刘奇鹿

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124109)

0 引 言

蒸汽驱就是将地面产生的高干度蒸汽由注汽井持续注入油层，加热原油并从生产井中驱替出来的一种稠油热采技术，是一种稠油油藏转换开发方式的前沿技术，采出程度可达50%，与蒸汽吞吐相比，采出程度提高了2倍多[1-7]。针对超稠油蒸汽驱技术，辽河油田在曙一区进行了十余年攻关探索，杜229块蒸汽驱先导试验取得成功，开发指标超过方案设计，超稠油蒸汽驱技术取得初步成功。但对于黏度更高、厚度更薄、层数更多、净总比更小的薄互层超稠油油藏国内外仍没有先例。因此，为掌握该类油藏蒸汽驱开发技术，优选具有代表性的杜80块开展先导试验。

杜80块兴隆台油层为典型的薄互层超稠油油藏，1999年投入开发，2002年开展蒸汽吞吐开发，目前整体已进入高周期、高采出开发阶段，目前的蒸汽吞吐开发方式无法实现持续效益稳产，亟需探索新的开发方式。为探索薄互层超稠油油藏蒸汽驱开发技术[8]，确保先导试验的成功实施，需要从驱替层位、井网井距、注采参数、转驱时机、射孔方式等方面进行油藏工程方案优化设计[9-15]，确保薄互层超稠油油藏蒸汽驱成功实施。

1 油藏概况

1.1 地质特征

曙光油田杜80块地处盘锦市西部新生农场境内，构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡齐曙上台阶中段，西靠杜813块，北接杜229块。开发目的层为沙一、二段(Es1+2)兴隆台油层，油藏埋深为810～950 m，孔隙度为30.3%，渗透率为1 600 mD，属于高孔高渗储层。层间非均质性较强，共发育5个油层组，23个小层。储层以含砾砂岩和不等粒砂岩为主，物性差异较大，渗透率级差为4.8，变异系数为0.37，突进系数为1.4。油藏隔夹层相对较发育，主要为灰绿色、灰色泥岩和灰绿色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩；各油层组间的隔层厚度一般为1.0～12.0 m，层系内泥岩隔层较薄，兴Ⅱ组与兴Ⅲ组之间隔层厚度为1.5～6.0 m，兴Ⅲ组与兴Ⅳ组之间隔层厚度为2.0～10.0 m。50 ℃原油平均黏度为8.455 1×104mPa·s。

1.2 开发历程及现状

杜80块兴隆台油层于1999年开始试采，2002年在北部主体区域采用70 m井距(油层厚度大于50.0 m)和100 m井距(油层厚度为20.0～50.0 m)正方形井网蒸汽吞吐开发。截至目前，总井数为167口，开井数为98口，日产液为1 501 t/d，日产油为319 t/d，综合含水为78.7%。区块年注汽量为45×104t，年油汽比为0.25，年采油量为11.3×104t/a，采油速度为1.33%，年采水量为38×104t/a。平均吞吐14.5周期，累计采油量为183×104t，采出程度为21.6%，累计注汽量为582×104t，累计油汽比为0.32。

经过20 a的蒸汽吞吐开发，可采储量采出程度为91.1%(标定采收率为23.7%)，目前油藏压力水平低，汽窜情况严重，继续吞吐潜力有限，开发形势严峻。因此，从油藏长期可持续发展角度考虑，亟需转换开发方式。油藏虽然采出程度较高，但剩余油仍相对富集，平面整体动用程度为65%～75%，井间10～30 m范围内含油饱和度为0.30～0.40，纵向上平均单井驱替层段剩余石油地质储量为2×104～4×104t，含油饱和度为0.56，具备转驱的物质基础。

2 蒸汽驱油藏工程设计

超稠油蒸汽驱与普通稠油蒸汽驱特点不同，所需热量更大，剥蚀作用更明显，无明显产量高峰，剥蚀稳产期长。现场实践表明：超稠油汽腔检测温度呈指形，驱油以单层剥蚀为主；普通稠油汽腔检测温度呈箱形，形成一定厚度驱替[16-19]。杜80块与杜229块对比，黏度更高、厚度更薄、层数更多、净总比更小，埋藏较深(一般在850 m以上)，蒸汽驱操控难度大。因此，需要从驱替层位、井网井距、注采参数、转驱时机等方面进行方案优化设计，确保薄互层超稠油油藏蒸汽驱成功实施。

2.1 设计原则

杜80块薄互层超稠油油藏工程方案遵循4项原则：①能够代表互层状超稠油油藏特点，实现蒸汽驱技术工业化推广；②具备一定的物质基础，确保油井具有一定的生产能力，且油层连通性好，连通系数在0.85以上；③井网井距相对规则且注采井组、井下技术状况相对完好；④完善注采系统及配套监测系统，为开发效果评价及调整部署提供科学依据。

