趙凹油田泌304區(qū)淺層稠油油藏開發(fā)方案優(yōu)化研究

夏銘輝，何曉川，馮智剛，胡 鵬

(中國石化河南油田分公司采油一廠,河南桐柏 474780)

趙凹油田泌304區(qū)淺層稠油油藏開發(fā)方案優(yōu)化研究

夏銘輝，何曉川，馮智剛，胡 鵬

(中國石化河南油田分公司采油一廠,河南桐柏 474780)

趙凹油田泌304區(qū)屬于低滲砂礫巖稠油油藏，油藏埋深780～950 m，主力油層疊合含油面積1.06 km2。泌304淺層系各小層的平均孔隙度為8.09%，平均滲透率為11.41×10-3μm2，屬于低-特低孔、低-特低滲儲層，開發(fā)難度大，動用程度差。為改善開發(fā)效果，對射孔段、注汽參數(shù)、注汽組合、措施工藝等開發(fā)方案進(jìn)行了優(yōu)化，較好地解決開發(fā)中存在的主要問題，開發(fā)效果良好。

趙凹油田；泌304區(qū)；稠油開發(fā)；參數(shù)優(yōu)化

1 油藏地質(zhì)特征

泌陽凹陷是我國東部的一個中新生代富含油氣的小型斷陷，根據(jù)區(qū)域構(gòu)造和沉積的差異，將該凹陷劃分為三個構(gòu)造單元，即北部斜坡帶、中部深凹帶和南部陡坡帶。趙凹油田泌304區(qū)塊位于泌陽凹陷南部陡坡帶中段，處在由南東向北西傾沒的小型栗園斷鼻構(gòu)造上，東北緊鄰凹陷生油中心，構(gòu)造面積4.0 km2。泌304區(qū)分兩套系統(tǒng)進(jìn)行開發(fā)，淺層系指核一段Ⅰ、Ⅱ油組，油藏埋深780～950 m，為層狀邊水稠油油藏；核一段Ⅲ油組以下儲層為稀油常規(guī)開采。趙凹油田泌304區(qū)淺層稠油分核一段Ⅰ、Ⅱ油組兩個層系，13個含油小層27個單層，單層有效厚度小于4 m，平均單個油砂體的含油面積為0.401 km2，疊加含油面積1.06 km2，地質(zhì)儲量389.56×104t。泌304淺層系各小層的孔隙度為6.36%～9.73%，平均8.09%，滲透率為(6.3～23.92)×10-3μm2，平均為11.41×10-3μm2，屬于低-特低孔、低-特低滲儲層。

泌304區(qū)儲層屬近源水下扇沉積，具近源快速堆積特征，巖性粗，結(jié)構(gòu)成熟度低，分選差，一般以中粗砂巖、含礫砂巖、砂礫巖和細(xì)砂巖為主，儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，巖性主要以礫巖、中粗砂巖、含礫不等粒長石巖屑砂巖及砂礫巖為主。原油物性表現(xiàn)為脫氣原油性質(zhì)，具有膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量較高的特點?？v向上從下到上，原油黏度、密度逐漸增大，含蠟量、凝固點逐漸減小，地面原油密度為0.93～0.97 g/cm3，地層溫度下脫氣原油黏度612.98～18 346 mPa·s[1]。

