哥倫比亞圣湖油田稠油油藏增產(chǎn)技術(shù)

李曉益， 姚 凱， 朱 明

(中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

哥倫比亞圣湖油田稠油油藏增產(chǎn)技術(shù)

李曉益， 姚 凱， 朱 明

(中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

針對哥倫比亞圣湖油田稠油油藏開發(fā)進入中后期，存在老井產(chǎn)量遞減率大、新井產(chǎn)能不足、熱采效果變差、高含水率井增多、增產(chǎn)措施效果不明顯等問題，在通過室內(nèi)試驗優(yōu)選發(fā)泡劑和氮氣與蒸汽注入比的基礎(chǔ)上，對泡沫調(diào)剖工藝和氮氣輔助蒸汽吞吐工藝進行了優(yōu)化；通過分析生產(chǎn)情況，制定了適應(yīng)不同區(qū)塊的稠油注汽轉(zhuǎn)周最優(yōu)時機圖版；進行了高含水率水平井堵水試驗。泡沫調(diào)剖8井次，平均單井日增油4.4 t，累計增油4 575 t，預(yù)計增油超8 000 t；氮氣輔助蒸汽吞吐井11井次，平均單井日增油2.4 t，累計增油3 124 t，預(yù)計增油超5 000 t；Girasol區(qū)塊實施優(yōu)化轉(zhuǎn)周后，周期遞減率由18.5%降至15.0%，三個月累計增油5 680 t；A9井堵水后，含水率由100%降至65%，增油303 t?，F(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，以上增產(chǎn)技術(shù)措施適用于圣湖油田稠油油藏，應(yīng)用以后存在的問題得到了解決，且增產(chǎn)效果顯著。

稠油油藏 增產(chǎn)措施 發(fā)泡劑 調(diào)剖 蒸汽吞吐 圣湖油田

圣湖油田位于Magdalena盆地中部，面積197 km2，主體分為Nare、Velasquez兩個區(qū)塊，其中Nare區(qū)塊面積165 km2，以稠油為主；Velasquez區(qū)塊面積32 km2，屬常規(guī)中質(zhì)原油。Nare區(qū)塊的產(chǎn)量主要來自Moriche、Girasol、Jazmin、Abarco等稠油熱采區(qū)塊，這些區(qū)塊的儲層為河流相砂巖[1]，屬于復(fù)雜斷塊層狀油藏，主體油層埋深572.00～732.00 m，儲層厚度39.00～60.00 m，滲透率700～4 000 mD，孔隙度22%～28%，原始儲層壓力5.9～6.5 MPa，儲層溫度41～49 ℃，原油黏度2 965～8 890 mPa·s，儲層物性好，原油性質(zhì)差。該油田在開發(fā)過程中，大多采用水平井蒸汽吞吐開采方式。目前該油田稠油油藏進入開發(fā)中后期，在開采過程中，特別是多輪次蒸汽吞吐以后，存在井間汽竄、蒸汽熱效率低、產(chǎn)量下降快、高含水井增多，增產(chǎn)措施效果不明顯等問題[2-4]。針對上述問題，根據(jù)圣湖油田稠油油藏埋藏淺，原油黏度高、流動性差，儲層膠結(jié)疏松、非均質(zhì)性嚴重等特點，開展了泡沫調(diào)剖、氮氣輔助蒸汽吞吐、注汽轉(zhuǎn)周方案設(shè)計、高含水水平井堵水等技術(shù)研究與應(yīng)用，優(yōu)選了發(fā)泡劑，優(yōu)化了泡沫及氮氣注入工藝，制定了稠油注汽轉(zhuǎn)周最優(yōu)時機圖版，形成了適用于哥倫比亞圣湖油田稠油油藏的增產(chǎn)技術(shù)。

1 蒸汽泡沫調(diào)剖技術(shù)

蒸汽泡沫調(diào)剖技術(shù)是在油井注蒸汽過程中注入氮氣及高溫發(fā)泡劑產(chǎn)生泡沫，從而有效防止蒸汽超覆，改善蒸汽注入剖面，提高注蒸汽效率。其功能主要表現(xiàn)在4方面[5-10]：一是擴大油層加熱帶；二是強化助排作用；三是減少熱量損失；四是產(chǎn)生的泡沫可降低蒸汽流度，封堵蒸汽竄流通道，提高蒸汽波及體積。同時發(fā)泡劑是一種表面活性劑，能降低油水界面張力，提高洗油效率。

