波动。

综合运用动态分析法、温度监测法、示踪剂法及油藏工程法等多种方法，判断平面火线推进状况，绘制出火驱前缘分布图(图3，T为温度，℃)。由图3可知，火线整体向下倾方向推进较好，上倾方向火线波及状况较为有限，表现出受构造控制明显的特点。

3.2 厚层火驱合理井网形式

合理的井网形式是火驱能否成功的基础和前提。2014年初，以转驱较早的中部6个井组为试验区，按照最大限度利用构造高差、重力泄油原则，对上排点火井加大注气量，下排点火井控制注气量，同时对上倾部位一线油井采用封层、关井等措施抑制顶部气窜。试验0.5 a后见到效果，下倾火线推进趋于均匀，地层压力重新呈现上升趋势，井组产量逐步恢复到见效初期峰值产量，说明单排火驱井网能有效控制井排间干扰，提高火驱效果。虽然试验见到一定成效，但上倾方向关井造成了火驱控制储量下降[7-8]，影响最终采收率。

为达到改善火驱效果和提高最终采收率双重目的，结合试验认识，提出了区块整体高部位转驱的调整思路：在确保原受效区油井增油效果的情况下，逐步关停原井网点火井；在构造高部位采用单排线性井网方式，分L5、L6两套砂体重新规划火驱井网，设计点火井井距为75 m；待构造高部位点火井火线推进至下倾一线油井位置时，关闭上排点火井，转驱下排油井，从而有效规避上倾方向气窜，促进下倾方向稳定重力泄油形成。

3.3 火驱注采井段配置

火驱注采井段配置以最大限度形成重力泄油驱动为目的进行调整[9]。点火井设计点火井段为油层上部，对应一二线油井生产井段为油层中下部。现场实施中，充分考虑小层对比与构造高差关系，对大段射开油井实施封层、堵气，对生产下部井段受效不明显油井采取向上补层等措施，来合理配置注采关系，促使火驱见效。

3.4 合理通风强度

通风强度数值直接影响火驱前缘有效扩展及地层压力上升速度[10-11]。通风强度为：

(1)

式中：φf为通风强度，m3/(m2·h)；Vf为燃烧速度，m/d；As为燃烧率(燃烧1 m3油砂的空气耗量，高3618块物模结果为300 m3/m3)，m3/m3。

假设注入气沿点火井段呈圆环状向外推进，不考虑超覆影响，注气速度为：

Q=0.5π(2t-1)Vf2Ash

(2)

式中：Q为注气速度，m3/d；t为燃烧时间，d；h为点火油层厚度，m。

图3 高3618块火驱前缘分布

取通风强度数值为0.4、0.6、0.8 m3/(m2·h)，计算对应燃烧速度，绘制相应注气速度随时间变化曲线。用3种不同的注气速度曲线与历史日注气量、地层压力变化曲线进行拟合分析，确定保持区块地层压力稳步上升、油层正常燃烧的最小通风强度为0.6 m3/(m2·h)。

3.5 保持火驱前缘均衡扩展技术

火驱前缘是否能够均衡扩展直接影响火驱最终采收率的有效提高。为促使火线均匀推进，根据数模及监测资料认识，结合以往实践，确定从点火井和油井两方面综合调整。

点火井方面：对火驱前缘推进平均距离小于50 m的井组，大幅上提注气量至理论值；对火驱前缘推进平均距离大于50 m的井组，小幅上提注气量至理论值。油井方面：对与火线距离大于50 m的油井，采取高注汽量吞吐引效；对与火线距离为30～50 m的油井，选层限量吞吐引效；对与火线距离小于30 m受效状况较好的油井，不需吞吐引效，跟踪观察效果。

4 现场实施情况及效果

按照研究成果，从2014年开始，对区块火驱进行了综合调整：及时转注8口高部位点火井，其中5口L5砂体井，3口L6砂体井，暂时保留原井网15口点火井中见效较好的4口L5砂体井，其他点火井全部关停；新转8口点火井按理论通风强度配气，原井网4口点火井逐步下调注气量，在不影响整体火驱见效状况的前提下，逐步关井；同时一线油井实施封层堵气7口，对见效状况差的15口油井分类实施吞吐引效。通过综合调整，新增7口受效井，14口井受效明显改善。

4.1 典型井效果分析

(1) 通过井网调整合理配气，直接新增3口受效井，6口井受效改善。如高3-5-0165C2井，该井位于原井网构造高部位，井网调整前日产液为3.5 t/d，日产油为1.7 t/d，井网调整后，该井变为构造低部位一线井，随对应点火井3-5-0162C、高3-51-164井注气量上调逐渐见效，目前日产液为8.7 t/d，日产油为6.3 t/d。

(2) 在井网调整基础上，适时选层开展小规模吞吐引效，新增3口受效井，4口井受效改善。如高3-61-160井，该井引效前日产液为4.6 t/d，日产油为2.6 t/d，高部位转驱4个月后对L53层吞吐引效，注汽量为1 080 t，目前日产液为12.5 t/d，日产油为6.8 t/d。

(3) 井网调整后，通过跟踪分析，及时实施补层、堵气等层段优化配置措施，新增1口受效井，4口井受效改善。如高3-5-172C井，该井未补层前日产液为1.5 t/d，日产油为0.8 t/d，通过连续测温资料对比，对温度上升的L5砂体中下部1 579.7～1 616.5 m实施补层，取得明显成效，目前日产液为5.3 t/d，日产油为2.9 t/d。

4.2 区块整体效果分析

在部分单井取得较好效果同时，区块整体开发效果得到改善。

(1) 井组产量上升。火驱一线油井2015年年底日增油达到56 t/d，当年增油为1.13×104t/d，且增油量逐渐递增。

(2) 油层呈现高温氧化燃烧状态。一、二线油井连续气组分结果显示，O2利用率为93.8%，CO2含量为15.5%，视氢碳原子比值为1.6，均符合高温氧化燃烧标准。

(3) 气窜问题得到有效解决。在单井日注气量高达3.2×104m3/d的情况下，油井日产气量均控制在1.0×104m3/d以内，未出现明显气窜现象。

(4) 地层压力稳步回升，1 a内由3.2 MPa上升至3.9 MPa。

(5) 经济指标持续转好，瞬时空气油比由2 465 m3/t逐步降至1 280 m3/t。

5 结论及建议

(1) 高3618块厚层块状稠油藏通过深入地质特征及见效规律研究，认识到火驱增油驱动主要来自于重力泄油。

(2) 围绕最大限度利用重力泄油，进行的井网、井距、注入参数、引效等综合调整措施取得明显成效，缓解了火驱过程中气窜严重、增油效果变差等问题，扩大了火驱前缘波及范围，提高了储量动用程度，对最终采收率的提高具有重要意义。

(3) 下步应继续深入厚层块状油藏火驱机理、火驱前缘立体展布、井网组合优化等新技术研究，指导火驱综合调整，来进一步改善区块开发效果。

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编辑 刘 巍

20160613；改回日期：20160922

中国石油天然气集团公司科技攻关项目“稠油、超稠油油藏开发技术研究”(2013TQQD-02-06)

李树山(1976-)，男，高级工程师，1999年毕业于长春地质学院石油地质专业，2010年毕业于南京大学构造地质学专业，获硕士学位，现从事油田开发管理工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.06.017

TE345

A

1006-6535(2016)06-0077-05