2 開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

2.1 油藏開發(fā)現(xiàn)狀

泌304區(qū)淺層稠油油藏孔、滲等各項物性指標(biāo)均在稠油蒸汽吞吐開采篩選常規(guī)標(biāo)準(zhǔn)以下，開發(fā)難度大。方案部署結(jié)果：采用直井井型、逐層上返、蒸汽吞吐開發(fā)方式，采用140 m井距正方形井網(wǎng)共部署開發(fā)井13口(圖1)，單井設(shè)計注汽速度100～120 t/d，單井注汽壓力12～19 MPa，單井第一周期注汽量300～1 200 t，單井配產(chǎn)液量10～30 t/d，預(yù)期第一周期總注汽量8 600 t，總?cè)张湟?53 t，周期總產(chǎn)油量4 700 t。實際投產(chǎn)后，13口新井第一周期單井注汽速度33～98 t/d，單井注汽壓力16.5～19.8 MPa，單井注汽量148.8～1 476 t，單井產(chǎn)液量2.7～14 t/d，總注汽量4 253.3 t，總?cè)债a(chǎn)液79.2 t，周期總產(chǎn)油量2 850.4 t，周期產(chǎn)水2376 m3，各項開發(fā)指標(biāo)均低于方案預(yù)期。

2.2 存在的主要問題

為了提高該區(qū)的開發(fā)效果，能達(dá)到方案預(yù)期效果，根據(jù)泌304區(qū)淺層稠油的地質(zhì)條件，結(jié)合目前開發(fā)現(xiàn)狀，通過儲層流體在低孔低滲多孔介質(zhì)中流動特性及各項參數(shù)室內(nèi)實驗結(jié)果與數(shù)模結(jié)果的對比分析，總結(jié)了目前該區(qū)稠油開發(fā)中存在的主要問題。

(1)區(qū)內(nèi)夾層發(fā)育，注汽熱損失較大。該區(qū)淺層稠油油藏儲層薄，泥巖夾層發(fā)育，室內(nèi)實驗結(jié)果表明，夾層熱容量為油層的1/3。而原方案的射孔方案將儲層中的夾層全部射開生產(chǎn)，不利于降低夾層的熱量損失。例如該區(qū)塊老井安4121井射孔未采取避射泥巖夾層措施，熱量損失較大，在4輪次吞吐過后注汽效果大幅下降(圖2)。

圖1 泌304區(qū)(H1Ⅱ1)淺層稠油開發(fā)井位

圖2 安4121井生產(chǎn)變化趨勢

(2)周期注汽量較大，熱利用率較低。該區(qū)油層物性差，注汽速度和采油速度低，回采水率低。但原方案參照其它區(qū)塊經(jīng)驗每輪次配注100 t/m，注汽量較大，不可避免導(dǎo)致下一輪次注汽時較大部分熱量用來加熱前緣冷凝水，不能有效加熱地層內(nèi)原油。

(3)蒸汽發(fā)生器的能力與井的吸汽能力不匹配。該區(qū)油層物性差，單井吸汽量一般為4～6 t/h；而目前使用的鍋爐最小排量為11.3 t/h、最高壓力為21 MPa。但原方案設(shè)計的是單爐對單井注汽，在注汽過程中，不可避免地因鍋爐憋壓過高頻繁出現(xiàn)自動放空現(xiàn)象，導(dǎo)致注汽效果大幅度下降。

(4)注汽速度低，熱損失大。該區(qū)儲層低孔低滲且水敏性強(qiáng)，注汽過程冷凝水對儲層的傷害率高達(dá)42.5%(數(shù)模結(jié)果)，進(jìn)一步降低了油層的吸汽能力，導(dǎo)致注汽速度進(jìn)一步降低，熱損失進(jìn)一步擴(kuò)大，井底蒸汽干度接近0，基本為高溫水，造成1～2吞吐周期注氣效果差，加熱半徑小，回吐率低。要提高注汽開發(fā)效果，必須想辦法提高注汽速度。

3 優(yōu)化方案設(shè)計

根據(jù)開發(fā)過程中存在的主要問題，在實施過程中，對以下幾個方面進(jìn)行了優(yōu)化：優(yōu)化射孔段長度，減少泥巖夾層影響；優(yōu)化注汽參數(shù)，減少無效注汽；采取組合注汽方式，滿足地面設(shè)備運轉(zhuǎn)需求；采取壓裂、防膨等工藝措施，提高注汽速度。

