摘要：超稠油油藏进入开发中后期，呈现高吞吐轮次、低压力、低油汽比的特征，平面上汽窜严重，纵向上动用不均矛盾突出。为进一步提高该油藏采收率，深入油藏潜力评价，精细论证不同开发方式的可行性，通过井网重构，探索形成了上层系蒸汽驱开发、下层系蒸汽吞吐加气体辅助的精细开发模式。现场应用中注重蒸汽驱动态调控、吞吐方式优化，最大限度挖掘油藏潜力，取得了显著效果，实现了精细开发，保障了区块整体的开发效果。
关键词：超稠油油藏;精细开发;蒸汽驱;蒸汽吞吐;采收率
论文《超稠油油藏精细开发探索与实践》发表在《精细石油化工进展》，版权归《精细石油化工进展》所有。本文来自网络平台，仅供参考。
超稠油区块经过蒸汽吞吐开发，进入蒸汽吞吐中后期，油井生产效果变差，表现为油层压力低、产能低、油汽比低、汽窜比例高，继续吞吐潜力有限，采收率较低。为改善该区块开发效果，提高采收率，实现效益开发，近年来，中国石油辽河油田公司深入油藏潜力评价，精细论证不同开发方式的可行性，通过井网重构，最终形成了上层系蒸汽驱开发、下层系蒸汽吞吐辅助的精细开发模式，并在实践过程中注重蒸汽驱动态调控、吞吐方式优化，最大限度挖掘油藏潜力，初步摸索出一条适合超稠油老区块的开发方式，有效保障了区块整体的开发效益。
1 区块概况
超稠油区块为四周被断层切割的单斜构造，倾向南东，储层为扇三角洲沉积体系。岩性以含砾砂岩和不等粒砂岩为主，孔隙结构以原生粒间孔隙为主，胶结类型以孔隙式和接触式为主。区块的平均孔隙度30.3%、渗透率1.236μm²、原油黏度84 551 mPa·s、平均单层厚度3.5m，属于典型的薄互层状超稠油油藏。区块投入开发以来，经历了早期试采、规模部署、井网调整3个阶段，采用一套开发层系正方形井网。
2 开发困境
2.1 开发成本逐年升高
经历多年开发，该区块已整体进入开发中后期，“两高三低”的矛盾较为突出。目前单井吞吐轮次高，地层压力系数低，地层能量严重亏空，导致油藏吞吐效果变差，油汽比低于经济水平。受此影响，区块开发成本呈现逐年升高趋势。
2.2 平面汽窜现象严重
受油藏条件、井网井距以及注采参数影响，井间汽窜现象严重。区块内汽窜井比例高达81%，其中汽窜多向(汽窜方向≥5)占比83%，最高强度达8MPa;平均年累计发生汽窜172井次，影响产量3600t。
2.3 纵向动用差异较大
油层发育纵向上表现为总厚度大、层数多、单层厚度小的特点，各层储层参数共同制约和相互影响，导致其吸汽能力存在一定差异，动用不均矛盾突出。吸汽剖面统计显示，区块总体纵向动用程度为74%，其中上层系油层动用程度为83.4%，下层系油层动用程度为64.6%。
2.4 采收率较低
搭建运行成本与收入的盈亏平衡效益模型时，只考虑与稠油注汽相关的稠油热采费和井下作业费，确定当前油价下经济极限油汽比。据此标准，利用极限油汽比法预测区块最终采收率仅为26.2%，较其他同类型油藏最终采收率仍有一定差距。
3 治理对策
3.1 分层系开发
针对油藏纵向上油层厚度大、层数多、单层厚度小导致动用不均的问题，深入分析储层发育特点、产能状况，将其划分为上层系和下层系，进行分层系开发。
3.1.1 储层发育状况
油层发育主要受构造和岩性控制。构造高部位油层厚度大，向低部位逐渐减薄，最大厚度71m，最小厚度7.6m，平均厚度27.5m，纵向上主要发育2~4油层。通过对比油层厚度、连通系数、储层物性等数据可以发现：2、3组油层发育较为接近，4、5组油层发育类似;整体2、3组发育状况优于4、5组，且2、3组与4、5组之间存在稳定发育的泥岩隔层，厚度约为6m。根据储层发育特点，将其划分为上层系和下层系，其中上层系油层在全区分布，发育稳定，油层厚度大于20m;下层系油层平面变化快，发育不稳定，局部区域油层厚度保持在15m以上。近年来，中国石油辽河油田公司超稠油新井实施效果研究表明，油层厚度大于15m可以实现独立开发。据此，该区块油藏上下层系均具备独立开发的油层厚度。
