井樓油田淺薄層稠油儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)蒸汽驅(qū)效果的影響

石曉渠，崔連訓(xùn)，易曉輝，馬道祥，蔡漢文，石 璐

（1.中國(guó)石化河南油田分公司第二采油廠，河南唐河473400；2.中國(guó)石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院）

樓資27井區(qū)位于河南井樓油田三區(qū)南部，油層埋深258.0m，有效厚度4.2 m，純總厚度比0.68，油層溫度下脫氣原油粘度18749.0mPa·s，屬淺薄層特稠油油藏。該區(qū)于2009年9月1日開始蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)（4個(gè)井組，21口采油井），通過(guò)采取減少非均質(zhì)差異的一系列技術(shù)措施，截至到2011年12月，轉(zhuǎn)驅(qū)后日產(chǎn)油水平增加了1 倍，采油速度提高2.6個(gè)百分點(diǎn)，油汽比達(dá)到0.15，取得較好效果。

1 儲(chǔ)層物性特征

據(jù)毛管壓力曲線及儲(chǔ)層孔隙分布資料，其標(biāo)準(zhǔn)差平均為2.15，說(shuō)明其離散程度大，孔隙大小不均勻，分選性差，孔隙均值為5.2φ，歪度平均1.94。滲透率貢獻(xiàn)主要由大中孔喉提供。退汞效率低，最大12.7%，最小5.3%，說(shuō)明孔喉比較大，喉道小?？紫督Y(jié)構(gòu)系數(shù)平均4.6，說(shuō)明儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)差，油氣在其中的流動(dòng)性差。

儲(chǔ)層平均孔隙度為32%，滲透率2.867μm2，原始含油飽和度65%，儲(chǔ)層物性較好。

應(yīng)用洛倫茲系數(shù)直觀描述油藏非均質(zhì)程度。據(jù)計(jì)算，樓31917井組、樓31513井組比其它井組洛倫茲系數(shù)相對(duì)較高，說(shuō)明在平面上油層非均質(zhì)性相對(duì)較強(qiáng)。

2 蒸汽驅(qū)前后儲(chǔ)層非均質(zhì)性變化情況

2.1 孔隙度變化情況

井樓一區(qū)Ⅲ9層蒸汽驅(qū)前最大孔隙度39%，最小28%，有兩個(gè)高孔隙度分布區(qū)，一個(gè)在L1619井周圍，另一個(gè)在L127井、L1013井所控制的范圍內(nèi)，其余部位基本都在30%～34%之間作均勻連續(xù)分布。汽驅(qū)后最大孔隙度40%，最小29%，比汽驅(qū)前有所增加，在L1002-LG101-L1519-LG103井連線所控制的中央部位，汽驅(qū)后孔隙度由30%上升到34%，提高了4個(gè)百分點(diǎn)。

2.2 滲透率變化情況

井樓一區(qū)Ⅲ9層汽驅(qū)前滲透率一般在1.5～5.0 μm2之間變化，其分布特征與孔隙度變化基本相同。高滲透率主要在L1619井和L127井所控制的范圍內(nèi)，中央地帶為較低滲透率分布區(qū)，滲透率在區(qū)內(nèi)也作連片均勻分布。汽驅(qū)后滲透率在2.5～7.5μm2范圍變化，提高了1.0～2.5 μm2。在L1002-L1519-LG103井連線所控制的中央地帶，汽驅(qū)后由1.5μm2上升到3.0～5.5μm2，提高了1.5～4.0 μm2。此外，在分布特征上，汽驅(qū)后滲透率的變化呈現(xiàn)出較為分散的片狀分布。

2.3 物性變化趨勢(shì)分析

為了解汽驅(qū)前后儲(chǔ)層物性的變化情況，對(duì)樓檢1井鄰井相同層位注汽水淹前后的巖心孔、滲資料進(jìn)行了變化趨勢(shì)分析，認(rèn)為汽驅(qū)前后儲(chǔ)層物性普遍增加的趨勢(shì)與水淹層粒度變粗及孔隙結(jié)構(gòu)變化等因素密切相關(guān)。

從孔隙度變化趨勢(shì)對(duì)比看出，注汽前孔隙度分布的主峰在36%～38%之間，注汽后的峰域在40%～42%之間，較汽驅(qū)前的主峰位置向右（增大方向）明顯偏移了4%，這種變化趨勢(shì)表明注汽儲(chǔ)層孔隙度是增加的，隨著蒸汽驅(qū)的進(jìn)行孔隙度還將增大。

汽驅(qū)前滲透率分布特征呈雙峰型，主峰分布在低滲透率區(qū)，峰域0.4～0.8μm2，次峰位于高滲透率區(qū)，峰域1.6～2.0μm2。汽驅(qū)水淹后滲透率變化趨勢(shì)特征呈多峰型。第一主峰的位置基本未變，但頻率幅度明顯降低，由注汽前的51%降到22%，說(shuō)明低滲透率數(shù)值減少了29%。第二主峰位置明顯向右偏移，由汽驅(qū)前的峰域1.6～2.0μm2移至2.8～3.0μm2之間。其它許多次峰也都明顯呈現(xiàn)在滲透率大于2.0μm2的高滲透率分布區(qū)。表明儲(chǔ)層水淹后滲透率是普遍增大的。

