低效水驅(qū)稠油油藏蒸汽吞吐熱采可行性論證
——以林東館三段出砂強(qiáng)敏感稠油油藏為例

李守朝 胡 罡

1.勝利石油管理局井下作業(yè)公司魯勝油公司, 山東 東營(yíng) 257077

2.勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院, 山東 東營(yíng) 257015

低效水驅(qū)稠油油藏蒸汽吞吐熱采可行性論證
——以林東館三段出砂強(qiáng)敏感稠油油藏為例

李守朝1胡 罡2

1.勝利石油管理局井下作業(yè)公司魯勝油公司, 山東 東營(yíng) 257077

2.勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院, 山東 東營(yíng) 257015

稠油油藏水驅(qū)采收率低，因其原油黏度高，不適合轉(zhuǎn)化學(xué)驅(qū)，但轉(zhuǎn)熱采可大幅提高采收率。林樊家油田林東館三段地質(zhì)條件復(fù)雜，地層敏感性強(qiáng)，供液差，產(chǎn)能低，油稠，出砂嚴(yán)重，多年來采用了各種工藝措施，均未取得好的水驅(qū)開采效果。在分析低效水驅(qū)原因的基礎(chǔ)上，論證了水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽熱采可行性。開發(fā)實(shí)踐表明，低效水驅(qū)稠油油藏通過轉(zhuǎn)熱采可大幅提高采收率，同時(shí)研究成果對(duì)同類油藏的開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

稠油油藏；防砂；敏感性；低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采；可行性

heavy oil reservoir; sand control; sensitivity; hermal development after low efficiency water flooding; feasibility

勝利油區(qū)常規(guī)注水開發(fā)的普通稠油油藏儲(chǔ)量豐富，地層原油黏度大于100mPa.s的稠油油藏水驅(qū)采收率一般低于18%，而稠油油藏水驅(qū)采收低于25%的儲(chǔ)量達(dá)到3.75×108t[1]。稠油為非牛頓流體，滲流所需剪切應(yīng)力大；在相同壓力梯度條件下，原油黏度越高，滲流速度越慢。水驅(qū)油效率低、波及系數(shù)小、水驅(qū)剩余飽和度高，采收率低，含水率上升快，開發(fā)效果不理想[2-3]。稠油油藏水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采后，其滲流速度大幅度提高，啟動(dòng)壓力梯度減小，油水相對(duì)滲透率得到改善，驅(qū)油效率大幅增加。因此注蒸汽熱采可以改善稠油滲流特性，降低殘余油飽和度，提高驅(qū)油效率、波及系數(shù)及采收率，是低效水驅(qū)稠油油藏提高采收率的有效手段[1，4-6]。

1.油藏概況

林樊家油田林東館三段儲(chǔ)層為砂巖儲(chǔ)層，具有正常的溫度、壓力系統(tǒng)。巖性以細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖和粉砂巖為主。粒度中值0.16mm，石英含量47%～56%，長(zhǎng)石含量30%～35%，而且鉀長(zhǎng)石多于斜長(zhǎng)石，巖屑含量12%～20%，礦物成熟度比較低。碳酸巖含量0.48%～2.47%，泥質(zhì)含量2.8%～8.5%。巖石顆粒磨圓度差，多為次棱角狀，分選中等，風(fēng)化蝕變程度中等，以顆粒支撐為主，接觸關(guān)系為點(diǎn)接觸，膠結(jié)類型為孔隙－接觸式膠結(jié)。儲(chǔ)層平均孔隙度32%，滲透率3446×10-3um2。地層原油密度為0.9277g/cm3～1.0136g/cm3，原油50℃時(shí)黏度為130 mPa.s～7328mPa.s，凝固點(diǎn)為-1℃～-10℃。

該區(qū)塊含油面積6.79km2，儲(chǔ)量489.4×104t。多年來林東館三段一直處于較低的開發(fā)水平，區(qū)塊平均單井日產(chǎn)油 1.8 t，開發(fā)中存在的問題主要是地層供液差、產(chǎn)能低、油稠、出砂嚴(yán)重、儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的敏感性，多年來采取了各種工藝措施，均未取得好的開采效果。

