陳光喜 （中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依834000）

王群，郭娜，何燕，王梅 （中石油新疆油田分公司新港作業(yè)分公司，新疆 克拉瑪依834000）

九4＋5區(qū)油藏構(gòu)造上位于準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起克百斷裂帶中段，該斷裂對九4＋5區(qū)齊古組（J3q）稠油油藏的形成起到了遮擋作用。J3q自上而下分為3段J3q1、J3q2和J3q3。目的層J3q3（齊三段）頂部埋深275.5～340.6m，平均308.6m，屬辮狀河沉積體系，離物源較近，巖性變化較大。沉積厚度在14.4～59.4m，平均40.7m，平面上由工區(qū)西南部向東北部逐漸變大?？紫抖仍?4.5%～33.4%，平均29.12%；滲透率在45～3560mD，平均676.9mD，為高孔、高滲儲集層，20℃時地面脫氣原油黏度為41236mPa·s，屬于特稠油油藏［1］。

九4＋5區(qū)東部吞吐區(qū)域J3q3開發(fā)試采始于2003年，2004～2008年期間通過老井加深或補層進(jìn)行全面開發(fā)。研究區(qū)域由于J3q2生產(chǎn)受地層水影響，大部分井已調(diào)整至J3q3單采。研究區(qū)域114口井，55口井由J3q2加深至J3q3生產(chǎn)，59口井單采J3q3生產(chǎn)。為提高油藏動用程度和特稠油轉(zhuǎn)驅(qū)后生產(chǎn)的認(rèn)識，在九4＋5區(qū)東部砂層較為穩(wěn)定、有效厚度較大，采出程度＜20%，剩余儲量＞1.0×104t，原油黏度10000～50000mPa·s，黏度范圍內(nèi)的區(qū)域進(jìn)行了轉(zhuǎn)驅(qū)生產(chǎn)。

2010年9月，九4＋5區(qū)東部8個超稠油汽驅(qū)井組轉(zhuǎn)入反九點汽驅(qū)先導(dǎo)試驗生產(chǎn)，2012年12月在該區(qū)域進(jìn)行了13井組的汽驅(qū)擴(kuò)大生產(chǎn)。截止2014年5月，九4＋5區(qū)東部超稠油區(qū)域共轉(zhuǎn)驅(qū)21個井組，相關(guān)采油井93口。累積注汽48.05×104t，累積產(chǎn)油4.87×104t，井組產(chǎn)油水平35.60t／d，階段油汽比0.10，平均含水90%。擴(kuò)大試驗區(qū)13井組累積注入蒸汽20.53×104t，累積產(chǎn)油2.1×104t，累積產(chǎn)液25.46×104t，階段油汽比0.10，綜合含水92%。

1 先導(dǎo)區(qū)與擴(kuò)大區(qū)物性條件對比

2012年蒸汽驅(qū)開發(fā)的13個井組在油層厚度等儲層物性方面和先導(dǎo)試驗區(qū)8井組存在一定的差異，先導(dǎo)區(qū)的油層有效厚度11.4m要高于擴(kuò)大區(qū)的9.8m，這對于開發(fā)效果有著非常重要的影響：先導(dǎo)區(qū)原油黏度為38786mPa·s，要小于擴(kuò)大區(qū)的43256mPa·s，黏度大小對于稠油開采具有決定性的作用，黏度越大，對采油工藝要求越高，蒸汽驅(qū)效果越差，采收率越低，成本越高；先導(dǎo)區(qū)汽驅(qū)前階段含水僅75%，而擴(kuò)大區(qū)達(dá)到了91%；另外，汽驅(qū)前平均吞吐輪次先導(dǎo)區(qū)僅6.2次，而擴(kuò)大區(qū)已達(dá)10.2次，吞吐輪次越高，轉(zhuǎn)驅(qū)難度越大，轉(zhuǎn)驅(qū)效果也越差。

由于九4＋5區(qū)東部未轉(zhuǎn)驅(qū)區(qū)域平均吞吐輪次高達(dá)10.2，平均含水已達(dá)92%，平均油汽比僅0.09，單井產(chǎn)能也僅0.71t／d，因此未轉(zhuǎn)驅(qū)區(qū)域生產(chǎn)效果不理想，若繼續(xù)吞吐開采，效果較差，2012年12月，對擴(kuò)大區(qū)的13個井組進(jìn)行了轉(zhuǎn)驅(qū)，有以上分析可知由于先導(dǎo)性試驗區(qū)與擬擴(kuò)區(qū)域油藏條件進(jìn)一步變差，主要表現(xiàn)為黏度、含水及吞吐輪次均高于先導(dǎo)區(qū)，而油層厚度要小于先導(dǎo)區(qū)，擴(kuò)大后可為后期特稠油蒸汽驅(qū)開發(fā)提供依據(jù)。