3.1.2 产能状况
通过储量计算，上层系地质储量高些，下层系地质储量低些，两者独立开采时均能取得较好效果。历史上单采一套层系的油井中，其单采上层系油井占70%，单采下层系油井占30%。据此，该区块油藏上下层系均具备独立开发的产能条件。
3.2 开发方式
国内外研究表明，目前稠油开发接替技术主要有火驱、蒸汽辅助重力泄油(SAGD)和蒸汽驱。将油层筛选标准与该区块油藏主要参数进行对比，最终选择蒸汽驱为后续开发接替方式。考虑到上层系油层在全区连续分布、油层厚度大、发育稳定，而下层系在东南部区域发育有边水，不适合蒸汽驱开发，选择上层系作为蒸汽驱驱替层段，下层系仍然采用蒸汽吞吐开发。
3.2.1 上层系采用蒸汽驱方式
稠油开发热采井距与原油黏度有直接关系，井距是影响开发效果和经济效益的重要因素。上层系选择蒸汽驱时，以利于热连通、提高采收率为原则，开展井网优选。数值模拟显示，采用70m小井距时平面动用高，井间含油饱和度小于30%，采收率达到65%，采收率较100m井距增加24.8%。据此，优选70m反九点井网，在上层系部署蒸汽驱井组18个，预计可提高采收率42%。
3.2.2 下层系采用蒸汽吞吐方式
下层系开发过程中，利用现场周期吞吐数据，采用Marx-Langenheim公式计算不同油品的最大加热半径，其中超稠油加热半径为37~48m，井距为74~96m。在此基础上，对互层状超稠油油藏不同井距条件下的采收率与净效益进行计算，结果显示开发效果和经济指标较好的100m井距最为适合。
为保证实施效果，优选油层厚度大于15m区域，按照100m井距重构井网，阶段共部署25口井，预计采收率可提高11.6%。结合同类型油藏开发特点，对下层系制定了蒸汽吞吐的开发对策。
通过井网重构，最终形成了上层系蒸汽驱开发、下层系蒸汽吞吐加气体辅助的精细开发模式。按照总体规划，上层系蒸汽驱布置新的生产井网，蒸汽驱连续小排量注入;下层系利用老井蒸汽吞吐注入与生产，部分因老井损坏的部署新井以完善井网。
3.3 现场应用
3.3.1 精心调控，蒸汽驱实现高效开发
通过与其他区块对比地层温度、厚度、单层厚度、净总比等油藏参数，结合蒸汽驱与蒸汽吞吐的成功经验，制定了蒸汽驱实施细则。
1)控制厚度，降低级差。为确保转驱后油层均衡动用，利用蒸汽超覆原理，射孔时采用分厚度、分级射孔。对注汽井来说，其射孔原则为：油层厚度小于2m时，油层应全部射开;油层厚度为2~5m时，应射开油层下部2/3;油层厚度为5~10m时，应射开油层下部1/2;油层厚度大于10m时，应分2段，各射油层下部的1/2。孔密原则为：射孔层渗透率级差大于4时，孔密为16孔/m;渗透率级差为3~4时，孔密为12孔/m;渗透率级差为2~3时，孔密为8孔/m;渗透率级差为1~2时，孔密为4孔/m。对采油井来说，采油井单层厚度大于5m时，射开下部2/3，其余全部射开。此外，采油井的射孔不用考虑渗透率级差和孔密，因此设计孔密均为16孔/m。该区块现场共实施优化注汽井射孔4口，注汽井吸汽剖面资料显示，其中3口井各层吸汽均匀，平均单井动用程度高达89.3%。