1.1 發(fā)泡劑的優(yōu)選

針對Girasol區(qū)塊泡沫調(diào)剖效果差的問題，從發(fā)泡劑篩選到施工工藝進行了全過程的優(yōu)化設(shè)計。發(fā)泡劑的性能主要包含發(fā)泡性能、穩(wěn)定性、耐溫性、封堵性能和驅(qū)油性能等5個方面。采用現(xiàn)場巖心及地層水，對YL-10、GD-2、LD-2、PM-1和HR-1等5種發(fā)泡劑的發(fā)泡性能和穩(wěn)定性進行了評價，結(jié)果見表1。

注：試驗條件為60 ℃恒溫水浴，配液100 mL，發(fā)泡劑質(zhì)量分數(shù)1%。

從表1可以看出，發(fā)泡劑YL-10 在圣湖油田稠油油藏地層水中，發(fā)泡體積最大，半衰期最長，表明其發(fā)泡性能和穩(wěn)定性好。

將發(fā)泡劑和地層水配制成1%的溶液，放置在高溫、高壓反應(yīng)裝置中，進行耐溫性試驗，結(jié)果見表2。

從表2可以看出，發(fā)泡劑YL-10的熱降解率小,說明其耐溫性能好。

阻力因子是評價發(fā)泡劑封堵性能的主要指標。阻力因子為相同流量下注發(fā)泡劑在巖心兩端形成的封堵壓差與不注發(fā)泡劑形成的壓差之比。圖1為不同發(fā)泡劑的阻力因子。

從圖1可以看出，發(fā)泡劑YL-10 的阻力因子達35以上，說明其封堵性能好。

利用巖心驅(qū)替試驗，評價了不同發(fā)泡劑的驅(qū)油性能，結(jié)果見圖2。

從圖2可以看出，注入3倍孔隙體積的1%發(fā)泡劑YL-10 溶液時，驅(qū)油效率達到了70%，表明其驅(qū)油性能好于其他發(fā)泡劑。

1.2 泡沫調(diào)剖工藝優(yōu)化

針對圣湖油田應(yīng)用泡沫調(diào)剖技術(shù)過程中存在的問題，重點進行了3方面的優(yōu)化：一是發(fā)泡劑注入時機優(yōu)化；二是注入方式優(yōu)化；三是注入流程優(yōu)化。

1) 注入時機優(yōu)化。根據(jù)文獻[11]中所述“含油飽和度低于10%時有效，利于泡沫調(diào)剖”，結(jié)合不同殘余油飽和度泡沫封堵壓差(見圖3)可知，對于含水率高于80%的巖心，泡沫封堵壓差明顯增大。因此，對于低含水生產(chǎn)井應(yīng)首先預(yù)注蒸汽，增大其含水量，再注發(fā)泡劑，而對于高含水井可直接注蒸汽發(fā)泡劑段塞。

2) 注入方式優(yōu)化。根據(jù)巖心驅(qū)替試驗，分別采用3種注入方式進行驅(qū)替：方式1為注入1倍孔隙體積(PV)蒸汽后，注入1 PV蒸汽+氮氣，再注入3 PV蒸汽；方式2為注入1 PV蒸汽后，注入1 PV蒸汽+氮氣，再注入1 PV蒸汽+發(fā)泡劑，最后注入2 PV蒸汽；方式3為注入1 PV蒸汽后，注入1 PV蒸汽+氮氣+發(fā)泡劑，再注入3 PV蒸汽。結(jié)果見圖4。從圖4可以看出，氮氣、發(fā)泡劑蒸汽連續(xù)混注方式驅(qū)替效果最好。因此，選用以下注入方式，前置氮氣注入1～2 d，氮氣發(fā)泡劑伴注3 d后持續(xù)注入蒸汽。該注入方式可以減少氮氣用量，增加泡沫的穩(wěn)定性。

3) 注入流程優(yōu)化。發(fā)泡劑由原來的套管注入改為油管注入，增加井口泡沫發(fā)生器，在地面充分攪拌發(fā)泡劑，以便在注入地層前就能夠產(chǎn)生均勻的高強度泡沫。

