杜229块蒸汽驱先导试验动态调控技术

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1、杜229块超稠油蒸汽驱先导试验动态调控技术摘要：杜229块超稠油蒸汽驱先导试验区受到蒸汽吞吐阶段采出程度差异、井网不完善、层间非均质性、蒸汽超覆、原油粘度高等条件限制和影响，转驱后表现出局部方向难受效或蒸汽突破快、油层纵向动用不均、采注比低、含水高等开发特征，为此运用吞吐引效、大修更新、调剖、分层注汽、提高排液量、高温气体驱油助排等动态调控技术，保证了杜229块蒸汽驱先导试验顺利进行并取得了很好的阶段效果。关键词：杜229块；超稠油；蒸汽驱；动态调控技术；前言杜229块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段，为中深层中厚互层状超稠油油藏。1998年采用直井蒸汽吞吐方式投入开发，2007年进

2、入开发后期，与2001年高峰期相比，产量由83.2×104t下降至26.5×104t，采油速度由4.04%下降至1.29%，年油汽比由0.78下降至0.33，地质储量、可采储量采出程度分别达到21.1%、90.13%。为转换开发方式，增加可采储量，实现杜229块多元化二次开发，2007年6月开展直井蒸汽驱先导试验，并充分运用动态调控方法，确保试验顺利有效进行，为蒸汽驱在杜229块工业化推广提供技术储备。1试验区油藏概况蒸汽驱先导试验区位于杜229块东南部主体部位，共有7个70×100m井距反九点井组，含油面积0.2009km2，地质储量122.3×104t。开发目的层为下第三系沙河街组沙

3、一、二段及沙三段上部兴隆台Ⅳ、Ⅴ组油层，油藏埋深970m～1050m，平均单井油层厚度为30.8m。区内构造简单，地层平缓，总体向东倾没，倾角5～10°。储层沉积类型为扇三角洲前缘分流河道砂体沉积，岩性以中细砂岩、含砾不等粒砂岩和砂质砾岩为主，胶结疏松。储层物性好，孔隙度32.45～33.47%，渗透率981～1748×10-3μm2，为大孔、高渗储层。层内非均质性较弱，属较均匀型，层间非均质性强，属不均匀型。隔夹层分布稳定，油层连通性好，无边底水影响。原油物性具有“四高一低”特点：高密度（20℃时原油密度1.005～1.01g/cm3），高粘度（50℃时地面脱气原油粘度54000～13

4、0000mPa·s），高凝固点（20～23℃），高胶质、沥青质（49.33%～56.88%），低含蜡量（2.19%～1.97%）。试验前地层压力3.3Mpa，地层温度75℃。2试验区动态调控技术界限通过数值模拟优选结果和同类油藏蒸汽驱开发经验值，确定杜229块蒸汽驱先导试验区动态调控技术界限为：注汽排量6～7t/h，井口蒸汽干度75～80%，井底蒸汽干度大于50%，单井日产液25～35t/d，含水80～85%，井口温度80～90℃，采注比1.0～1.2，操作压力3～4MPa。3试验区阶段动态调控技术方法3.1热连通阶段动态调控技术3.1.1、完善井网，整体预热，为实现平面上均匀驱替做准备

5、在蒸汽驱开发方式中，只有各方向连续的注汽量、稳定的排液量，才能够满足地层温度均衡上升，压力均衡下降，蒸汽带均衡推进。注采井网不完善，势必造成局部方向排液不足汽驱受阻，而另一个方向出现蒸汽突破[1]。试验区7口注汽井中，有4口井井况存在问题，无法保证连续高干度注汽；33口生产井中，有8口井井况存在问题（5口井套变停产，3口井带病生产），还有1口井生产层位不对应。试验区转驱前单井蒸汽吞吐轮次和所处阶段不同，平面上温度、压力和采出程度差异大，也不利于实现均匀驱替。加快试验区大修、更新、调补层进度，保持试验区井网完善。截至目前，已经对井下技术状况差的井实施更新9井次，大修3井次，对层位不对应井调

6、补层1口，累计增油4210t。同时转驱前对注汽井和生产井整体吞吐预热1-2轮，保证平面上均匀驱替。在扩大3个井组实施前，实施整体预热，一次转驱成功率提高到100%。3.2.1对未受效井开展蒸汽吞吐引效，加强注采连通在热连通阶段，部分蒸汽吞吐阶段周期短，采出程度低的生产井，相对注汽井处于高压低温带，注入蒸汽扩散和原油流动困难，与注汽井难以形成热联通[2]，最终汽驱受阻无法受效。生产特征表现为蒸汽吞吐特征，随着生产时间延长供液不足直至停关。对未受效井，主要坚持用蒸汽吞吐引效法[3]来降低地层压力，提高油层温度和采出程度，同时根据油层纵向动用状况配合分选注、调剖措施，提高油层纵向动用程度。热连

7、通阶段累计对9口井实施吞吐引效，目前已经有6口井成功实现注采井间热连通。3.2驱替阶段动态调控方法3.2.1、注汽井实施调剖、分层注汽、双管注汽措施，提高油层纵向动用程度试验区生产兴隆台Ⅳ、Ⅴ组油层，纵向上层间非均质性较强，加上蒸汽超覆作用影响，存在严重的油层纵向动用不均。根据试验区注汽和生产井吸汽剖面资料统计发现，目前试验区吸汽油层主要为物性较好的兴Ⅳ组，物性较差的兴Ⅴ组油层基本没有得到动用。针对注汽井油层纵向动用不均的问题，杜2