3.1 射孔段優(yōu)化

在2012年實施的13口新井中，分兩次投產(chǎn)，第一批6口井優(yōu)化4口，后續(xù)7口井均采用避射泥巖夾層的方式投產(chǎn)(表1)。避射后，蒸汽沿夾層的熱量擴(kuò)散相對減少，降低了熱量在夾層的損失。

表1 方案優(yōu)化射孔井段統(tǒng)計

3.2 注汽參數(shù)優(yōu)選

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，注汽強(qiáng)度、注汽速度、注汽遞增率存在一個優(yōu)選組合值，注汽參數(shù)優(yōu)化后，注汽強(qiáng)度由100 t/m調(diào)整至80 t/m，注汽速度由10 t/h調(diào)整至4～5 t/h，之后注汽量按每輪次10%～15%遞增，5輪次后不再遞增[2]。

3.3 組合注汽優(yōu)化

組合注汽遵循以下原則：一是同層組合，所有的其它措施都必須在此原則下進(jìn)行；二是同層新井老井分開組合注汽；三是選擇孔隙度、滲透率、原油性質(zhì)相近，沉積處于同一相帶的井組合注汽，注入量實行單井控制。根據(jù)上述原則，依據(jù)鍋爐生產(chǎn)合格蒸汽的能力和各井的吸汽能力，組合2～3口井用一臺鍋爐同時注汽。第一輪次注汽組合優(yōu)化結(jié)果：第1組注汽組合為安4122、安4123、安4124井3井組合注汽，第2組注汽組合為安4126、安4127、安4128井3井組合注汽，第3組注汽組合為安4130、安4131、安4134井3井組合注汽，第4組注汽組合為安4129、安4132、安4135井3井組合注汽(如圖3所示，圖中圓圈為各注汽組合區(qū)域)。之后注汽組合根據(jù)轉(zhuǎn)輪次前生產(chǎn)情況，結(jié)合區(qū)域注汽原則決定。

3.4 提高注汽速度的主要工藝措施

3.4.1 儲層壓裂改造

數(shù)值模擬結(jié)果顯示，壓裂改造可大幅度提高注汽速度，增加蒸汽波及體積，提高蒸汽吞吐效果。無裂縫存在時，相同物性油藏隨著吞吐輪次的增加，加熱范圍明顯增大，首輪加熱范圍小且加熱范圍溫度也較低；有裂縫存在時蒸汽吞吐的加熱范圍不呈現(xiàn)圓形特征，而是沿裂縫方向呈對稱的橢圓狀；在相同的滲透率和原油黏度條件下，壓裂后的加熱半徑比壓裂前的加熱半徑大，說明壓裂后有助于增注，可顯著提高開采效果。儲層經(jīng)壓裂改造后(模擬裂縫半縫長75 m)，第5周期加熱半徑可增加5～7 m。蒸汽波及體積的增加有利于低滲井層的有效開發(fā)[3]。

圖3 泌304區(qū)淺層(H1Ⅱ1)稠油注汽組合示意

安4122井儲層條件差，孔隙度5.83%～8.9%，滲透率(1～4)×10-3μm2，在投產(chǎn)時采取了儲層改造措施投產(chǎn)，由于該區(qū)隔層較薄，需控制壓裂規(guī)模，因此，在具體實施時采用了擠壓充填方式，壓裂規(guī)模較小。壓裂后該口井階段綜合油汽比為0.42(表2)。目前該區(qū)有3口井采取了儲層改造措施，均為特低孔特低滲儲層，壓裂后生產(chǎn)均達(dá)到預(yù)期的效果[4]。

3.4.2 儲層防膨處理

泌304區(qū)儲層以泥質(zhì)膠結(jié)為主，蒙脫石含量為60%～74%，平均64.7%，水敏性較強(qiáng)，室內(nèi)實驗結(jié)果表明，該區(qū)地層水敏性強(qiáng)，地層填充物膨脹，地層有效滲透率降低，致使注氣壓力增高，嚴(yán)重影響吞吐效果。注汽前對地層實施防膨處理后，提高了儲層有效滲透率保持率，注入壓力大幅度下降。例如安4123井投產(chǎn)層段H1Ⅱ91-2、101-2，注入防膨劑、降黏劑后，注入壓力逐漸由18 MPa下降至13 MPa。該區(qū)塊后續(xù)注汽均采取注汽前對地層實施防膨處理[5-6]。