此外通過(guò)測(cè)井資料處理與建模研究也證實(shí)，蒸汽驅(qū)后儲(chǔ)層物性普通提高，孔隙度提高了2～4個(gè)百分點(diǎn)，滲透率提高了1～2.5μm2。

3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性對(duì)蒸汽驅(qū)效果的影響

河南井樓油田儲(chǔ)層非均質(zhì)性具有以下特征：儲(chǔ)層骨架顆粒主要由石英、長(zhǎng)石及少量巖屑組成；粘土礦物類型主要為高嶺石、蒙脫層、伊利石和少量的綠泥石；儲(chǔ)層中主要存在粒間孔、溶蝕孔、微裂隙和微孔等四種孔隙類型；儲(chǔ)層基本上屬于中孔-中喉／細(xì)喉類型；巖石顆粒表面是強(qiáng)親水的。這些儲(chǔ)層通過(guò)蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)開采會(huì)發(fā)生許多變化，并對(duì)儲(chǔ)層造成一定的傷害，主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面。

3.1 骨架顆粒的溶解對(duì)儲(chǔ)層物性及孔隙結(jié)構(gòu)的影響［1］

主要表現(xiàn)在兩個(gè)方面：一是溶解主要發(fā)生在注汽井筒附近，在近井地帶因高溫、高pH 值的溶解作用使儲(chǔ)層巖石更加松散，導(dǎo)致油井大量出砂或地層坍塌；二是被溶質(zhì)帶走的化學(xué)物質(zhì)，在遠(yuǎn)離井筒地帶因溫度降低過(guò)飽和析出晶體，或與其它礦物化合產(chǎn)生新生礦物從而堵塞孔隙。

3.2 瀝青沉積的影響［2］

采用色質(zhì)分析和三維熒光分析技術(shù)研究了原油組分的變化：水淹層與未水淹層相比，原油組份中輕烴明顯減少，重?zé)N類和瀝青質(zhì)含量大量增加；原油樣品中的芳烴組份以較重的三環(huán)以上的重組份為主，水淹層出現(xiàn)的重環(huán)烴類遠(yuǎn)高于未水淹層。這種瀝青沉積的危害主要是：①附著在巖石表面使?jié)櫇裥园l(fā)生反轉(zhuǎn)，導(dǎo)致地層由親水變?yōu)橛H油；②形成油包水乳狀液（絮狀瀝青），增大烴類粘度降低其流動(dòng)性；③填積孔隙或在窄狹喉道處形成橋堵，特別是井筒附近因?yàn)r青堵塞造成油井生產(chǎn)大幅度衰減或停產(chǎn)。

3.3 汽驅(qū)后儲(chǔ)層孔隙類型變化的影響［2］

利用樓檢1及其它加密井的巖心樣品，采用壓汞、鑄體、電鏡、X 衍射、粒度分析等方法，研究了稠油油藏汽驅(qū)前、后的物性參數(shù)及孔隙結(jié)構(gòu)變化特征，結(jié)果表明汽驅(qū)后巖石粒度變粗，孔隙度、滲透率增大，孔隙結(jié)構(gòu)變好，并形成了一種新的孔隙類型“熱蚯孔”。井間這類孔隙一旦連通，便導(dǎo)致汽竄頻繁發(fā)生。

3.4 汽驅(qū)后蒸汽前緣“冷凝帶”對(duì)儲(chǔ)層物性的影響

通過(guò)對(duì)儲(chǔ)層中的石英、長(zhǎng)石、粘土礦物及實(shí)際巖心熱模擬等實(shí)驗(yàn)的變化特點(diǎn)分析，結(jié)合蒸汽注入油層后由注汽井筒至冷凝前緣的溫度和pH 值逐漸降低到接近地層條件的變化規(guī)律，建立了注蒸汽開采后稠油儲(chǔ)層的變化模式：即蒸汽帶、蒸汽一熱水混相帶、熱水帶、冷凝帶。注汽前緣“冷凝帶”因粘土水化膨脹及結(jié)垢沉淀會(huì)對(duì)儲(chǔ)層物性產(chǎn)生傷害。

