杜66断块火驱蒸汽吞吐的优化与应用

柴 标

(中国石油辽河油田公司曙光采油厂，辽宁盘锦 124109)

火驱是提高稠油采收率的重要方法之一[1-5]，它是利用油藏中极小一部分原油就地燃烧产生的热量采出未燃烧的原油[6-9]。前人研究多认为火驱后原油改质明显[10-13]，因此主要集中于研究火驱开发的驱替作用，未明确认识到蒸汽吞吐辅助火驱开发的重要性。本文针对杜66断块转入火驱开发后蒸汽吞吐时面临的平面见效差异大、纵向动用不均、注汽参数不合理的问题，研究了注采井网、储层连通和吸汽状况、周期生产规律等，采取了平面优化井点、纵向优化层段、注汽优化参数的对策，提高了火驱波及范围，全面改善火驱开发效果。

1 区块开发现状分析

杜66断块为一个单斜构造，地层倾角为5°～10°，储层岩性以含砾砂岩及不等粒砂岩为主，分选中等偏差，属于中高孔、中高渗储层，为普通稠油油藏[14]。区块1986年投入热采开发，2005年开展火驱开发先导试验，截至2018年12月，共有火驱井组112个，控制地质储量4 575×104t。

由于火驱后生产井附近地层温度变化不明显，井距内的生产井原油黏度大于400 mPa·s，地下不具备流动性，因此蒸汽吞吐仍为改善火驱开发效果的一种重要手段。而转驱以后，火驱与吞吐开发的注汽模式基本保持一致，导致火驱效果难以改善。

1.1 平面见效差异大，油井见效率低

转入火驱开发后，对开发井网上的井点全部注汽，但受到沉积特征、储层物性、采出程度及注采井网等因素影响，油井平面上表现为受效不均。通过对先期实施的6个井组的示踪剂监测表明：注空气井周边一线井有8口，但实际见效方向只有3～4个，油井见效率仅为38%～50%，且存在部分二线井见效情况(图1)。

图1 先导试验七井组示踪剂监测示意图Fig.1 Schematic diagram of tracer monitoring in pilot test 7 well group

1.2 纵向吸汽不均匀，层间动用差异大

火驱开发阶段主要对上层系进行注汽，局部下层系挖潜，但受到储层非均质性严重、层间渗透率极差、层间矛盾突出的影响，火驱纵向动用程度不均衡。从吸汽剖面监测来看：虽然整体动用程度达73.5%，但纵向上差异较大，其中杜Ⅰ1-2、杜Ⅰ3-5动用状况较好，分别达到91.7%、77.8%；杜Ⅰ6-9、杜Ⅱ1-4动用状况较差，分别为67.8%、47.1%，均低于70%(表1)。

表1 纵向吸汽程度统计表Table 1 Longitudinal inhalation degree statistics table

1.3 注汽参数不合理，周期生产效果差

开发实践表明：蒸汽吞吐过程中，合理的注汽参数直接影响吞吐效果。加强吞吐生产特征研究、摸清吞吐规律、确定合理的注汽参数，对改善稠油火驱的蒸汽吞吐开发效果、提高经济效益具有非常实际的指导意义。火驱转驱初期，注汽强度与吞吐开发一致，保持在60 t/m左右，未对火驱阶段实施优化注汽研究。

2 火驱蒸汽吞吐优化研究

针对火驱开发中吞吐引效面临的主要瓶颈，对影响蒸汽吞吐主要因素展开分析，发现注汽井点、注汽层位、注汽参数是影响吞吐好坏的关键，因此开展了相对应的关键技术研究。

2.1 优化注汽井点

分析平面见效差异大主要受到井网井距、沉积特征、采出程度等因素的影响。

2.1.1 井网井距

杜66块火驱为反九点法面积注采井网，井距为100 m，局部为70 m，油井总体见效率在73%以上，但平面上见效程度、火线推进速度差异较大，具体表现为井距小、见效快。尾气监测表明：同一井组内井距越近，见到尾气越快，油井见效程度及见效率越高，距注气井70 m、100 m、141 m采油井见效比例分别为85%、76%、53%(表2)。

表2 不同井距生产井受效程度井数统计表Table 2 Statistical table of well number of production wells with different spacing