2.2 开发层系划分和组合

借鉴杜229块蒸汽驱成功经验，蒸汽驱替过程中，层系内尽量选择油层厚度集中、连通性好、级差小的层段，具体原则为：①连通性好，油层厚度为20.0～30.0m(主力层厚度大于15.0 m)；②油层集中，净总比大于0.40；③相对均质，渗透率级差小于4。

杜80块兴隆台油层纵向上细分为2套开发层系，具有油层厚度大、层数多、单层厚度小的特点，深入分析储层发育特点、产能状况，将其划分为上层系(兴Ⅱ、Ⅲ)和下层系(兴Ⅳ、Ⅴ)，上层系和下层系中间稳定发育5.0 m左右的泥岩隔层(图1)，泥岩隔层封闭了上、下层系油气运移通道，可以分别进行独立开发。

图1 杜80块北部剖面图Fig.1 The northern profile of Block Du 80

2.3 井网井距优化

2.3.1 优化设计法

蒸汽驱最优设计方法是综合考虑产液能力、注汽能力、井底干度、油层厚度、油藏深度等影响因素，对蒸汽驱井网井距进行设计的一种方法。依据单井最低注汽量与单井最大产液量的比例关系设计井网形式，若注汽量与产液量接近，则可设计为反五点井网；若注汽量是产液量的3倍，则设计为反九点井网。按照单井最低注汽量和最大产液量的计算结果，其比例基本为3∶1，故优选反九点井网[19-21]。

利用公式计算出反九点井网条件下理论井距为66～68 m，考虑到实际井距70 m与理论井距比较接近，因此，优选井距为70 m(表1)。井距计算公式为：

表1 杜80块蒸汽驱井距计算结果Table 1 The calculation results of steam flooding well spacing in Block Du 80

(1)

式中：d为井距，m；n为采油井与注汽井的井数比例；q1为单井产液量，m3/d；Qs为单位油藏体积注汽速率，t/(d·m·hm2)；ho为油层有效厚度，m；FA为面积系数；RPI为井组采注比。

2.3.2 数值模拟法

运用数值模拟方法对比了70 m井距和100 m井距下反九点井网蒸汽驱的采收率及温度场(图2)。由图2可知：70 m井距反九点井网蒸汽驱平面动用程度达到90%以上，最终采收率为58.5%；100 m井距反九点井网平面动用程度为75%～85%，最终采收率仅为40.2%；70 m井距蒸汽驱的平面动用程度也远高于100 m井距。

图2 不同井距下蒸汽驱温度场对比Fig.2 The comparison of steam flooding temperature field at different well spacing

2.4 注采参数优化

2.4.1 采注比优选

蒸汽驱阶段采注比过小，会造成井底压力上升，蒸汽单向突进严重，导致汽驱阶段提早结束。因此，在井网井距确定的情况下，采注比的优选与油藏的产液能力具有相关性。采注比的数值模拟结果见表2。由表2可知：采注比过低，地层压力相对恢复较快，无法形成有效的蒸汽带，不易形成蒸汽腔；采注比过高，油井见效快，但汽窜相对也快，导致蒸汽驱阶段时间缩短；采注比为1.1～1.2时，净产油量和采收率上升幅度最大，效益最好。因此，根据杜80块单井最大排液量为40 t/d，采注比优选结果为1.1～1.2。

表2 采注比优选结果Table 2 The selection results of injection-production ratio

2.4.2 注汽速率

在给定井底干度为50%、采注比为1.2的条件下，对不同的注汽速率进行模拟计算(表3)。由表3可知：注汽速率为1.7～1.9 t/(d·m·hm2)时，开发效果较好。结合理论计算、现场测试和数值模拟结果，推荐注汽速率为1.7～1.9 t/(d·m·hm2)。

表3 蒸汽驱注汽速率优选结果Table 3 The selection results of steam injection rate of steam flooding

2.4.3 井底蒸汽干度

注入井底蒸汽干度的高低，不仅决定蒸汽携带热量的多少，能否有效加热油层，而且还决定蒸汽带体积能否稳定扩展，驱扫油层达到有效汽驱。一般是注入蒸汽干度越高，开发效果越好。国内外研究资料也表明，对于油层厚度较薄的单层状和互层状油藏，要尽量提高井底蒸汽干度。但蒸汽干度太高，成本也高，因此，需对经济合理的注汽干度进行优选。

在注汽速率为1.8 m3/(d·m·hm2)、采注比为1.2的条件下，以瞬时油汽比0.12作为约束条件，优选井底蒸汽干度(表4)。由表4可知：注入蒸汽干度越高，其采出程度、油汽比、净产油越高，蒸汽驱开发效果越好；蒸汽干度为50%时，汽驱采收率、净产油变化明显；当蒸汽干度大于50%时，随注汽干度的继续提高，采收率上升幅度明显变小。因此，蒸汽干度为50%即可满足汽驱要求，以大于50%为最佳。