3.5 開發(fā)過(guò)程中動(dòng)態(tài)變化對(duì)蒸汽驅(qū)效果的影響

一是在平面上羅倫茲系數(shù)較高的強(qiáng)非均質(zhì)區(qū)域汽竄程度較強(qiáng)，羅倫茲系數(shù)較低的弱非均質(zhì)區(qū)域汽竄程度較弱；二是隨著汽驅(qū)不斷進(jìn)行，注汽井與采油井之間的注采壓差逐漸增大，原有的動(dòng)態(tài)平衡被打破，受效井出現(xiàn)明顯的差異性，進(jìn)一步加劇了儲(chǔ)層的非均質(zhì)性。主要原因：①非均質(zhì)性嚴(yán)重，高滲層突進(jìn)快；②各單井采出狀況不同，壓力分布不均；③油水分布關(guān)系復(fù)雜；④經(jīng)過(guò)吞吐和汽驅(qū)后，油層非均質(zhì)性再次改變，導(dǎo)致部分原本非均質(zhì)性強(qiáng)的區(qū)域效果變好，弱的區(qū)域效果變差。

4 提高蒸汽波及體積技術(shù)對(duì)策

4.1 采用過(guò)飽和蒸汽注汽

濕飽和蒸汽pH 值較高（11～12），會(huì)對(duì)儲(chǔ)層骨架顆粒產(chǎn)生溶蝕作用，使巖石松散，地層出砂甚至坍塌，導(dǎo)致儲(chǔ)層非均質(zhì)性發(fā)生變化；而過(guò)飽和蒸汽為中性（pH＝7），不會(huì)對(duì)儲(chǔ)層骨架產(chǎn)生破壞作用。因此選擇安裝了75 t／h過(guò)飽和燃煤注汽鍋爐，在一定程度上保護(hù)了儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)，減少了非均質(zhì)性的進(jìn)一步擴(kuò)大。

4.2 轉(zhuǎn)驅(qū)前對(duì)注汽井進(jìn)行大劑量的平面調(diào)剖

為了擴(kuò)大蒸汽波及體積，使蒸汽相對(duì)均勻推進(jìn)，轉(zhuǎn)驅(qū)前進(jìn)行了平面深度調(diào)剖（半徑30～35 m），縮小了油層非均質(zhì)差異，汽驅(qū)后70%的油井見(jiàn)到較好的汽驅(qū)效果。

4.3 及時(shí)調(diào)整注汽參數(shù)，保持井組均勻受效，避免蒸汽過(guò)早突破

（1）對(duì)注汽壓力較高的井組及時(shí)調(diào)整注汽壓力，避免蒸汽過(guò)早竄流。汽驅(qū)初期，由于樓31917井注汽壓力較高，達(dá)到7.6 MPa，使蒸汽向樓32017和樓32117方向突破，25天后樓31917井壓力降到5.7 MPa。為保持井組均勻受效，將樓31917井注汽壓力調(diào)低到4.5 MPa，同時(shí)加大了未受效井的排液能力，降低注采壓差。調(diào)整后，井組產(chǎn)油量由2.1 t／d上升到10.5 t／d，含水由96.8%下降到85.0%，溫度由45 ℃上升到52 ℃。

（2）對(duì)受效差的井組及時(shí)提高注汽速度，擴(kuò)大油井受效程度。汽驅(qū)過(guò)程中根據(jù)油井受效狀況，及時(shí)提高注汽速度，由汽驅(qū)初期的50t／d提高到60t／d，注汽強(qiáng)度由8.1 t／（d·m）提高到9.7 t／（d·m），油井受效井?dāng)?shù)增加5口，產(chǎn)量上升15 t／d。

4.4 適時(shí)進(jìn)行產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整，提高蒸汽驅(qū)替效率和熱利用率

在蒸汽驅(qū)過(guò)程中，不同方向上非均質(zhì)性差異較大，再加上吞吐階段注采不均衡性以及油井熱連通程度不同，造成平面上動(dòng)用程度差異大，易發(fā)生蒸汽竄流。因此在受效差的井上，采取吞吐引效、提液引效，同時(shí)在蒸汽竄流井上采取降低排液量、注汽井調(diào)低注汽速度等技術(shù)，抑制蒸汽過(guò)快推進(jìn)，最大限度地提高蒸汽驅(qū)替效率和熱利用率。

4.5 調(diào)整平面矛盾，縮小非均質(zhì)差異

樓資27井區(qū)在汽驅(qū)過(guò)程中整體汽竄情況比預(yù)計(jì)的要好，這與汽驅(qū)前后采取的技術(shù)有很大的關(guān)系。為了減少平面非均質(zhì)性的進(jìn)一步擴(kuò)大，在汽驅(qū)過(guò)程中及時(shí)跟蹤調(diào)整，采取了8井次的平面調(diào)驅(qū)措施（氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)、氮?dú)馀菽熳⒄{(diào)驅(qū)、顆粒＋泡沫復(fù)合調(diào)驅(qū)）。調(diào)后日產(chǎn)油水平由初期的20 t上升到33 t，最高峰值達(dá)到47 t，油汽比在0.17以上，取得較好效果。

［1］ 喻高明，胡望水.復(fù)雜斷塊油田非均質(zhì)油藏精細(xì)描述［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2001：170-188.

［2］ 王志剛.稠油熱采技術(shù)新進(jìn)展［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1997：51-56.