2.低效水驅(qū)原因分析

表1 蒸汽吞吐熱采篩選標(biāo)準(zhǔn)表

2.1 原油黏度高造成常規(guī)試采產(chǎn)能低，產(chǎn)量遞減快

該區(qū)塊共試采12口井，投產(chǎn)后由于油稠，油井產(chǎn)能低，僅有林7-10井投產(chǎn)成功，但產(chǎn)量下降較快；其余井投產(chǎn)均未成功，未能正常開采，平均單井產(chǎn)油量1. 8t/d。計(jì)算林東Ng3段平均單井產(chǎn)油量初期月遞減率為8.7%，年遞減率為63. 1%，含水上升率為7.1%，遞減較快，目前平均單井產(chǎn)量1.6t/d。

2.2 油層供液能力不足，動(dòng)液面低，天然能量不足，液量水平低

由于油稠，原油在油層中流動(dòng)性較差，油井在生產(chǎn)過程中表現(xiàn)為油層供液能力不足，動(dòng)液面低[7-8]。統(tǒng)計(jì)自投產(chǎn)以來所有生產(chǎn)井的動(dòng)液面資料，動(dòng)液面深度基本處于700m～900m之間，而本塊目的層的油層深為950m～1020m，泵深在788m～950m之間，因此，泵的沉沒度較低，造成油層動(dòng)液面低、油層供液能力不足，在生產(chǎn)中表現(xiàn)出油層天然能量不足，日產(chǎn)液量較低，油井產(chǎn)液量大多在6m3/ d以下。

2.3 油層膠結(jié)疏松，出砂嚴(yán)重，油井產(chǎn)能低

儲(chǔ)層埋藏淺（950m～1020m），壓實(shí)程度低，油層膠結(jié)疏松。巖性以細(xì)砂巖、粉細(xì)砂巖為主，成巖作用差，膠結(jié)類型為孔隙—接觸式，在生產(chǎn)過程中出現(xiàn)不同程度的出砂，增加了試采難度，也影響了試采效果。防砂難度大，有的油井雖然防住了砂，但產(chǎn)能較低，油井產(chǎn)液量較低或根本不出液。

2.4 未見明顯的注水效果

隨著互聯(lián)網(wǎng)電子商務(wù)的不斷發(fā)展，自助售賣機(jī)和各種自助服務(wù)已基本成熟，提供了適宜電商與自助家庭化的物質(zhì)保障，在大中型城市已經(jīng)廣泛應(yīng)用。

林7-10井2003年5月停產(chǎn)，于2004年7月27日開始轉(zhuǎn)注給Ng33層注水，至目前單井日注27m3，累積注水5.68萬方。采用的是反九點(diǎn)井網(wǎng)，周圍同層有6口油井生產(chǎn)，但都沒有見到明顯的注水效果，該井已于2008年12月停注。

2.5 儲(chǔ)層具有較強(qiáng)的水敏感性

儲(chǔ)層巖性主要以粉細(xì)砂巖為主，泥質(zhì)含量為5.5%，黏土礦物以伊/蒙間層為主，達(dá)68.7%，伊/蒙間層比為75.6 %，屬?gòu)?qiáng)水敏稠油油藏。儲(chǔ)層敏感性測(cè)試為非速敏、非堿敏、強(qiáng)水敏、強(qiáng)酸敏、鹽敏測(cè)試臨界礦化度為7600PPm。

3.低效水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)可行性論證

表2 蒸汽吞吐熱采篩選標(biāo)準(zhǔn)表

3.1 油藏地質(zhì)條件符合熱采標(biāo)準(zhǔn)

從我國(guó)稠油油田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)來看，林東館三段地下黏度高達(dá)822.7mPa.s，一般都采用熱采的方式來進(jìn)行[9-10]（表1）。參照砂巖油藏蒸汽吞吐篩選標(biāo)準(zhǔn)，該塊油藏地質(zhì)條件和原油性質(zhì)均滿足熱采篩選標(biāo)準(zhǔn)的要求（表2）。

3.2 原油的熱敏感性較強(qiáng)。

3.3 “拐點(diǎn)溫度”較低，吞吐效果好

在蒸汽吞吐過程中，隨著油層能量的消耗，油流在井筒內(nèi)流速下降、井筒熱損失率增加、井筒溫度下降[12]。如果“拐點(diǎn)溫度”較低，則意味著油流在低速、低溫下仍可保持牛頓流利。反之“拐點(diǎn)溫度”過高，油流在低速、低溫下處于非牛頓流利，黏度增加，影響原油在油層內(nèi)滲流和井筒內(nèi)管流，使吞吐周期過早結(jié)束，吞吐效果變差[11，13-15]。本塊拐點(diǎn)溫度在55℃～60℃，因此蒸汽吞吐開發(fā)，效果較好。