2 擴(kuò)大區(qū)存在的主要問題

2.1 油井平面見效差異大

由先導(dǎo)區(qū)和擴(kuò)大區(qū)井組分類對比圖及統(tǒng)計表（見圖1、表1）可以看出，擴(kuò)大區(qū)主要以Ⅲ、Ⅳ類井組為主，而先導(dǎo)區(qū)主要以Ⅰ、Ⅱ類井組為主。主要是由于擴(kuò)大區(qū)區(qū)域以河道沉積為主，但伴隨有部分心灘，儲層平面非均質(zhì)性嚴(yán)重，沿河道主流線方向蒸汽推進(jìn)速度快，易產(chǎn)生汽竄現(xiàn)象，另外先導(dǎo)區(qū)較擴(kuò)大區(qū)物性要好，導(dǎo)致平面上受效不均勻、見效差異大。

圖1 井組分類對比圖

2.2 汽竄現(xiàn)象仍有發(fā)生

九4＋5區(qū)由于吞吐階段形成的汽竄通道在汽驅(qū)階段具有繼承性，另外由于河道沉積的連通性好，油層非均質(zhì)性造成采出程度不同，井間連通性差異較大，影響開發(fā)效果。汽竄容易在高滲層中形成通道，使油藏動用不均的矛盾加劇，不利于油藏開發(fā)效果的改善和采出程度的提高。受竄井液量劇增，溫度升高，導(dǎo)致地層出砂，嚴(yán)重的還可能導(dǎo)致套管受損。另外，注汽量散失，從無效受竄井無控制逸散，在受竄井周圍產(chǎn)生高壓高溫區(qū)，既浪費大量熱能又存在極大的不安全因素。

表1 先導(dǎo)性試驗區(qū)與擬擴(kuò)區(qū)域井組分類統(tǒng)計

2.3 含水較高

該區(qū)平均含水已達(dá)92%，主要是由于多輪次吞吐注汽，注入水回采率低，另外由于構(gòu)造原因，受底水影響嚴(yán)重。隨著綜合含水率的不斷上升和低產(chǎn)油井的大量增加，原油的生產(chǎn)成本越來越高，對于油田的開發(fā)，尤其是地面工程系統(tǒng)，提出了更高的要求，要立足于應(yīng)用新工藝、新技術(shù)、節(jié)約成本、降低能耗。

3 措施及效果分析

3.1 間開控關(guān)，調(diào)節(jié)泄壓通道

由于受稠油油藏開發(fā)規(guī)律的制約，在稠油油藏的開采過程中，存在一些供液不足的低產(chǎn)低效井以及高頻率汽竄井，低產(chǎn)低效井調(diào)整抽汲參數(shù)后系統(tǒng)效率仍很低。對于這些油井目前采取間開制度的方法，人為根據(jù)油井產(chǎn)量、功圖液面動態(tài)資料以及汽竄情況，決定油井定時開機(jī)、停機(jī)來實現(xiàn)。通過間開、控關(guān)措施，調(diào)節(jié)高滲方向泄壓通道，從而提高蒸汽波及效率，減少汽竄現(xiàn)場的發(fā)生，提高低產(chǎn)低效井系統(tǒng)效率。目前已在九4＋5區(qū)實施該措施18井次，累計增油232t。

3.2 調(diào)整注汽方式，補充地層能量

在稠油生產(chǎn)開發(fā)過程中，注汽方式的優(yōu)化可以獲得更高的產(chǎn)量、提高開發(fā)效益，使油田更加合理的開發(fā)。在九4＋5區(qū)，對于動液面偏低，地層虧空、地層能量補充不及時的區(qū)域，提高注汽速度，轉(zhuǎn)換注汽方式，可以獲得較高的產(chǎn)油水平以及經(jīng)濟(jì)效益［2］。典型井952035井組（見圖2）轉(zhuǎn)換為注2停1的注汽方式，注汽速度提高為50～70t／d，計算井組視流壓平均上升0.16MPa，平均產(chǎn)油水平上升1.0t／d，并且井組持續(xù)見效。