1.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

圣湖油田稠油區(qū)塊自2013年6月開始進行泡沫調(diào)剖作業(yè)，至2013年10月底，共11口井實施了泡沫調(diào)剖，其中Girasol區(qū)塊8口井，分別為F004井、AH-HZ12井、PH10-03井、A03井、H02井、F02井、AG-HZ02井和PH5-HZ12井，泡沫調(diào)剖前后的生產(chǎn)情況見表3。從表3可以看出，8口井泡沫調(diào)剖后相比調(diào)剖前的一輪吞吐周期增油4 575 t，平均單井產(chǎn)油量由4.4 t/d提高至8.8 t/d，含水率由76%降至64%。截至統(tǒng)計時，調(diào)剖井繼續(xù)有效，預(yù)計增油量將超過8 000 t。

2 氮氣輔助蒸汽吞吐技術(shù)

在稠油開采過程中，由于重力分異作用，黏滯指進以及地層非均質(zhì)等因素的影響，將出現(xiàn)汽水竄等問題，降低儲層動用程度。在稠油油藏中注入氮氣可有效改善稠油開發(fā)效果，注氮氣具有：隔熱減少熱量損失、擴大地層加熱帶、增加地層彈性能量、稀釋降黏、強化助排和抑制底水錐進等作用[12]。

2.1 注氮氣的作用機理

1) 井筒隔熱，減少熱量損失。氮氣的導(dǎo)熱系數(shù)低，在蒸汽注入過程中，從油套環(huán)空注入氮氣既可以減少井筒熱量損失，又能降低套管溫度，保護套管；同時，環(huán)空充滿氮氣后，隔離了空氣中的氧氣，對套管防腐能起到積極的作用。由于氮氣與蒸汽存在密度差，注蒸汽的同時注入氮氣，會將向上超覆的蒸汽與油層頂部的蓋層隔離開，從而減少覆蓋層的熱量損失。

2) 擴大油層加熱帶。氮氣具有滲透性好且膨脹系數(shù)大的特點，注蒸汽時注入非凝結(jié)性氮氣，可擴大蒸汽加熱半徑，增大蒸汽波及體積。

3) 增加彈性氣驅(qū)能量。注入的氮氣一部分溶于地層油中，增加原油彈性能；一部分在重力分異作用下，聚集在油層頂部，增加彈性氣驅(qū)能量。

4) 助排，提高驅(qū)油效率。稠油在降壓開采時，注入地層的氮氣迅速膨脹，起到強化助排油水的作用。同時，氮氣優(yōu)先占據(jù)多孔介質(zhì)中的油通道，使束縛原油成為可動油，提高采收率。

5) 降低原油黏度。氮氣具有一定的降黏作用，稠油黏度隨著氮氣溶解量的增大而降低。

6) 抑制底水錐進。注入的氮氣首先進入水錐，使其沿地層向構(gòu)造或油層下部運移，使水錐消失或變小，從而使油水界面降低。

2.2 注氮氣工藝參數(shù)優(yōu)化

利用圣湖油田稠油油藏的巖心進行驅(qū)替試驗，以評價不同氮氣蒸汽注入比下的驅(qū)油效率，結(jié)果見圖5。從圖5可以看出，當試驗溫度分別為120和180 ℃時，氮氣與蒸汽注入比達到4∶1時，驅(qū)油效率相對最高，相對純水蒸氣驅(qū)油效率提高22%以上，再提高氮氣與蒸汽注入比驅(qū)油效率提高不明顯。因此，圣湖油田的氮氣與蒸汽注入比選擇4∶1。對于氮氣注入方式和注入量，由以前的籠統(tǒng)注汽，改成氮氣和蒸汽混注方式，先反注入一個段塞的氮氣(8～12 h)，然后注入蒸汽時伴注4～6個段塞氮氣(10～20 h)，之后繼續(xù)注入蒸汽，完成蒸汽配注量，再燜井準備生產(chǎn)。氮氣的注入量根據(jù)每口井不同吞吐周期的生產(chǎn)情況分別配置。

2.3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

圣湖油田稠油區(qū)塊自2013年6月開始應(yīng)用優(yōu)化后的氮氣輔助蒸汽吞吐工藝，至2013年10月底，其應(yīng)用了23口井，目前16口井見效，其中有統(tǒng)計數(shù)據(jù)的11口井累計注入氮氣260×104m3，注氮氣輔助后，平均單井產(chǎn)油量由6.6 t/d提高至9.0 t/d，含水率由78%降至73%，至統(tǒng)計時累計增油3 124 t，預(yù)計增油量將超過5 000 t。截至統(tǒng)計時，措施井繼續(xù)有效。

