稠油油藏吞吐后期開發(fā)的技術對策

柴君良

【摘要】以錦州油田層狀邊底水稠油油藏為例，由于油層水淹問題一直制約了油藏的持續(xù)穩(wěn)定生產，通過總結吞吐開發(fā)階段的實踐，針對邊底水對吞吐階段采收率的影響，避水油層的動用時機，吞吐中后期油層水淹后剩余油分布規(guī)律，抑制邊底水內侵的合理做法進行了分析和認識，認清了油水分布規(guī)律和剩余油潛力，進而實施配套的水淹區(qū)挖潛采油工藝技術，使油藏保持較高的開發(fā)水平。

【關鍵詞】層狀邊底水 稠油 避水油層 水淹 錦州油田

1 油藏基本地質特點

錦州油田稠油油藏構造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中上臺階，以層狀邊底水油藏為主。含油面積31.37Km2，石油地質儲量12160×104t，油藏埋深660～1286m。構造復雜，為典型的復雜斷塊油藏，斷層及其發(fā)育，地層傾角3～15°左右；油層分布穩(wěn)定，但縱向上分布零散，呈砂泥巖互層狀，油層有效厚度在9.1～35.0m；油層物性差異大，平均孔隙度19.0～32.4%，滲透率0.31～1.2μm2；原油物性差別也比較大，具有高密度、高粘度、高膠質十瀝青質含量的特點，原油密度在0.945～1.032g/cm3，地層原油粘度在420～11233MPa.s，含蠟量1.76～5.26%，膠質十瀝青質含量27.6～46.1%。

2 蒸汽吞吐開采特征

2.1 油井產能差異較大，存在分區(qū)性

投產初期，由于受邊底水的影響，平面上，構造高部位油井產能高，注蒸汽吞吐熱采初期日產油在20t/d以上，具有較高產能，一周期油汽比0.87～3.5之間；構造低部位油井產能低，熱采初期日產油在6～10t/d，產能較低，一周期油汽比0.23～0.56之間，而且生產1～3個周期后易水淹。

2.2 油井見水時間存在差異性，油井見水后生產特點不一

總體上，靠近邊水、構造低部位油井先見地層水，由于受沉積相的影響，水淹呈指狀、舌狀推進，主河道或高滲透帶易水淹。油井見水后生產特點不一，邊水能量不大的油井見水后含水逐漸上升，產量逐漸下降，延長了油井生產周期，吞吐效果變好，但含水大于80%以后，吞吐效果逐漸變差；斷塊邊水能量大的油井見水后含水迅速上升，吞吐效果差。

2.3 周期峰值產量高，遞減快，隨著吞吐周期增加，日產油量及油汽比迅速下降

稠油油藏蒸汽吞吐開采屬于單井注采，對于邊底水油藏，其產量變化規(guī)律是，開井生產初期壓力、溫度較高，周期峰值產量高，但隨著壓力、溫度降低，產油量遞減快。隨著吞吐周期數(shù)增加、壓力的下降，油井逐漸水淹，油井水淹后，周期平均日產油量及油汽比迅速下降。周期間平均日產油量與吞吐周期數(shù)呈線性遞減關系，周期間產量遞減率平均為22.3%。

2.4 同一周期內，初期含水高，下降快，隨著周期數(shù)增加，綜合含水上升快

在同一周期內，由于開井初期主要是排出井筒附近的冷凝水，因此，初期含水率一般在90%以上，經(jīng)過一段時間（15天左右）后，含水率迅速下降至60%以下，以后基本上趨于穩(wěn)定，但隨著吞吐周期數(shù)增加，周期綜合含水率迅速上升。

2.5 周期產油量及油汽比隨著油層厚度增加而增加

國內外油田稠油蒸汽吞吐資料表明，周期產油量及油汽比的高低與油層厚度大小有關。在一定條件下，隨著油層厚度增加，單井周期生產時間延長，產油量及油汽比明顯提高。

3 層狀邊底水稠油油藏吞吐開發(fā)技術對策3.1 精細油藏數(shù)值模擬，研究剩余油潛力

在油藏地質三維建模的基礎上，運用網(wǎng)格粗化技術，得到適于油藏數(shù)模的靜態(tài)模型，同時將小層作為基本單元進行模擬研究，提高模擬精度，為油藏剩余油的描述提供更準確、可靠的依據(jù)。

