杜229塊超稠油蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)

1、杜 229 塊超稠油蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)摘要：杜 229 塊超稠油蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)受到蒸汽吞吐階段采出程度差異、井網(wǎng)不完善、層間非均質(zhì)性、蒸汽超覆、原油粘度高等條件限制和影響，轉(zhuǎn)驅(qū)后局部方向難受效或蒸汽突破快、油層縱向動(dòng)用不均、采注比低、含水高等開發(fā)特征，為此運(yùn)用吞吐引效、大修更新、調(diào)剖、分層注汽、提高排液量、高溫氣體驅(qū)油等動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)，保證了杜 229 塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)順利進(jìn)行并取得了很好的階段效果：杜 229 塊；超稠油；蒸汽驅(qū)；動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)前言杜 229 塊構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，為中中厚互層狀超稠油油藏。1998 年采用直井蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，2007 年進(jìn)入開發(fā)

2、后期，與2001 年期相比，產(chǎn)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，地質(zhì)儲(chǔ)量、可采儲(chǔ)量采出程度分別達(dá)到 21.1%、90.13%。為轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，增加可采儲(chǔ)量，實(shí)現(xiàn)杜 229 塊多元化二次開發(fā)，2007 年 6 月開展直井蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，并充分運(yùn)用動(dòng)態(tài)調(diào)控方法，確保試驗(yàn)順利有效進(jìn)行，為蒸汽驅(qū)在杜 229 塊工業(yè)化推廣提供技術(shù)儲(chǔ)備。一、試驗(yàn)區(qū)油藏概況蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于杜 229 塊東南部主體部位，共有 7 個(gè) 70100m 井距反九點(diǎn)井組，含油面積 0.2009km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 122.3104t。開

3、發(fā)目的層為下第三系沙河街組沙一、二段及沙三段上部興隆臺(tái)、組油層，油藏埋深 970m 1050m，平均單井油層厚度為 30.8m。區(qū)內(nèi)構(gòu)造簡單，地層平緩，總體向東傾沒，傾角 510。儲(chǔ)層沉積類型為扇三角洲前緣分流河道砂體沉積，巖性以中細(xì)砂巖、含礫不等粒砂巖和砂質(zhì)礫巖為主，膠結(jié)疏松。儲(chǔ)層物性好，孔隙度 32.45 33.47%，滲透率 981174810-3m2，為大孔、高滲儲(chǔ)層。層內(nèi)非均質(zhì)性較弱，屬較均勻型，層間非均質(zhì)性強(qiáng)，屬不均勻型。隔夾層分布穩(wěn)定，油層連通性好，無邊底水影響。原油物性具有“四高一低”特點(diǎn)：高密度（20時(shí)原油密度 1.005 1.01g/cm3），高粘度（50時(shí)地面脫氣原油粘度

4、 54000130000mPas），高凝固點(diǎn)（2023），高膠質(zhì)、瀝青質(zhì)（49.33%56.88%），低含蠟量（2.19%1.97%）。試驗(yàn)前地層壓力 3.3Mpa，地層溫度 75。二、試驗(yàn)區(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)界限通過數(shù)值模擬優(yōu)選結(jié)果和同類油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)經(jīng)驗(yàn)值，確定杜 229 塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)界限為：注汽排量 67t/h，井口蒸汽干度 7580%，井底蒸汽干度大于 50%，單井日產(chǎn)液 2535t/d，含水 8085%，井口溫度 80 90，采注比 1.01.2，操作壓力 34MPa。三、試驗(yàn)區(qū)階段動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)方法熱連通階段動(dòng)態(tài)調(diào)控技術(shù)完善注采井網(wǎng)，整體預(yù)熱，為實(shí)現(xiàn)平面上均勻驅(qū)替做準(zhǔn)備在

