昌吉油田吉7井區(qū)稠油油藏注水開發(fā)原油黏度界限

謝建勇，石　彥，梁成鋼，吳承美，羅鴻成，武建明

（中國石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠，新疆阜康831511）

昌吉油田吉7井區(qū)稠油油藏注水開發(fā)原油黏度界限

謝建勇，石彥，梁成鋼，吳承美，羅鴻成，武建明

（中國石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠，新疆阜康831511）

由于經(jīng)濟(jì)和技術(shù)上的限制，深層稠油不適宜熱采開發(fā)。國內(nèi)一些稠油油藏采取常規(guī)注水開發(fā)，取得了較好的開發(fā)效果。如果原油黏度過大，水驅(qū)效果變差，當(dāng)注水開發(fā)采收率低于經(jīng)濟(jì)極限時，就不再適合注水開發(fā)，因此原油黏度是決定能否進(jìn)行注水開發(fā)的關(guān)鍵。準(zhǔn)噶爾盆地昌吉油田吉7井區(qū)屬于深層大型稠油油藏，埋藏深度大，原油黏度區(qū)間大。為確定注水開發(fā)稠油油藏原油黏度的界限，開展了現(xiàn)場注水開發(fā)試驗(yàn)和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，確定了地層原油黏度小于2 470 mPa·s的油藏均可實(shí)施注水開發(fā)，為吉7井區(qū)深層稠油油藏較大規(guī)模地投入注水開發(fā)提供了科學(xué)依據(jù)。

準(zhǔn)噶爾盆地；昌吉油田；吉7井區(qū)；深層稠油油藏；注水開發(fā)；原油黏度界限

目前國內(nèi)外采用注水開發(fā)的稠油油藏原油黏度基本上都小于300 mPa·s，高于此原油黏度的油藏沒有成功注水開發(fā)的先例，無現(xiàn)成的經(jīng)驗(yàn)可以借鑒。準(zhǔn)噶爾盆地昌吉油田吉7井區(qū)是2011年探明的一個大型稠油油藏，埋藏深，原油黏度范圍大，具有較強(qiáng)的代表性，探索其注水開發(fā)原油黏度界限，對于類似油田的開發(fā)具有借鑒意義。吉008試驗(yàn)區(qū)是吉7井區(qū)第一個注水試驗(yàn)區(qū)，注水時間較長，采出程度較高，資料錄取豐富，能夠反映稠油油藏實(shí)際注水開發(fā)規(guī)律。

吉7井區(qū)為受斷裂控制的構(gòu)造油藏，含油面積25.36 km2，探明石油地質(zhì)儲量7 205.86×104t，油層埋藏深度1 317～1 836 m；儲集層為二疊系梧桐溝組（P3wt）砂巖，平均孔隙度19.53%，平均滲透率80.8 mD；地層條件下原油黏度為40～3 000 mPa·s.

國內(nèi)把埋深小于500 m的稠油油藏定義為淺層稠油油藏；600～900 m的稠油油藏定義為中深層稠油油藏；大于900 m的稠油油藏定義為深層稠油油藏。稠油開采目前仍以熱采為主［1-5］，國外熱采技術(shù)已成熟應(yīng)用于500 m以內(nèi)的淺層稠油油藏，國內(nèi)在中深層稠油油藏開發(fā)中應(yīng)用熱采技術(shù)也取得較好的效果［6-7］。調(diào)研國內(nèi)外深層稠油油藏的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)可知，注蒸汽、注天然氣、注CO2、火燒油層等開發(fā)方式成本高，不能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)［8-10］，但采取常規(guī)注水的方式進(jìn)行中深層稠油油藏開發(fā)［11-12］，卻取得了較好的效果（表1）。國內(nèi)外注水開發(fā)稠油油藏的原油黏度大多低于300 mPa·s，而昌吉油田吉7井區(qū)的原油黏度大多在500 mPa·s以上。2011年在吉7井區(qū)原油黏度500 mPa·s左右的區(qū)域內(nèi)開展了注水開發(fā)試驗(yàn)［13］，取得了良好的效果，預(yù)計(jì)水驅(qū)采收率可達(dá)到20%以上。為進(jìn)一步拓展注水開發(fā)的范圍，室內(nèi)對稠油驅(qū)油效率進(jìn)行了評價(jià)，結(jié)合試驗(yàn)區(qū)開發(fā)指標(biāo)，得出了吉7井區(qū)注水開發(fā)的原油黏度界限，為深層稠油油藏開發(fā)提供了可借鑒的經(jīng)驗(yàn)。

