沈 群

(中油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

杜229块为中深层中厚互层状边底水超稠油油藏，具有油层厚度大、储层物性好、原油黏度高的特点。为提高油藏开发效果，2007年开始实施了蒸汽驱[1-2]先导试验并获得成功，开辟了超稠油提高采收率的新途径，截至目前累计转入20个蒸汽驱井组，生产目的层为兴Ⅲ～兴Ⅴ组，孔隙度30.4%，渗透率1.33D，油层有效厚度23.0 m，含油面积0.76 km2,地质储量341.5×104t，其中12个反九点井组目前采出程度高达64.7%，进入蒸汽驱开发后期，井组年产油降低、油汽比降低，开发效果变差。

1 超稠油蒸汽驱开发机理

蒸汽驱[3]是指按优选的开发系统、开发层系、井网、井距、射孔层段等，由注入井连续向油层注入高温湿蒸汽，加热并驱替原油由生产井采出的开采方式。其开发机理主要包括降黏作用、热膨胀作用、蒸馏作用、脱气作用、混相驱作用、溶解气驱作用、乳化驱作用等七个作用。与普通稠油对比，超稠油密度更大、黏度更高，因此，超稠油蒸汽驱开发中以连通后的降黏、剥蚀作用为主。

2 实施背景

蒸汽驱12个反九点井组位于杜229块[4]主体部位，地质储量为176.0×104t，生产层位为兴Ⅳ、Ⅴ1组。转驱前累积注汽134.9.0×104t，累积采油60.7×104t，油汽比0.45，采注比为1.34，采出程度34.5%，转驱前地层压力为3.5 MPa，地层温度为81 ℃。为探索超稠油蒸汽驱吞吐后期接替方式，2007年在杜229块兴Ⅳ、Ⅴ组油藏开展蒸汽驱先导试验并获得成功，累计转入12个反九点井组。截至2018年底，反九点井组采出程度达到64.7%，超过方案设计的60.5%，井组进入开发后期。由于主力动用层含油饱和度低，井组年产油由高峰期的6.8×104t下降到4.4×104t，采油速度由3.9%下降到2.5%，含水由86.0%左右上升到88.6%，油汽比由 0.17下降到0.15。汽驱开发效果变差，同时受国际油价降低影响，井组开发面临巨大的效益问题。根据利润与盈亏平衡油汽比关系模型图，在目前油价下，要求蒸汽驱油汽比≥0.18。因此，提高蒸汽驱油汽比，实现持续稳产成为井组的主要工作。

3 潜力分析

虽然12个反九点井组进入汽驱后期，但从层内、层间、平面动用情况看，仍有潜力可以挖掘，井组具有实现持续稳产的能力。通过数值模拟研究表明，当采出程度达到65%时，油层上部温度比较高，达到220 ℃，蒸汽腔已经形成，但油层下部的温度只有140 ℃，剩余油饱和度达到52.6%，油层动用程度比较低(见图1)。

井温监测曲线及汽腔平面分布图如图2所示。通过井温监测显示，由于蒸汽的超覆作用，纵向上兴Ⅳ组油层动用程度比较好，井温达到238 ℃，蒸汽腔已经形成，而生产井段下部的兴V1组油层，基本没有得到动用，纵向动用程度不均。从平面蒸汽腔分布看，井组主体部位蒸汽腔已经形成，温度都在220 ℃以上，但在局部区域，井组温度比较低，只有160～180 ℃，该区域的地层压力大于主体部位的地层压力。

通过以上三方面分析，12个反九点井组进入蒸汽驱末期后，未充分动用区域仍然较大，仍具有改善开发效果的潜力。

4 技术对策

根据以上对影响超稠油蒸汽驱后期开发效果的主要因素分析，通过对井组层内、层间、平面动用的深入分析及现场试验，创新引入SUBCOOL[5]指导动态调控、实施分层汽驱、开展热水驱[6]试验等一系列技术措施，有效地提高了井组的产量，提高井组开发效果，为蒸汽驱后期提高开发效果奠定了基础。