2.1.2 沉积特征

杜66块属扇三角洲前缘亚相沉积，主河道与分流河道物性差异较大，平面非均质性强是杜66火驱开发平面火线波及不均的主控因素。目前杜66火驱平面见效程度为73%，且不同区域的平面见效特征具有较大差异。处于河道方向或砂坝方向的见效明显，见效达到80%；处于分流间的见效较差，见效率仅为65%。

2.1.3 采出程度

火驱见效程度与蒸汽吞吐状况有着密切的关系，具体表现为吞吐采出程度越高，油井见效速度越快，尤其是历史上发生汽窜的区域。统计2010年前转驱的17个井组发现，油井见效率为95%，其中有汽窜史的区域的油井见效率为98%，无汽窜史的见效率为89%，相差3%(表3)。

为有效提高平面见效程度，选择加大井网井距大于100 m、沉积位于分流河道间、采出程度小于20%区域的注汽规模。

以曙1-47-032井为例：该井距离注空气井141 m，沉积位于分流河道间，转火驱前采出程度为16.2%。由于转驱后未见到火驱效果，因此低产关井。对该井实施复产后，生产效果持续好转，复产后第一周期平均日产油3.2 t，日排尾气1 511 m3，第二周期平均日产油5.4 t，日排尾气3 412 m3，周期产油对比调整前增加560 t(图2)。

表3 不同汽窜状况生产井受效程度井数统计表Table 3 Statistical table of well number for effective degree of production wells under different steam channeling conditions

图2 曙1-47-032井日度生产曲线Fig.2 Daily production curves of well Shu1-47-032

2.2 优化注汽层位

分析纵向动用不均主要受储层连通程度、渗透率、油层厚度等因素的影响。

2.2.1 连通程度

研究连通程度发现：杜66块杜家台油层连通性较好，油层组连通系数为85.3%，厚度连通系数为88%，具备见效基础。而开发实践表明：注采井连通系数大于0.8的油井受效状况普遍较好(图3)。

2.2.2 渗透率及油层厚度

研究渗透率及油层厚度发现：渗透率和单层厚度是影响纵向动用不均的主要因素[15]。研究结果表明：地层系数小于200 mD·m的油层基本不吸汽，地层系数在200～750 mD·m之间的油层吸汽一般，地层系数大于750 mD·m的油层吸汽较好。吸汽比例大于80%以上的单层容易导致火线单线突进(图4)。

为有效提高纵向动用程度，目前采取两种措施：

(1)选注选采：用分注的手段选择火驱井段进行注蒸汽[16]，并且加大与弱吸汽层位对应的生产井段，即地层系数小于750 mD·m的注蒸汽强度。

以曙1-39-042为例：该井转火驱初期采用上层系笼统注汽，生产效果不佳，分析主要是上部油层发育好，笼统注汽时下部不吸汽。实施选注下部弱吸汽层位对应的生产井段后，生产效果大幅改善，对比调整前注汽强度上升23.4 t/m，周期日产上升1.3 t(图5)。

(2)化学封堵：对个别火线突进的油层，即吸汽比例大于80%以上的单层，采取挤入化学药剂的方法进行封堵[17]，从而达到抑制火线单向突进的目的。

图4 火驱井组吸汽状况散点图Fig.4 Spot diagram of inhalation status of fire drive well group

以曙1-41-039井组为例：该井组措施前，井组曙1-41-39单井火线突进，实施化学封堵后，单井尾气量大幅下降，对比实施前下降73%，且井组新增见效方向3个(图6)。

2.3 优化注汽参数

研究火驱2005年先期试验7井组的周期规律发现，进入火驱后，吞吐规律发生改变，原有的注汽强度已不适用于火驱开发。分析目前杜66火驱以保压增能为主，地层压力上升是实现火驱增产的根本，而地层压力与火驱累注空气量密切相关(图7)。

研究表明：单井日产油水平与地层压力恢复具有明显相关性。井组每增加1 000×104m3，压力系数上升0.06；累注空气量达到800×104m3以上，压力系数将达到0.2。近年实施的更新井也证实了该观点，火驱见效区域内更新井的地层压力高于未见效区域，且周期平均日产能力达到了未见效区域的3.4倍(图8)。

图5 曙1-39-042井选注选采示意图Fig.5 Schematic diagram of injection and production selection for well Shu1-39-042