表4 井底蒸汽干度优选结果Table 4 The selection results of downhole steam dryness

现场蒸汽干度取样结果表明：当注汽速率为1.8 m3/(d·m·hm2)时，780 m处蒸汽干度为50%，蒸汽驱井组效果相对较好；当注汽速率为1.6 m3/(d·m·hm2)时，780 m处蒸汽干度为45%，井组效果相对差。因此，初期最低注汽速率为1.8 m3/(d·m·hm2)，才能确保井底干度在50%以上，进而保障井组开发效果。

2.5 转驱时机优化

对于埋藏较深(一般在800 m以上)、黏度较大、厚度较薄、层数较多、净总比较小的复杂油藏，由于原始油层压力较高，不能直接进行蒸汽驱开发，蒸汽吞吐就成为降低油层压力、预热油层的主要手段，但蒸汽吞吐期不宜过长，否则会使开发效益变差。

对于薄互层超稠油油藏，考虑不同区块渗透率差异，建立流度(λ=K/μ)与启动温度关系，确定流体在地层中流动的难易程度。通过消除原油黏度、油藏渗透率变化的影响，建立不同流度下对应的蒸汽驱启动温度关系图版(图3)，随着流度减小，启动温度就会越来越高。因此，依据区块渗透率为1 600 mD，黏度为8.453 1×104mPa·s，确定启动温度在80 ℃以上。

图3 K/μ与启动温度关系散点图Fig.3 The scatter diagram of the relationship between K/μ and starting temperature

目前油层温度为68～104 ℃，油层压力为1.20～2.39 MPa，剩余油饱和度大于50%，油层主体区域基本符合超稠油蒸汽驱转驱条件。

2.6 射孔方式优化

杜80块兴隆台油层纵向共发育10个小层，渗透率级差为4.8，受蒸汽超覆影响，各小层间动用差异较大，层间吸汽不均衡。为确保转驱后油层均衡动用，最大限度减小储层非均质性对蒸汽驱效果的影响，利用蒸汽超覆原理，对射孔厚度进行优化(表5)。由表5可知：在现有储层参数(如渗透率级差、油层厚度等)的基础上，采用厚度界限与级差界限射孔原则，既能够均衡动用油层，又能保证蒸汽腔的均匀扩展，阶段实施15个井组，实现了纵向动用程度为90%以上。

表5 薄互层蒸汽驱射孔优化原则Table 5 The summary of perforating optimization principles for steam flooding in thin interbed

3 蒸汽驱试验及开发效果

3.1 蒸汽驱井组概况

通过前期论证，在杜80块北部按70 m井距反9点井网共部署24个蒸汽驱井组，在此基础上，优选4个井组开展蒸汽驱现场试验。试验井组驱替层段兴Ⅱ+Ⅲ油层，油层厚度为30 m，石油地质储量为56.9×104t。共有注汽井4口，油井21口，转驱前采出程度为42.0%，预计最终采收率达65.0%，增加可采储量13×104t。转驱后，日产液量为458.6 t/d，日产油量为119.8 t/d，含水为73.8%，阶段产油量为2.21×104t。

3.2 蒸汽驱开发效果

(1) 与蒸汽吞吐对比，开发效果明显改善。开井率由78%升至100%，生产时率由69%升至78%，综合含水由80.0%降至74.0%，实现了油井的有效利用。单井日产油由3.4 t/d升至6.0 t/d(图4)，阶段累计产油量为5.3×104t，累计增油量为3.7×104t，采油速度由1.7%升至3.4%。

图4 杜80蒸汽驱先导试验转驱前后产量变化曲线Fig.4 The yield change curve before and after flooding conversion in steam flooding pilot test in Block Du 80

(2) 平面上蒸汽腔逐渐形成。通过观察井及生产井井温资料[20]，综合判定蒸汽驱整体仍处于热水驱阶段(100～200 ℃)，但汽腔发育雏形正在建立。经过5个月，温度由79 ℃上升至97 ℃，根据传热学中导热基本定律(傅里叶定律)推导蒸汽驱过程中的导热公式，计算注汽井周围大约27 m范围已形成蒸汽腔。

4 结论及认识

(1) 薄互层超稠油油藏开展蒸汽驱的地质条件为：连通性好，油层厚度为20～30 m(主力层厚度大于15 m)；油层集中，净总比大于0.40；相对均质，渗透率级差小于4。

(2) 油藏工程优化设计结果：杜80块兴隆台油层中稳定发育5 m左右的泥岩隔层，可划分为2套层系独立开发；井网井距为70 m井距反九点井网，注汽速率为1.7～1.9 t/(d·m·hm2)，采注比为1.1～1.2，井底蒸汽干度以大于50%为最佳，转驱时机为油藏温度大于80 ℃；根据小层厚度及级差界限，分别采用不同厚度、不同孔密的射孔方式。

(3) 蒸汽驱现场先导试验取得良好的开发效果，单井日产油由3.4 t/d升至6.0 t/d，阶段累计增油量为3.7×104t，采油速度由1.7%上升至3.4%。矿场试验表明，薄互层超稠油蒸汽驱是可行的，可成为该类油藏吞吐后期主要接替技术之一，具有广阔的应用前景。