表2 安4122井注采情況統(tǒng)計(截至2013年12月)

4 實施效果

2012年7月后的13口新井按照優(yōu)化方案投產(chǎn)。在生產(chǎn)過程中新、老井注汽前均采取防膨措施，部分新井投產(chǎn)采取擠壓充填防砂措施，所有新、老井均采用按區(qū)域或投產(chǎn)進(jìn)度搭配組合注汽，12口新井中10口射孔段進(jìn)行了避射泥巖段優(yōu)化，同時優(yōu)化注汽量，減少無效注汽3 200 t。通過以上多種措施的綜合運用，新井產(chǎn)量達(dá)到預(yù)期的目標(biāo)，新井第一周期井均產(chǎn)油237.5 t，取得了較好的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果。新井自2012年投產(chǎn)至2013年底，累計注汽5 645.1 t，產(chǎn)油2 941.8 t，綜合油汽比0.52，投產(chǎn)情況較老井有明顯改善(表3)。

截至2013年12月，該區(qū)塊平均吞吐生產(chǎn)3個周期，累計注氣5.891×104t，累計采油1.398×104t，采出程度1.05%，階段汽油比0.24，已取得較好的開發(fā)效果。

表3 泌304淺層稠油新老井前2個周期情況對比

5 結(jié)論與認(rèn)識

趙凹油田泌304區(qū)淺層稠油區(qū)塊為強(qiáng)水敏的低孔低滲砂礫巖稠油藏，采用優(yōu)化開發(fā)方案后，目前達(dá)到較好的開發(fā)效果。

(1)避射泥巖夾層可有效提高注入蒸汽熱利用率，減少無效注汽；

(2)組合注汽可有效提高注汽效果，一方面可以防止相鄰井過早汽竄，另一方面可有效利用注汽熱量，不會造成嚴(yán)重偏注，可使設(shè)備安全有效運行；

(3)儲層改造是有效提高注汽效果、提高產(chǎn)量的措施手段；對地層進(jìn)行防膨處理，可有效降低水敏影響，降低注汽壓力，提高注汽吞吐效果。

[1] 邵先杰，湯達(dá)禎，樊中海，等．河南油田淺薄層稠油開發(fā)技術(shù)試驗研究[J]．石油學(xué)報，2004，25(2)：74-79．

[2] 黃志剛.河南趙凹油田泌304區(qū)稠油蒸汽吞吐合理參數(shù)研究與運用[J].石油天然氣學(xué)報，2012，34(2)：263-266．

[3] 顧浩，劉慧卿.低滲稠油油藏蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計及圖版制作[J].科學(xué)技術(shù)與工程,2013,13(27)：7960-7964.

[4] 魏躍進(jìn)，申景鋒，王海軍．端部脫砂壓裂技術(shù)在低滲透油藏改造中的應(yīng)用[J]．石油鉆采工藝，2007，29(7)：45-58．

[5] 司玉梅，劉洪濤，張艷麗，等.趙凹油田泌304井區(qū)淺層系儲層敏感性評價[J].石油地質(zhì)與工程，2013，27(1)：128-130.

[6] 尹祥翔，蔣明.砂礫巖稠油油藏蒸汽吞吐防縮膨技術(shù)研究[J].新疆石油天然氣，2013，9(3)：66-71.

編輯：吳官生

1673-8217(2015)03-0087-04

2014-11-20

夏銘輝，1988年生，2010年畢業(yè)于長江大學(xué)，現(xiàn)從事石油地質(zhì)開發(fā)研究工作。

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