4.1 创新动态调控理念

结合数值模拟及井温监测数据表明，蒸汽驱后期井组主体部位井温达到220 ℃以上，蒸汽腔已经形成并逐渐接近生产井，井组面临蒸汽突破的问题。针对这一现状，2019年开始将直井蒸汽驱“以采为先、以产定注、以液牵汽”调控理念与SAGD开发压差控制及SUBCOOL控制相结合，开展动态调控，抑制蒸汽突破。

蒸汽驱目前主体部位的地层压力3.0 MPa左右，为防止蒸汽突破，同时保证油井的举升能力，根据SAGD生产经验，需要将井组的注采压差控制在0.5～1.0 MPa，如图3所示。

为防止蒸汽突破，井组通过降低排液量、增加沉没度，提高生产流压，提高饱和温度。实践证明，井组合理的SUBCOOL值需要大于30 ℃，当SUBCOOL小于30 ℃时，井组含水上升、日产油下降的趋势没有得到改变。而当SUBCOOL大于30 ℃时，井组含水由88%下降到86%，日产油也逐渐恢复到正常生产水平的120 t左右，确定了蒸汽驱后期调控技术界限(见图4)。

在采用SUBCOOL调控过程中，需要井组降低产液量，根据汽驱“以产定注”原则，为保持采注比稳定在1.2左右，同时防止蒸汽突破，2019年之后，逐步将井组日注汽量由750 t左右下降到500 t左右，措施后日产油平稳，含水下降、油汽比由0.13上升到0.23左右，井组开发效果显著提高。

4.2 实施分层汽驱

由于油层纵向动用不均是井组目前的主要矛盾之一，因此，为提高兴Ⅴ1组动用程度，对蒸汽驱杜32-48-36C注汽井实施了分层汽驱(见图5)，该井只对兴V1组油层射孔，兴Ⅳ组油层没有射孔，从而达到分层汽驱的目的，2016年实施分层汽驱后，井组年产油上升、油汽比上升，开发效果得到改善。

4.3 实施热水驱

由于层内动用不均，油层上部剩余油饱和度低，下部饱和度较高。针对这一潜力，提出了采用热水驱的方式，提高井组开发效果，驱油机理如图6所示。热水驱是一种热水和冷水非混相驱替原油的过程，该方式可以减缓蒸汽超覆作用、抑制蒸汽突破、延长蒸汽驱的经济寿命，充分利用油藏的原有热能，通过改善油水流度比，降低残余油饱和度，改变油水相对渗透率，并通过发挥流体和岩石的热膨胀性能来提高原油采收率。2019年，在蒸汽驱反九点井组优选两个蒸汽突破严重、含水较高的井组开展了热水驱实验，措施后，井组年产油保持稳定，油汽比由0.15提高到0.27。

4.4 降低操作压力

针对井组局部地区地层压力高，蒸汽腔没有得到充分扩展，造成产油量及油汽比逐渐下降等问题，制定了“降低操作压力，提高蒸汽波及体积”的思路，通过注汽井降注汽量，生产井加深泵挂提高排液能力的方法，将井组的地层压力由3.5 MPa降至3.0 MPa(见图7)。压力降低后，对应的蒸汽比容由25.0 L/kg提高到30.0 L/kg，有效地提高了井组的开发效果，井组日产油增加3.0 t/d，油汽比由0.13提高到0.19。

5 应用效果

1)通过科学调控，措施后井组实现持续稳产，目前年产油保持稳定在4.2×104t左右，递减率由2018年的18.5%下降到2.4%，井组实现持续稳产，

2)实施后蒸汽突破得到有效抑制，含水由措施前的88.6%下降到85.9%。油汽比由0.15提高到0.20。超过蒸汽驱利润与盈亏平衡油汽比0.18。

3)通过合理调控，汽驱成本逐年降低，目前井组完全成本为40美元/桶，低于国际油价47美元/桶，取得较好开发效果，实现效益开发。

6 结论

1)蒸汽驱后期通过合理地控制底层压力及生产井的SUBCOOL值、优化注采参数等措施，能有效抑制蒸汽突破，促进蒸汽腔均衡扩展，提高开发效果。

2)通过实施分层汽驱措施，能有效提高油层纵向动用程度，提高开发效果。

3)汽驱后期转热水驱，能有效提高井组油汽比。