3 注汽轉(zhuǎn)周方案優(yōu)化設(shè)計

根據(jù)圣湖油田稠油區(qū)塊的儲層物性和開發(fā)特點，從周期末生產(chǎn)情況、周期遞減規(guī)律、轉(zhuǎn)周增產(chǎn)預(yù)測、轉(zhuǎn)周效益預(yù)測、地面條件等5個方面入手，分區(qū)塊制定了稠油注汽轉(zhuǎn)周最優(yōu)時機圖版(見圖6)。以Girasol區(qū)塊為例，周期生產(chǎn)120 d后，當動液面低于366.00 m、日產(chǎn)油量小于4 t/d、井口溫度低于30 ℃時，采取轉(zhuǎn)周措施。對于綜合含水率低于70%、無汽竄現(xiàn)象的井，可以單純轉(zhuǎn)周；對于綜合含水率高于70%的井，采取調(diào)剖轉(zhuǎn)周措施。

圣湖油田自2013年6月實施優(yōu)化轉(zhuǎn)周以來，大大提高了稠油熱采井的生產(chǎn)效率，降低了生產(chǎn)成本。Girasol,Jazmin,Abarco等稠油區(qū)塊實施優(yōu)化注汽轉(zhuǎn)周后，平均周期遞減率由18.5%降至15.0%。圖7為Girasol區(qū)塊2013年優(yōu)化前后的產(chǎn)油量。從圖7可以看出，Girasol區(qū)塊2013年7月份開始見效，對比該年9月22日和6月22日，產(chǎn)油量由措施前的771.0 t/d升至870.5 t/d，提高99.5 t/d，3個月產(chǎn)油量增加5 680 t。

4 高含水井堵水技術(shù)

圣湖油田邊水發(fā)育、管外竄以及汽水竄現(xiàn)象嚴重，隨著開發(fā)深入，高含水井日漸增多，圣湖油田曾進行過高含水水平井堵水試驗，但沒有獲得很好的效果。為此,筆者等人開展了Abarco區(qū)塊分支井堵水試驗。

4.1 ABA-PH1 HZ5 A9井堵水工藝設(shè)計

ABA-PH1 HZ5 A9井為分支水平井，投產(chǎn)20 d后產(chǎn)出的全是水。通過分析井溫測井資料認為，主要是T3分支井眼下部出水導(dǎo)致其高含水。PNN測井結(jié)果顯示，1 066.00～1 097.00 m井段地層含油飽和度低，該井段以淺地層含油飽和度高。因此,對T3分支井眼采用插管式橋塞封堵，后半段擠注水泥，之后先冷采，觀其后效后轉(zhuǎn)熱采生產(chǎn)。作業(yè)管柱及井型如圖8所示。

4.2 堵水施工工序

1)安裝井口防噴器，提出井內(nèi)管柱。2)通井，刮管。3)驗證套管的密封性，下找漏工具對井深686.00 m以淺的套管加壓至15 MPa驗漏。4)對射孔井段(1 062.00～1 095.00 m)補孔，然后擠水泥。5)用油管將水平井插管橋塞送至井深1 048.00 m。6)下封堵管柱，配接封堵管柱(插管+φ73.0 mm油管×27.50 m+安全接頭+φ73.0 mm油管×300.00 m+φ88.9 mm油管×731.50 m)，將插管下至插管橋塞以上3.00 m，用30 m3清水大排量正循環(huán)洗井降溫后，在井口配好短節(jié)，裝好封井器，將插管插入橋塞內(nèi)。7)封堵，下入插管后，正洗井觀察套管中洗井液返出情況，關(guān)閉套管閥門，正擠求吸水指數(shù)；按照要求配制14 m3水泥堵劑，關(guān)閉套管閥門，正向擠入全部堵劑后，再擠入后置清水4.15 m3，限壓15 MPa；擠完后將插管提出橋塞，使插管位于井深914.00 m，大排量反洗井至出口洗井液干凈，立即提出全部油管。8)候凝。9)下油管，探橋塞位置。10)刮管，刮管后大排量洗井至井筒干凈。11)下注汽管柱。12)注汽，按照設(shè)計注入蒸汽。13)生產(chǎn)驗證效果。

4.3 應(yīng)用效果

ABA-PH1 HZ5 A9井堵水后試生產(chǎn)，含水率由100%降至65%，產(chǎn)油量峰值達到了11 t/d。截至統(tǒng)計時，該井已累計增油303 t。該井是圣湖油田稠油區(qū)塊高含水水平井堵水成功的第一口井，為圣湖油田高含水井治理提供了經(jīng)驗。

