杜66断块火驱阶段开发效果评价和方法研究

摘 要：曙光油田于2005年6月在杜66断块开展火驱先导试验。十余年来实施规模持续扩大，火驱开发取得较好效果，截至目前实施規模达到112个井组，已建成国内最大的火驱开发基地。目前已形成“油藏工程设计、动态跟踪调控、油藏动态监测、采油技术配套、地面尾气处理”等火驱系列特色技术，火驱采油已成为稠油开发后期重要的稳产接替技术。

关键词：薄互层；火驱开发；动态调控；配套技术；尾气处理

1油藏基本概况

1.1地质概况

杜66断块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为下第三系沙四段上部杜家台油层。含油面积8.4km2，石油地质储量5318×104t，标定采收率38.4%，可采储量2042×104t，为典型的薄互层状稠油油藏。

1.2开发历程

杜66断块区杜家台油层于1979年开始勘探，1987年编制开发方案，采用200m井距正方形井网，上、下两套层系开发，先后经历上产、稳产、递减、火驱等四个开发阶段：

上产阶段：1986-1989年，以200米正方形基础井网投入蒸汽吞吐开发，阶段末采油速度1.2%，采出程度4.4%。

稳产阶段：1990-1997年，调整为100米正方形井网（局部70米），上下两套层系开发，阶段末采油速度1.2%，采出程度14.0%。

递减阶段：1998-2009年，高周期缓慢递减，阶段末采油速度0.3%，采出程度21.9%。

火驱阶段：2010年-至今，2010年10月外扩10个井组，2012～2016年规模实施88个井组，目前已达112个井组。

1.3开发面临主要问题

断块经过30多年的蒸汽吞吐开发，已进入开发后期，具有“高周期、高采出程度、低产、低压、低油汽比”两高三低的特点，常规吞吐开发难以进一步提高采收率，先后进行蒸汽驱、热水驱等多种试验，均未见到明显效果。

2 火驱方案设计

为寻求薄互层稠油油藏有效的稳产接替方式，2005年在杜66断块开展先导试验并取得成功，在此基础上2012年完成了《杜66断块火驱开发方案》[3]，共规划火驱井组141个。

2.1设计原则

（1）以先导试验为依据，以油藏工程研究为基础，确定合理的开发井网；

（2）以经济效益为目标，利用现有井网及地面配套设施，减少投资风险；

（3）以数值模拟为手段，确定最佳注采参数配置，进行方案部署及指标预测；

（4）完善注采系统及配套监测系统，为开发效果评价及调整部署提供依据。

2.2开发层系和井网井距

火驱驱替层位确定为上层系，采油井层系内分注合采。统计净收益与采出程度的关系曲线，得出最佳火驱层段组合厚度18～25m。根据油藏条件差异，在主体部位采用100m反九点面积井网，局部为行列井网，注气井与采油井均采用老井。

2.3火驱操作参数优选

（1）点火温度：区块的原油燃烧性能比较好，空气耗量较低，前缘推进较快，并且驱油效率比较高，经济效益比较好。推荐电点火的方式，点火温度大于400℃。

（2）注入压力：根据气体注入压力方程，注入压力应高于地层压力30%～50%生产效果好。目前已转火驱井组日注1900～7400Nm3，注气压力0.6～4.4MPa，该块地层压力1～2MPa，初步确定注气压力为3～6MPa。

（3）燃烧方式：统计燃烧时机与采出程度关系曲线发现，采出程度初期逐步上升，确定干式燃烧。

（4）注空气量：初期日注 4000～6000 Nm3/d，注气速度月增量1000～3000 Nm3/d，最高日注2～3×104 Nm3/d。

（5）单井排液量：10～20t/d。

3火驱开发阶段效果评价

曙光油田火驱开发目前已累计转火驱112个井组，初具规模。截止目前共有注气井112口，开井104口，日注气116.4万标方；生产井538口，开井398口，日产油918吨，瞬时空气油比1267，累积空气油比934。火驱开发取得较好效果，规模效益逐步显现。