5、蒸汽驅(qū)開發(fā)方式中，只有各方向連續(xù)的注汽量、穩(wěn)定的排液量，才能夠滿足地層溫度均衡上升，壓力均衡下降，蒸汽帶均衡推進(jìn)。注采井網(wǎng)不完善，勢必造成局部方向排液汽驅(qū)受阻，而另一個(gè)方向出現(xiàn)蒸汽突破1。試驗(yàn)區(qū) 7 口注汽井中，有 4 口井井況存在問題，無法保證連續(xù)注汽；33 口生產(chǎn)井中，有 8口井井況存在問題（5 口井套變停產(chǎn)，3 口井帶病生產(chǎn)），還有 1 口井生產(chǎn)層位不對應(yīng)，不能滿足穩(wěn)定排液。同時(shí)試驗(yàn)區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)前單井蒸汽吞吐階段不同，平面上溫度、壓力和采出程度差異大，也不利于實(shí)現(xiàn)均勻驅(qū)替。加快試驗(yàn)區(qū)大修、更新、調(diào)補(bǔ)層進(jìn)度，保持試驗(yàn)區(qū)井網(wǎng)完善。截至目前，已經(jīng)對井下技術(shù)狀況差的井實(shí)施更新 9，大修 3，對層位不對

6、應(yīng)井調(diào)補(bǔ)層1 口，累計(jì)增油 4210t。同時(shí)轉(zhuǎn)驅(qū)前對注汽井和生產(chǎn)井整體吞吐預(yù)熱 1-2 輪，保證平面上均勻驅(qū)替。在擴(kuò)大 3 個(gè)井組實(shí)施前，進(jìn)行整體預(yù)熱，一次轉(zhuǎn)驅(qū)成功率提高到 100%。1.2 對未受效井開展蒸汽吞吐引效，加強(qiáng)注采連通在熱連通階段，部分蒸汽吞吐階段周期短，采出程度低的生產(chǎn)井，相對注汽井處于高壓低溫帶，注入蒸汽擴(kuò)散和原油，與注汽井難以形成熱2，最終汽驅(qū)受阻無法受效。生產(chǎn)特征表現(xiàn)為蒸汽吞吐特征，隨著生產(chǎn)時(shí)間延長供液直至停關(guān)。對未受效井，主要堅(jiān)持用蒸汽吞吐引效法3來降低地層壓力，提高油層溫度和采出程度，同時(shí)根據(jù)油層縱向動(dòng)用狀況配合分選注、調(diào)剖措施，提高油層縱向動(dòng)用程度。熱連通階段累計(jì)對

7、 9 口井實(shí)施吞吐引效，有 6 口井成功實(shí)現(xiàn)注采井間熱連通。驅(qū)替階段動(dòng)態(tài)調(diào)控方法、注汽井實(shí)施高溫氣體驅(qū)油劑、分層注汽、雙管注汽措施，提高油層縱向動(dòng)用程度試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)興隆臺(tái)、組油層，縱向上層間非均質(zhì)性較強(qiáng)，加上蒸汽超覆作用影響，存在嚴(yán)重的油層縱向動(dòng)用不均。根據(jù)試驗(yàn)區(qū)注汽和生產(chǎn)井吸汽剖面資料統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，目前試驗(yàn)區(qū)吸油層基本沒有得到動(dòng)用。層主要為物性較好的興組，物性較差的興組針對注汽井油層縱向動(dòng)用不均，杜 229 塊通過采用高溫氣體驅(qū)油、分層注汽、同心雙管分注的方式，提高油層縱向動(dòng)用程度。有內(nèi)襯套管的 3 口注汽井，受管柱內(nèi)徑?。?08mm 或 110mm）限制，無法下入封隔器，采用高溫氣體驅(qū)油劑措施調(diào)

8、整吸汽剖面，提高驅(qū)替效率并降低原油粘度，實(shí)施 1 口。措施后對該井組生產(chǎn)井套管氣中的氮?dú)夂窟M(jìn)行監(jiān)測，周圍生產(chǎn)井均受效。其它 4口注汽井實(shí)施分層注汽措施 1 口、同心雙管分注措施 2 口。從措施后油層吸汽剖面監(jiān)測顯示，原來基本沒有動(dòng)用的興組油層已經(jīng)全部吸汽，吸汽強(qiáng)度達(dá)到 0.57t/hm，而興組油層的吸汽強(qiáng)度則由措施前的 1.13 t/hm 下降到 0.87 t/hm。措施后，試驗(yàn)區(qū)油層縱向動(dòng)用不均的得到顯著改善。提高注汽干度，改善汽驅(qū)開發(fā)效果資料顯示，國外成功的蒸汽驅(qū)稠油油藏全部采用汽水分離器技術(shù)，保證鍋爐出口干度達(dá)到 95%，井口干度達(dá)到 90%。井底干度全部大于 70%。目前杜 229塊