2)建立温场，有序转驱。根据先导试验井组的实际情况合理制定转驱顺序。一是结合区域井温情况，首先转驱的1号井组4口井温度均高于100℃;其次转驱的2、3号井组共测井温8口，其中6口井温度在90℃以上;待转5号井组测井温5口，其中3口井温度低于80℃。二是结合采出状况，区域上层系采出程度为42%，但有个别井区采出程度相对低。三是结合汽窜情况，区域内汽窜现象较为严重，目前25口井中，汽窜井达到24口，汽窜比例达96%。综上，最终确定优先转驱1号井组，其次转驱2、3号井组，4号井组最后转驱。
3)集中预热，优化注汽。充分利用汽窜，同步预热建立井间热连通，确保转驱后快速进入剥蚀阶段。优化注汽强度，针对压力低、投产时间较早的井，采用低强度注汽，反之采用高强度注汽。注汽量保持在1800t左右，实现集中投产。14口井采取同步预热的方式，初步建立了较好的热连通，确保了转驱质量。
4)稳定温度，实时提液。初步形成了“控温度、快引效、稳压差、等注采”的蒸汽驱调控理念。其中，控温度是将温度控制在80℃以内，避免单向突进，达到井组均匀受效;快引效是针对不见效的油井实施吞吐引效，加快平面热连通;稳压差是指注汽压力稳定在4MPa左右，注采压差稳定在2MPa左右;等注采是指保持合理的采注比，控制采注比在1.2左右。针对转驱后井口温度较高的生产井，及时调整参数，避免单向突进，达到井组均匀受效。以X井为例，通过动态调控，确保一定的产液量及温度，阶段生产217d，比转驱前同期增加产油481t，相关生产曲线如图1所示。
吞吐引效能够有效加强试验区注采连通的形成，阶段实施4口井。以Y井为例，转驱后蒸汽驱见效不明显，表现吞吐特征，通过持续开展吞吐引效，加快热连通形成，阶段生产551d，比转驱前同期增加产油336t，相关生产曲线如图2所示。阶段蒸汽驱转驱井组中，日产油由转驱前的31t上升至107t，日产量增加76t;采油速度(年采出量占储量的百分比)为4.9%，比转驱前提高3.48%。
3.3.2 优化强化注汽，吞吐效果明显改善
通过研究周期产油与注汽强度关系，明确注汽强度设计标准，并围绕“注、焖、放、下、采”五大环节，强调过程控制，实现快速衔接。下层系新井取得较好效果，阶段共投产新井30口，年产油8934t，其中下层投产新井9口，平均射孔厚度30.8m，阶段产油2842t。整体储层发育、实施效果与上层系相当。同时，针对低产低效吞吐老井配套实施辅助吞吐，下层系日产油增加25t。
4 效果评价
4.1 区块产量成倍增长
区块日产油由年初的77t上升至目前的246t，与年初相比增加将近2倍;年产油增加10%，采油速度提高3.48%。
4.2 采收率大幅度提高
区块采收率提高29.1%，其中上层系采收率提高42%，新增可采储量1.05×10⁴t;下层系采收率提高11.6%，新增可采储量2.1×10⁴t。
4.3 经济效益明显
通过对区块实施精细开发，累计增油1.6×10⁴t，吨油成本下降37元;蒸汽驱井组节约热采作业费72万元，创造效益114.8万元，投入产出比为1:1.47。
5 结论
针对超稠油油藏低效开发现状，为提升区块开发效果，必须深入油藏潜力评价，精细论证不同开发方式的可行性，进行精细开发。根据不同油藏条件，个性化进行多种方式的组合开发，通过井网重构，形成了上层系蒸汽驱开发、下层系蒸汽吞吐加气体辅助的精细开发模式，初步摸索出一条适合超稠油老区块的精细开发方式，有效保障了区块整体的开发效益。
先导试验井组的成功实施，坚定了区块蒸汽驱规模实施的信心，为超稠油规模稳产提供技术支撑。在现场应用中，应根据不同井组的特征，有针对性地进行参数调控，特别是液量与温度的调控应该一井一策。
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