通過分析，錦州油田層狀邊底水稠油油藏水淹不夠均勻，在吞吐采油中后期仍舊存在剩余油富集帶，剩余油分布具有如下特點：

3.1.1 平面上構造高部位剩余油富集

由于受邊水影響小，構造高部位剩余油富集，而在構造低部位水淹區(qū)連片狀分布。但由于儲層物性（沉積相有關）、粘度不同，分布有差異。

3.1.2 現(xiàn)井網(wǎng)井間仍為高含油飽和帶

借鑒錦45塊的室內數(shù)模、物模研究可以看出，于樓油層的加熱半徑為40m，吞吐泄油半徑為56m，興隆臺油層的加熱半徑為51m，吞吐泄油半徑為66m。

3.1.3 斷層邊角地帶及局部井網(wǎng)不完善地區(qū)剩余油相對富集

由于斷層的密封性，在斷層的邊角部位，蒸汽難以波及而形成滯油區(qū)。同時由于井況等原因造成的井網(wǎng)不完善地區(qū)和平面的非均質性，局部形成滯油區(qū)。3.1.4 縱向上剩余油分布特征

油層縱向動用程度主要受原油物性、滲透率、滲透率級差、單層厚度及采油井段位置控制。其中層間非均質性影響較大，利用C/O資料及調整井、側鉆井電測解釋資料分析，認為油層動用狀況：縱向上動用好的油層占75.3%，動用差的占4.2%，未動用的油層占20.5%。說明仍有五分之一的油層未動用，主要是低滲的薄層吸汽能力差或不吸汽，縱向上具有一定潛力。

3.2 水淹區(qū)剩余油挖潛技術對策優(yōu)化設計

在對油層水淹狀況和剩余油分布認識清楚的前提下，對油藏水淹區(qū)實施了綜合治理配套技術，使老井吞吐采油效果得到明顯改善，油藏開發(fā)效果提高。

3.2.1 水淹區(qū)實施加密、細分層系調整技術

區(qū)塊水淹區(qū)綜合調整的主要做法有三個方面：一是直井井網(wǎng)加密及優(yōu)選射孔技術提高吞吐階段采收率，提高平面上的儲量動用程度；二是根據(jù)部分斷塊含油井段長、油層厚度大、層間差異大、水淹嚴重的情況，在井網(wǎng)加密的基礎上細分層系開發(fā)，提高縱向上的儲量動用程度；三是針對未水淹薄油層利用直井無法實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)的問題，利用水平井技術實現(xiàn)開發(fā)。

3.2.2 實施大位移側鉆，挖潛井間剩余油

對于套管未損壞的高含水井采用大位移側鉆手段在水淹區(qū)挖潛井間剩余油。幾年以來，共實施此類側鉆井28口，成功25口，已累增油6.64×104t，使井網(wǎng)對儲量的控制程度恢復了30.1%。

3.2.3 封堵出水層位，提高縱向動用程度

利用監(jiān)測資料有效地指導動態(tài)分析，對具有隔層條件的高含水井及時采取封堵出水層位措施，在水淹區(qū)挖潛取得顯著成效。結合水淹規(guī)律研究成果，在重水淹區(qū)測產液剖面28口，變密度4口，中子壽命測試12口，利用監(jiān)測資料及開發(fā)動態(tài)研究，對135口井進行大修、堵水、分采和補堵措施，日增油714t/d，累增油13.8×104t，累降水25.5×104t。

4 結論

（1）邊底水對吞吐階段采收率的影響主要是由于儲量損失造成的；

（2）通過合理動用避水油層研究認為，當年度水侵量降為高峰期的0.3倍時是動用避水油層的最好時機；

（3）層狀邊底水稠油油藏在吞吐中后期水淹不夠均勻，存在剩余油富集帶，通過對水淹區(qū)實施綜合治理配套技術，使老井吞吐采油效果得到明顯改善，油藏開發(fā)效果提高；

（4）在層狀邊底水稠油油藏的開發(fā)方案研究中，必須進行同步排水采油方案的對比研究。