3.1油井见效明显，开井规模持续扩大

转驱三年后火驱效果逐步显现，油井开井数达到398口，对比转驱前增加209口，开井率达到80%，上升41%；火驱效果逐步显现，目前平均见效率达到76%。

3.2指标明显改善，采油速度加速上升

一是空气油比保持在较好的水平：火驱空气油比始终保持在1267Nm3/t。

二是采油速度呈持续上升趋势：火驱采油速度目前达到0.67%，较转驱前提高0.33%，较常规吞吐提高0.47%。

3.3增产效果明显，年产油量成倍增长

一是日产油量持续上升：火驱井组日产油由转驱前330吨上升到913吨，增加一倍以上。

二是单井日产油不断提高：区块单井日产由0.9t/d提高到1.9t/d，是常规吞吐的2.1倍。

三是年产油量稳定回升： 年产油达到24.3×104t，较转驱前提高11×104t，较常规吞吐增加16×104t。

3.4燃烧状态好转，可采储量大幅提升

目前火驱高温燃烧井比例在40%左右，其中先导试验井组已达70%以上，现采出程度已达到40.8%（火驱阶段21.2%），预计最终采收率可达到55.2%，较常规吞吐（27.2%）提高28%；预计杜66断块全面转驱后，可新增可采储量1124万吨。

4火驱开发方法研究

火驱开发机理复杂，管火、控火难度大。经过多年的现场实践，围绕火驱开发“两条主线”，形成了“两针对、三结合、三优化”的火驱开发思路，并完善形成了“五项配套技术”，火驱效果不断改善。

4.1突出“三结合”，持续完善注采井网

完善的注采井網是火驱开发的基础，但更新、大修、侧钻等复产工作的实施，要与火驱转驱时间、见效状况、油藏地层压力紧密结合。火驱见效明显、地层压力恢复较高的区域优先实施；其它区域视火驱见效程度兼顾产量、效益有序实施。

4.2突出“三优化”，有序实施吞吐引效

一是优化注汽井点。结合火驱开发阶段，实施火线形成阶段选择注、热效驱替阶段持续注。

二是优选注汽层段。针对连通程度高、见效程度低的油井，对注采连通的层段实施选注，增加见效程度。

三是优化注采参数。对于火驱见效明显的井组，可适当降低注汽强度，仍能保持井组产量持续增长。

4.3突出“四完善”，支撑火驱规模开发

一是完善点火技术。目前已形成了注蒸汽预热自然点火、注蒸汽预热化学点火和等通径移动式电点火等三项技术，其中以注蒸汽预热化学点火为主。

二是完善地面系统。注气管网形成了主支结合、辐射单井的地面注气系统。注入设备由早期的低压力、小排量的空压机转变为高压、大排量的空压机，满足规模注入需求。

三是完善动态监测。建立了从注—采、从点—面、从纵向—平面的动态监测系统，初步掌握了火线前缘监测技术，为火驱动态调控提供了较为齐全的资料。

四是完善尾气处理。针对火驱尾气中H2S含量超标的问题，利用羟基氧化铁干式处理工艺，脱硫后H2S含量低于10ppm，达到排放标准。

5火驱开发取得认识及思考

（1）注采井网完善是火驱开发的基础。

（2）蒸汽吞吐是改善火驱效果的方式。

（3）配套技术完善是火驱成功的关键。

（4）合理注采参数是高温氧化燃烧的保障。

参考文献：

[1] 张厚福.石油地质学[M].北京：石油工业出版社，1989.

[2] 温静.“双高期”油藏剩余油分布规律及挖潜对策[J].特种油气藏，2004，11（4）

[3] 左向军.曙光油田杜家台油层稠油热采参数优选研究[J].石油勘探与开发.2006.8：79-84

[4] 柴利文，金兆勋.中深厚层稠油油藏火烧油层试验研究[J].特种油气藏，2010，17（3）

作者简介：

汪雨蒙（1992-），女，汉族，助理工程师，2015年毕业于西南石油大学勘查技术与工程专业，现从事油田开发研究工作。

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