9、蒸汽驅(qū)試驗(yàn)區(qū)沒有汽水分離器設(shè)備，注汽井鍋爐出口汽干度只有 75%，同時(shí)油藏埋深大，井筒熱損失相應(yīng)加大，井底蒸汽干度只有 50%，相對國外蒸汽驅(qū)注汽質(zhì)量而言，杜 229 塊注汽干度偏低。試驗(yàn)區(qū)目前的注汽鍋爐條件可以將注汽干度提高到 83%左右。2008 年 4 月，杜 229 塊將 2 個(gè)井組的注汽干度由 75%提高到 82%，提高蒸汽干度的 2 個(gè)井組日產(chǎn)油由措施前的 41t/d 提高到 48 噸 t/d，含水由 86%下降到 84%。目前這 2 個(gè)井組日產(chǎn)油量穩(wěn)定在 50t/d，而未提高注汽干度的井組日產(chǎn)油量只有 39t/d。通過提高蒸汽干度，試驗(yàn)區(qū)階段增油量達(dá)到 3650t，效果得到顯著提

10、高。對生產(chǎn)井實(shí)施暫關(guān)、調(diào)剖、限流射孔等措施，解決過早蒸汽突破問題進(jìn)入驅(qū)替階段，具有與注汽井井距小，位于構(gòu)造高部位，單層滲透率高或厚度薄等地質(zhì)特征4和蒸汽吞吐階段采出程度高、有汽竄歷史等生產(chǎn)特征的生產(chǎn)井，易過早發(fā)生蒸汽突破。蒸汽突破井在驅(qū)替階段初期日產(chǎn)油量上升顯著，日產(chǎn)液量、井口溫度沒有太大的變化，但井底流溫流壓監(jiān)測資料上顯示當(dāng)井底流溫幾乎沒有變化時(shí)，井底流壓已經(jīng)有了顯著的變化。隨著蒸汽不斷推進(jìn)，如果不控制生產(chǎn)，很快就產(chǎn)生蒸汽突破，生產(chǎn)特征表現(xiàn)為日產(chǎn)液量，含水及井口溫度迅速上升，產(chǎn)油量下降，對安全生產(chǎn)管理也帶來很大不便。截止目前，先后有 4 口生產(chǎn)井出現(xiàn)蒸汽突破，影響了汽驅(qū)效果。對暫時(shí)性蒸汽突破

11、井，要逐漸降低沖次或暫關(guān)一段時(shí)間，并提高鄰井采液量，改變汽驅(qū)方向。如果固定的蒸汽突破通道已經(jīng)形成，需要根據(jù)汽竄原因封堵汽竄通道。對蒸汽沿滲透率較高的單層、或蒸汽超覆嚴(yán)重沿薄層上方突破 取調(diào)剖措施，降低高滲層的滲流能力。對于蒸汽吞吐階段采出程度高地層，采大，井底形成低壓區(qū)，與注汽井生產(chǎn)壓差較大的蒸汽突破井，可在調(diào)剖后采用三元復(fù)合措施補(bǔ)充地層能量。對于更新后的生產(chǎn)井，可以應(yīng)用限流射孔方式5預(yù)防蒸汽突破。對生產(chǎn)井提液，提高試驗(yàn)區(qū)采注比根據(jù)數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)采注比達(dá)到 1.2，蒸汽驅(qū)開發(fā)效果達(dá)到最佳。當(dāng)采注比1，油層中是蒸汽驅(qū)；當(dāng)采注比=1，油層中是蒸汽驅(qū)+熱水驅(qū)；當(dāng)采注比1，油層中基本上是熱水驅(qū)6