3.4 蒸汽吞吐試驗(yàn)井試采產(chǎn)能明顯提高

2009年5月進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，優(yōu)選 1 口老井林 7-108 井進(jìn)行了注蒸汽吞吐開采試驗(yàn)。 1998年10月林7-108井常規(guī)投產(chǎn)，產(chǎn)油量一直在2t/d以下，2008年10月由于產(chǎn)量低停產(chǎn)。 2009年5月注蒸汽1504t后開井生產(chǎn)，峰值產(chǎn)油量達(dá)到8t/d，為常規(guī)冷采產(chǎn)量的4倍， 截至2010年4月，產(chǎn)液量17.8t/ d，產(chǎn)油量5.6t/d，含水率68.5%，累計(jì)采油量628.5 t，取得了較好的吞吐效果。

4.現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

截止到2010年12月底，完鉆23口井中投產(chǎn)19口，其中注汽井18口，常規(guī)投產(chǎn)井1口。18口注汽井初期平均單井日油16.7t，峰值平均單井日油19.1t；目前平均單井日液20.7t，日油能力9.1t，含水56.3%。累產(chǎn)油4.14×104t，油氣比1.2。1口常規(guī)投產(chǎn)井（林7-平22）于2010年12月5日投產(chǎn)，初期日液10.6t，日油3.9t，含水62.7%。

2009年區(qū)塊平均單井日油1.6t，年產(chǎn)油0.48×104t，采油速度由0.4%，標(biāo)定采收率為11.4%；而方案設(shè)計(jì)前三年平均年產(chǎn)油能力3.11×104t，采油速度2.3%，預(yù)測(cè)采收率為21.3%。方案實(shí)施以來投產(chǎn)井一直保持正常生產(chǎn)，說明低效水驅(qū)轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)具有很好的可行性和適應(yīng)性。截止2010年12月底，區(qū)塊實(shí)際完成年產(chǎn)油能力4.4×104t，采油速度3. 26%，實(shí)現(xiàn)了高效開發(fā)，取得了較好的開發(fā)效果。

5.結(jié)論

針對(duì)本區(qū)儲(chǔ)集層的出砂、強(qiáng)酸敏、強(qiáng)水敏性、粘-溫敏感性、流變性等特點(diǎn)進(jìn)行的綜合研究表明，稠油油藏水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采可以大幅度提高采收率，蒸汽吞吐是適合此類低效水驅(qū)稠油油藏的最佳開采方式。該技術(shù)的推廣應(yīng)用，解決了多年來林東館三段薄層敏感性、出砂稠油儲(chǔ)量一直難有效動(dòng)用的難題，對(duì)同類油藏的開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

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Research on Feasibility of Steam Injection After Low Efficiency Water Flooding for Heavy Oil Reservoir ——Taking Lindong Reservoir with Sand Productionin and Strong Sensitivity of the third member of Guantao Formation in Linfanjia Oilfield as the Example

Li Shouchao1Hang Gang2
1.Lusheng Oil Production Company of Downhole Operation Company, Shengli Petroleum Administrative Bureau, Dongying, Shandong257077,China 2.Geological Scientific Research Insititute of Shengli Oilfield, Sinopec, dongying, Shandong 257015, P. R. China

The performance of water flooding was low in heavy oil reservoir. Chemical fooding is also not applicable for the viscosity oil, however its recovery factor could be enhanced greatly by means of thermal development. Lindong reservoir of the third member of Guantao Formation in Linfanjia Oilfield has the characteristics of complicated geological condi-tions, sensitive formation, poor liquid supplying capacity, low production capacity, heavy oil, serious sand production, etc. Therefore good water flooding development results were not obtained through using various techniques. Taking Lindong Reservoir of the third member of Guantao Formation in Linfanjia Oilfield as the example, the feasibility of steam injection after low efficiency water flooding was studied through the analysis of main factor controlling water flooding in heavy oil reservoir. The field applications show that a good result has been obtained，and the research provides a basis for exploitation in this block and in the same type of oil reservoirs.

10.3969/j.issn.1001-8972.2011.17.001

中國(guó)石油化工集團(tuán)公司科技攻關(guān)項(xiàng)目“厚油層挖潛配套技術(shù)”（P03027）中國(guó)石油化工集團(tuán)公司科技攻關(guān)項(xiàng)目“普通稠油水驅(qū)后注蒸汽提高采收率技術(shù)研究”（P07071）

李守朝，男，（1978—），廣西桂平人，工程師，2001年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事儲(chǔ)層評(píng)價(jià)及油氣田開發(fā)研究及管理工作。