图6 曙1-41-039实施前后尾气变化图Fig.6 Exhaust gas change map before and after Shu1-41-039 implementation

图7 先导7井组火驱前后吞吐开发规律曲线图Fig.7 Curves chart of huff and puff development law of pioneer 7 well group before and after fire drive

图8 火驱地层压力与累注空气量关系曲线图Fig.8 Curves of formation pressure and accumulated air injection in fire drive

开展注汽参数[18-20]优化摸索发现：转驱后1—2周期处于火驱引效期，需要加大注汽强度，根据统计规律注汽强度为75 t/m最佳；3—4周期油井普遍见效，可适当降低注汽强度，根据统计规律注汽强度为65 t/m最佳。结合4个周期的规律，注汽强度在65 t/m时，周期产油和油汽比最佳。最低注汽强度应保持在65 t/m以上，最高注汽强度不超过75 t/m(图9)。

图9 最佳注汽强度周期日产水平和油汽比曲线图Fig.9 Daily production level and oil-vapor ratio curve of optimum steam injection intensity cycle

以曙1-46-042井为例：该井第11周期转火驱生产，转驱前注汽强度为60 t/m，转火驱后注汽强度保持不变，周期日产逐渐下降，第13周期优化注汽强度后周期日产有明显上升。

3 实施效果

3.1 见效程度上升，改善平面见效方面

近两年来，火驱注汽规模由489井次上升至554井次，对比增加65井次；平面见效程度由71%上升至76%，增加5%。加大注汽规模区域主要集中在井网井距大于100 m、沉积位于分流河道间、采出程度小于20%的区域。该区域注汽规模为136井次，对比调整前增加51井次，所占比例由17%上升到25%；区域见效井数增加近一倍，由45口上升至87口；单井增油由217 t上升至357 t，对比增加140 t；见效率由53%上升至64%，增加11%。

3.2 吸汽厚度上升，改善纵向动用程度

近两年来，火驱共实施选注选采和化学封堵189井次，实施后吸汽厚度上升了20 m，纵向动用程度提高至75%，对比调整前提高2%。其中，选注选采实施177井次，有效145井次，有效率为82%，平均单井产油量651 t，增油38 t；化学封堵12井次，有效9井次，实施后井组平均日产油由13.1 t上升至18.9 t，累计增油7 253 t，井组日排尾气下降3 408 m3。19口井吸汽剖面显示低动用层段得到动用，纵向动用程度得到提高(图10)。

图10 曙1-43-035井调剖前后吸汽剖面解释对比图Fig.10 Interpretation and contrast map of steam absorption profile before and after profile control in well Shu1-43-035

3.3 周期产油上升，改善火驱生产效果

近两年来，在注汽过程中实施注汽参数优化，平均注汽强度保持在68 t/m，对比调整前提高8 t/m，实施后周期日产油2.5 t，对比上升0.2 t，油汽比提高0.01，从而带动火驱产量持续上升，年产油达26×104t，较调整前累计增油3.5×104t，采出程度达到40.8%，较常规吞吐采收率(27.2%)提高13.6%。

4 结论及认识

(1) 辅助蒸汽吞吐是火驱开发的保证，也是提高见效程度的重要途径。在稠油火驱开发中，原油在地下要具有流动性。而火驱后生产井温度普遍在80 ℃以下，对比吞吐时温度变化不明显，原油黏度仍高于400 mPa·s，需采取方法补充热能来保证地下流动性。

(2)地层压力上升是实现火驱增产的根本。连续注入保证地下燃烧状态，保证油藏持续燃烧是火驱成功的关键。而地层压力与火驱累注气量密切相关：井组每增加1 000×104m3空气，压力系数上升0.06；累注空气量达到800×104m3以上，压力系数将达到0.2。

(3)优化蒸汽吞吐是提高火驱见效程度的重要手段。在转驱初期为火驱引效期，需要加大注汽强度；3～4周期后，可适当降低注汽强度。结合周期的规律，注汽强度在65 t/m时，周期产油和油汽比最佳。最低注汽强度应保持在65 t/m以上，最高注汽强度不超过75 t/m。

(4)优化蒸汽吞吐技术也存在着一定的局限性，目前的适用范围为累注空气量小于3 000×104m3空气。随着注空气井的持续注入，下步仍需继续研究改进，扩大其范围。