12、。試驗(yàn)區(qū)驅(qū)替初期無法達(dá)到蒸汽驅(qū)開發(fā)采注比大于 1.0 的要求。杜 229 塊通過采取提高沖次的方式，提高試驗(yàn)區(qū)排液量，從而達(dá)到提高采注比的目的。試驗(yàn)區(qū) 17 口井先后進(jìn)行了提高沖次，沖次由措施前的 5.8 次/min 提高到 7.5 次/min，措施后試驗(yàn)區(qū)日產(chǎn)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，措施后日產(chǎn)液一直穩(wěn)定在 990t/d 左右，達(dá)到蒸汽驅(qū)開發(fā)采注比大于 1.0 的要求。完善監(jiān)測系統(tǒng)，合理利用多種監(jiān)測方式在吸汽、采液剖面、井底流溫流壓、長效壓力計(jì)測井溫等監(jiān)測基礎(chǔ)上，針對性采用注汽井底干度撈樣測試、毛細(xì)管分層溫度壓力測試和氣體示蹤劑

13、監(jiān)測技術(shù)。觀察井井?dāng)?shù)由 1 口增加到 3 口，測試范圍由單井測試向分層、井組測試擴(kuò)展，監(jiān)測系統(tǒng)能夠較好的覆蓋整個(gè)試驗(yàn)區(qū)，為試驗(yàn)區(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)控提供準(zhǔn)確參考方向。四、試驗(yàn)區(qū)階段實(shí)施效果2007 年 6 月，杜 229 塊興組蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)步入實(shí)施階段，先期轉(zhuǎn)入 4個(gè)井組，2009 年 12 月再轉(zhuǎn)入 3 個(gè)井組，其中注汽井 7 口，生產(chǎn)井 33 口，觀察井 3 口。7 個(gè)井組日注汽量 936t/d，開井 30 口，日產(chǎn)液量 1011.2t/d，日產(chǎn)油量 147.9t/d，含水 85.4%，瞬時(shí)油汽比 0.16，采注比 1.08。截至 2012 年 6 月，杜 229塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)實(shí)施 1831d，7

14、 個(gè)井組累計(jì)注汽量 129.5104t，累計(jì)產(chǎn)液量 135.2104t，累計(jì)產(chǎn)油量 20.5104t，階段油汽比 0.16，采注比 1.04。通過合理的動(dòng)態(tài)調(diào)控，杜 229 塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)取得一定的階段效果：（1）見效時(shí)間短，受效比例大。實(shí)施第 13 天第一口油井受效，20-45 天油井基本受效，試驗(yàn)區(qū)經(jīng)過 6 個(gè)月的熱連通順利進(jìn)入驅(qū)替階段。熱連通階段受效比例達(dá)到 84.0，驅(qū)替階段達(dá)到 100%。（2）操作壓力保持平穩(wěn)，溫度逐漸上升。試驗(yàn)區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)以來，操作壓力一直穩(wěn)定在 3MPa 左右，油層溫度由轉(zhuǎn)驅(qū)前的 7075穩(wěn)定上升到 150左右。（3）與蒸汽吞吐到底對比，各項(xiàng)生產(chǎn)指標(biāo)得到改善。單井

15、日產(chǎn)液、日產(chǎn)油顯著上升，采油速度提高，遞減減緩。轉(zhuǎn)驅(qū)后單井日產(chǎn)液量由 15.6t/d 提高到 27t/d，日產(chǎn)油量由 2.0t/d 提高到 3.5t/d。，采油速度由 2.2%提高到 2.9%。遞減率由 25.1%下降到 15.2%。五、結(jié)論與建議蒸汽驅(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)控，要在技術(shù)界限范圍內(nèi)進(jìn)行，熱連通階段主要以調(diào)整平面動(dòng)用不均、實(shí)現(xiàn)注采連通為目標(biāo)，驅(qū)替階段主要以調(diào)整縱向動(dòng)用不均、提高采注比、防止蒸汽突破為目標(biāo)，以完善的監(jiān)測數(shù)據(jù)為調(diào)控依據(jù)。蒸汽驅(qū)開發(fā)方式可以有效動(dòng)用蒸汽吞吐階段未動(dòng)用儲(chǔ)量，有效提高油藏采收率，減緩遞減，實(shí)現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)。3.杜 229 塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)的成功實(shí)施，為中發(fā)模式，對其他同類油藏有借鑒作用。參考