蔡賢平 （中石油新疆油田分公司開發(fā)公司，新疆 克拉瑪依834000）

目前，普通淺層稠油熱采已經(jīng)取得了巨大成功，但埋深小于150m的超淺層稠油熱采還是一片空白［1，2］。隨著優(yōu)質油氣資源日漸枯竭，如何有效開發(fā)超淺層稠油這類難采儲量對于油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)具有很現(xiàn)實的意義?？死斠烙吞镌谶@方面進行了系統(tǒng)的探索［3～7］，自20世紀50年代至今，先后在黑油山油田開展了系統(tǒng)的火燒油層、蒸汽驅、蒸汽吞吐熱采試驗，積累了豐富的超淺層稠油熱采經(jīng)驗，對超淺層稠油熱采具有極大的借鑒意義。

1 可行性分析

1.1 油田概況

黑油山油田位于克－烏大斷裂西端，背靠老山，目的層為一套山麓洪積相沉積，具有油藏埋深淺（平均100m）、原油黏度高（平均3268mPa·s）、凝固點低（平均－69℃）的特點，是典型的超淺層稠油油藏。儲層巖性為細砂巖～粗砂巖，孔隙度15.0%～32.0%，平均24.2%，滲透率1～3866mD，平均557mD，含油飽和度平均 64.1%，地面原油密度0.91～0.93g／cm3，20℃地面原油黏度616～14017mPa·s，平均3268mPa·s，凝固點－66.8～－78℃。

1.2 深度極限

文獻 ［8］認為“對于淺層油，注蒸汽溫度不得低于200℃（注蒸汽壓力1.5MPa），太低原油降低黏度不夠，太高會招致壓裂地層，蒸汽上竄，因此，推薦最淺的深度為150m”。在給定最低蒸汽溫度后，作者主要是根據(jù)破裂壓力確定最淺注蒸汽深度，但其結論值得商榷。1.5MPa壓力折算靜水柱高度約150m，但是可以確定的是150m深地層的破裂壓力遠大于1.5MPa。根據(jù)計算破裂壓力的礦場經(jīng)驗公式pf＝0.0098×2.3×H（其中，H為深度），150m深地層的破裂壓力為3.4MPa。由于井淺，井筒內蒸汽產(chǎn)生的壓力可忽略不計（小于0.01MPa），若考慮蒸汽溫度不小于200℃（注汽壓力1.5MPa），則注蒸汽熱采極限深度可達70m。

在地層深度大于70m條件下注蒸汽熱采，既能確保不壓破地層，又能獲得較高的蒸汽溫度和壓力。

1.3 有利條件

1）儲層物性與原油性質均較好，基本滿足稠油熱采篩選標準［8，9］。

2）井筒熱損失小，井底蒸汽干度高。由于井口至油層距離短，蒸汽在井筒內的熱損失小，因此井底可以保持較高的蒸汽干度，使油層獲得更好的加熱降粘效果。

上述分析表明，在黑油山油田開展超淺層稠油熱采試驗具有可靠的理論基礎和堅實的物質基礎。

2 熱采實踐

2.1 火燒油層

第1階段，采取1口火井若干口生產(chǎn)井的模式，共開展了7個井組的火燒油層試驗，其中8001井組還進行了水火結合試驗。注氣速度在0.31×104～4.73×104m3／d之間，累積注氣11×104～3675×104m3，累積采油17～4263t，采收率4.7%～47.7%（平均27.5%），采油速度2.3%～23.4%（平均14.3%），氣油比6200～22558m3／t（平均12155m3／t）?；馃蛯映晒绫?所示。

表1 黑油山油田火燒油層成果表

2.2 蒸汽驅

2.3 蒸汽吞吐

第3階段，在黑油山油田老區(qū)開展蒸汽吞吐試驗。試驗區(qū)油層中部深度62.5～139.5m，平均87.0m，含油面積0.22km2，地質儲量17.1×104t，采用反七點井網(wǎng)100m井距鉆新井29口，老井利用2口。吞吐生產(chǎn)1～7輪，一般5輪，累積注汽7.65×104m3，累積采油2.19×104t，平均單井采油706t，綜合油汽比0.29，采出程度12.8%，折算年采油速度5.0%。蒸汽吞吐成果如表2所示。