5 綜合效果評價

圣湖油田前期也曾采取過一些增產(chǎn)措施，但未取得很好的增產(chǎn)效果，Girasol區(qū)塊產(chǎn)量遞減率還是達到了18.5%。自從2013年該區(qū)塊采取上述增產(chǎn)措施后，產(chǎn)量遞減趨勢改變，2013年提前40 d 完成該年度生產(chǎn)計劃。該區(qū)塊2014年4—5月因為特殊原因停注氮氣后，產(chǎn)油量平均減少122 t/d，從反面證明了以上增產(chǎn)措施是有效的。

6 結(jié)論與建議

1) 在稠油區(qū)塊，采用泡沫調(diào)剖工藝可使單井日產(chǎn)油量提高，含水率下降； 采用氮氣輔助蒸汽吞吐可使單井產(chǎn)油量提高，含水率降低；水平井采用插管橋塞，補孔擠注堵漏材料堵水，可降低含水率。

2) 根據(jù)圣湖油田稠油區(qū)塊的特點，分區(qū)塊制定了注汽轉(zhuǎn)周最優(yōu)時機圖版，經(jīng)在Girasol、Jazmin和Abarco等稠油區(qū)塊應(yīng)用，各區(qū)塊平均周期遞減率由18.5%降至15.0%，極大地提高了產(chǎn)油量，僅Girasol區(qū)塊優(yōu)化轉(zhuǎn)周3個月增產(chǎn)原油5 680 t。

3) 建議在中低含水、存在汽竄現(xiàn)象、產(chǎn)量遞減嚴重的井優(yōu)先開展泡沫調(diào)剖增產(chǎn)作業(yè)；在地層壓力虧空明顯，含水率高的井優(yōu)先開展氮氣輔助蒸汽吞吐作業(yè)；在高含水井開展堵水作業(yè)。對于圣湖油田廣泛采用的超長水平段水平井，建議開展均勻注汽研究，以提高整個水平井筒的動用程度，從而提高油井產(chǎn)量。

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[編輯 劉文臣]

Stimulation Technique for MECL Heavy Oil Reservoirs in Colombia

Li Xiaoyi, Yao Kai, Zhu Ming

(SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing,100101,China)

As the development of heavy oil reservoirs of Mansarovar Oilfield in Colombia entersits the middle and late stages,some problems have emerged,such as a severe production decline in old wells,the inadequate productivity of new wells,poor thermal recovery effects,increasingly high water cut in wells in the field,and less than ideal stimulation effects.After conducting laboratory tests to select the optimal foaming agent and nitrogen/steam injection ratio,the technologies of foam profile control and nitrogen-assisted steam huff and puff were optimized.Through production analysis,the optimal timing chart of turn cycle steam injection was developed for heavy oil reservoirs in different blocks,and the water shutoff test was practiced in high water-cut horizontal well.For 8 wells with foam profile control,the average single-well oil production was 4.4 t per day,cumulative oil production was 4 575 t,and the total increased oil production was expected be over 8 000 t.For 11 wells with nitrogen assisted steam huff and puff simulation,the average single-well oil production was 2.4 t,cumulative oil production was 3 124 t,and the total increased oil production was expected to be over 5 000 t.In the Girasol Block,the optimal turn cycle steam injection resulted in a diminishing rate of 18.5% to 15% and a three-month cumulative oil increased by 5 680 t.In Well A9 after water plugging,the water cut decreased from 100% to 65%,and oil production increased by 303 t.Field application showed that the simulation technique was applicable for heavy oil reservoirs of MECL and they could yield significant results.

heavy oil reservoir;stimulation;foamer;profile control;steam soaking Mansarovar Oilfield

2014-11-15；改回日期：2014-12-19。

李曉益(1984—)，男，湖南南縣人，2006年畢業(yè)于長江大學石油工程專業(yè)，2009年獲中國石油大學(北京)油氣井工程專業(yè)碩士學位，2012年獲中國石油大學(北京)油氣井工程專業(yè)博士學位，工程師，主要從事油氣井流體力學與工程、現(xiàn)代完井工程方面的研究。

中國石化國際石油勘探開發(fā)有限公司科技項目“海外重點區(qū)塊工程增產(chǎn)技術(shù)研究”(編號：SIPC-2014-02-009-D)部分研究內(nèi)容。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201501017

TE357.4

A

1001-0890(2015)01-0100-06

聯(lián)系方式：(010)84988628，lixy6.sripe@sinopec.com。