圖2 952035井組綜合開發(fā)曲線

3.3 封堵調(diào)剖，提高蒸汽波及體

封堵調(diào)剖是通過調(diào)整層間滲透性差異來達(dá)到調(diào)整層間吸汽狀況、控制蒸汽竄流、提高蒸汽驅(qū)波及系數(shù)的目的，由于儲層平面非均質(zhì)性嚴(yán)重，造成注入蒸汽沿高滲透層突進(jìn)，中低滲透層波及程度低，嚴(yán)重影響蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果，從分析研究來看，九4＋5區(qū)沿河道主流線方向蒸汽推進(jìn)速度快，平面上蒸汽驅(qū)替不均衡［3］，建議對持續(xù)高溫，汽竄嚴(yán)重的4個井組：95339、95340、95341和953107實施封竄調(diào)剖。

3.4 吞吐引效，改善平面動用不均

在稠油油藏蒸汽驅(qū)開采過程中，主要由于巖性和原油黏度差異造成的嚴(yán)重非均質(zhì)性，造成了平面上動用狀況極度不均勻，高滲部位的頻繁汽竄以及低滲或者斷層阻隔部位的低產(chǎn)甚至不上油，嚴(yán)重影響了油藏的正常生產(chǎn)。吞吐引效主要就是用來改善平面動用不均，對于井組內(nèi)存在斷層或者連通性較差的油井進(jìn)行單獨的蒸汽吞吐，這樣既可以保證低產(chǎn)井的產(chǎn)油量，又可以增加井組之間的連通性，使蒸汽在井組內(nèi)能夠較為均勻受效，一般選擇未見效的采油井以及物性相近的油井同時注汽。

3.5 調(diào)整射孔對應(yīng)關(guān)系，增加射孔層位對應(yīng)率

射孔對應(yīng)性的高低程度對于產(chǎn)量的高低有著直接的影響，在供液充足的情況下，射孔對應(yīng)性越高，油井產(chǎn)液量越高，油層動用程度也就越高，反之，射孔對應(yīng)性越低，油井產(chǎn)液量越低，油層動用程度也越低。因此，射孔對應(yīng)性是油田生產(chǎn)中必須嚴(yán)格把控的因素。經(jīng)統(tǒng)計分析，在九4＋5區(qū)目前21個井組中，注采層位未完全對應(yīng)的共有7個，建議對這7個井組進(jìn)行補孔措施，進(jìn)一步提高油層動用程度。

3.6 完善井網(wǎng)，提高油藏開發(fā)效果

進(jìn)入高含水開發(fā)期，隨著對剩余油挖潛的不斷深入，要求井網(wǎng)對油層控制程度進(jìn)一步提高，以不斷適應(yīng)提高蒸汽波及體積的需要，滿足挖掘剩余油資源的需求。這時用蒸汽驅(qū)控制井網(wǎng)的完善程度，對稠油油藏的采收率及開發(fā)效果具有很大的影響；井網(wǎng)不完善區(qū)域也是高含水開發(fā)階段剩余油富集的有利部位，其中最有利的是只注無采型，相當(dāng)于低滲透油層的超前注水，增加了地層的能量；而只采無注型屬于枯竭式開采，采收率低，會殘留大量剩余油；無注無采型相當(dāng)于資源未動用；其他類型則動用程度低，剩余油也相對富集。合理的井網(wǎng)，將會較大幅度的提高采收率和油藏開發(fā)效果。九4＋5區(qū)汽驅(qū)井網(wǎng)不完善，井點缺失，無注汽井點控制，建議在論證的基礎(chǔ)上完善井網(wǎng)。

4 結(jié)論與認(rèn)識

1）對于特稠油油藏，開發(fā)方式由蒸汽吞吐轉(zhuǎn)換為蒸汽驅(qū)是切實可行的，并且具有明顯的改善效果。

2）油藏條件的好壞對于蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果有直接的影響。

3）特稠油油藏的蒸汽驅(qū)開發(fā)有間開控關(guān)、調(diào)整注汽方式、封堵調(diào)剖、吞吐引效、調(diào)整射孔對應(yīng)關(guān)系和完善井網(wǎng)等具體措施，且增油效果明顯。

［1］ 李海軍 .新疆克拉瑪依九區(qū)稠油評價 ［J］.石油煉制與化工，1988（1）：66.

［2］ 孫來喜，張烈輝，馮國慶，等 .克拉瑪依油田九區(qū)蒸汽吞吐后開采方式優(yōu)化研究 ［J］.石油地質(zhì)與工程，2008，22（2）：60－63.

［3］ 雷興中 .克拉瑪依六、九區(qū)淺層稠油熱化學(xué)采油技術(shù)研究 ［D］.成都：西南石油學(xué)院，2003.