圖1 8024井組蒸汽驅開發(fā)曲線

表2 黑油山油田老區(qū)蒸汽吞吐成果表

3 熱采效果分析

3.1 火燒油層采油速度快、采收率高，但是氣油比高，采油成本高

超淺層稠油油藏蓋層薄，地層壓力低，注汽速度很難控制，注氣壓力低則空氣難以進入地層，注氣壓力高則空氣極易沿高滲層段竄進，這就使得氣油比居高不下。以火1井組的最低氣油比6200m3／t計算，折算每采出1t原油仍需耗費1.24t原油。在超淺層稠油中，需要降低注氣速度以取得有效的氣油比，同時又能維持油層正常燃燒，目前國內在這方面的研究尚未取得新進展［10～12］。

3.2 蒸汽驅采收率高，但是油汽比低，汽驅效果差

超淺層稠油油藏蒸汽驅熱量損失分為初期和見效期兩部分。初期熱損失是由于超淺層稠油的本質所致，埋深淺、地層溫度低熱量耗損必然嚴重，這也是造成8024井組蒸汽驅前緣突破6個月之后才見效的原因。見效期熱損失則與汽沿高滲層竄進有關，從8024井組開發(fā)曲線可以看出，進入高峰期后，基本上是注多少汽產(chǎn)多少液，油溫均在80℃以上，熱量損失很大。單純從技術角度考慮，連續(xù)注汽方式熱量利用效率太低，若采用段塞式注汽，蒸汽驅效果將會有所改善。以該井組為例，若在剛進入高產(chǎn)期時即停汽注水，則最終油汽比有望達到0.12。

3.3 蒸汽吞吐采油量高、采油速度快、油汽比高，吞吐效果好

針對超淺層稠油油藏熱量散失快的特點，采取了多項措施提高熱采效果。在保證蒸汽質量的前提下，前3輪吞吐采取中高注汽強度（90m3／m左右）、高注汽速度（120m3／d左右）、短燜井時間（2d左右）的策略，使階段油汽比保持在0.27以上；蒸汽吞吐生產(chǎn)3輪之后，隨著采出程度的增加出現(xiàn)汽竄現(xiàn)象，熱采效果變差，對汽竄區(qū)域進行組合注汽試驗，取得了較好的效果，與同輪次常規(guī)注汽井相比，組合注汽井各項熱采指標均有較大幅度提高，如表3所示。

表3 黑油山油田不同注汽方式對比表

3.4 在不壓裂地層的情況下，淺井吞吐效果好于深井

蒸汽吞吐一般首輪注汽壓力最大，之后逐漸降低。從注汽情況看，首輪吞吐注汽速度快、注汽強度高、注汽壓力大（如圖2所示，已超過理論破裂壓力值），也沒有發(fā)現(xiàn)汽竄現(xiàn)象，而僅是在吞吐輪次較高（2輪之后）后沿高滲透層井間汽竄。這表明，在目前較高的注汽壓力下并未壓裂地層。

從油汽比與井深的關系看，淺井明顯高于深井（相對深度）。這說明，在注汽質量相同的情況下，淺井比深井井筒熱損失小，井底蒸汽干度高，吞吐效果也比深井好，如圖3所示。

4 結論

通過黑油山油田系統(tǒng)熱采試驗，全面分析各種熱采方法在超淺層稠油油藏中的適應性，獲得如下結論：

1）火燒油層采油速度最快，采收率最高，但是氣油比高，采油成本高。如何降低氣油比和控制燃燒方向，是影響火燒油層技術現(xiàn)場應用的關鍵。

圖2 首輪注汽壓力與井深的關系

2）蒸汽驅熱量損耗大，油汽比低，即使優(yōu)化注汽組合，油汽比提升空間也極為有限，因此超淺層稠油油藏不適合采用蒸汽驅開采。

3）蒸汽吞吐可以有效開發(fā)超淺層稠油油藏，而且熱采效果與油層埋深呈反比。

4）理論計算蒸汽吞吐極限深度為70m，實際蒸汽吞吐深度已接近60m，這對超淺層稠油油藏蒸汽吞吐熱采具有普遍的指導意義。

圖3 綜合油汽比與井深的關系

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