表1　國內(nèi)外稠油油田注水開發(fā)狀況

1　注水試驗(yàn)區(qū)開發(fā)效果

1.1基本情況

為了研究深層稠油油藏注水開發(fā)的可行性，為后期整體開發(fā)確定合理的開發(fā)方式，2011年選擇了吉7井區(qū)中部油層連通性好、井控程度高且周圍完鉆井試采效果好的吉008試驗(yàn)區(qū)（圖1），作為注水開發(fā)試驗(yàn)區(qū)，為盡早獲得注水開發(fā)的試驗(yàn)效果，采用了150 m井距反七點(diǎn)井網(wǎng)實(shí)施同步注水開發(fā)，部署采油井12口，注水井7口。油藏埋深1 575 m，油層平均厚度13.6 m，地層條件下原油黏度463 mPa·s，動用地質(zhì)儲量61.91×104t，單井控制儲量5.16×104t.

圖1　吉7井區(qū)二疊系梧桐溝組頂面構(gòu)造

截至2015年5月，試驗(yàn)區(qū)12口油井合計(jì)產(chǎn)液63.6 t/d，其中產(chǎn)油38.3 t/d，綜合含水率36.7%，采油速度2.0%，采出程度8.7%.7口注水井平均月注采比0.9，累計(jì)注采比1.1，累計(jì)虧空-0.13×104m3，存水率0.71，水驅(qū)指數(shù)0.69.

1.2開發(fā)效果

經(jīng)過3年多的注水試驗(yàn)，吉008試驗(yàn)區(qū)取得了較好的開發(fā)效果，主要表現(xiàn)在以下幾個方面。

（1）注水見效后產(chǎn)量遞減率降低，含水基本穩(wěn)定

注水開發(fā)后，油井見效明顯，區(qū)塊日產(chǎn)液量上升，由30 t上升到80 t左右并保持穩(wěn)定，初期含水率快速上升，到40%后保持穩(wěn)定，注水見效前折算年產(chǎn)量自然遞減率43.2%，見效后降為-12.3%（圖2）。

圖2　吉008試驗(yàn)區(qū)開發(fā)曲線

（2）平面見效方向多，注水利用率高試驗(yàn)區(qū)平均見水時間為130 d，根據(jù)監(jiān)測，在10口井見示蹤劑，占總井?dāng)?shù)的83.3%，其中有8口井存在2個及2個以上的見效方向，平均注水推進(jìn)速度為1.15 m/d，說明油井和注水井間注采連通程度相對較高，注入水平面驅(qū)替效果較好，受效方向多，平面矛盾不突出（圖3）。

據(jù)示蹤劑跟蹤試驗(yàn)，平均單井回采率0.013 0%，井組平均累計(jì)回采率為0.044 5%，示蹤劑并未通過主流通道大量產(chǎn)出，表明注水利用率較高，無效或低效循環(huán)水量較少，存水率大于70%.

（3）剖面動用程度高因?yàn)椴捎脝螌娱_發(fā)，剖面矛盾不突出，隨著分注工作的開展，剖面動用程度不斷提高，目前吉008試驗(yàn)區(qū)吸水剖面動用程度達(dá)到95.9%，產(chǎn)液剖面動用程度達(dá)到78.2%（表2）。

圖3　吉008試驗(yàn)區(qū)示蹤劑見劑方向示意

表2　吉008試驗(yàn)區(qū)吸水剖面縱向動用程度%

（4）壓力保持程度高由于采取了同步注水的方式，井距小，見效快，目前注采比保持在1.0，累計(jì)注采比1.1，試驗(yàn)區(qū)壓力保持程度為110%～120%，略高于原始地層壓力（圖4），油井保持了較好的生產(chǎn)能力，采液速度保持在3.7%，采油速度保持在2.0%.

圖4　吉008試驗(yàn)區(qū)壓力保持程度曲線

（5）預(yù)測水驅(qū)采收率較高從含水率與采出程度關(guān)系來看，試驗(yàn)區(qū)前期，2011年9月至2012年7月含水率上升快，采出程度為2.1%時含水率達(dá)到46%，2012年7月后，含水率略有下降，穩(wěn)定在40%左右，2015年5月采出程度已達(dá)到8.7%，含水率仍然在40%左右，實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明采收率至少可以達(dá)到20.0%（圖5）。

圖5　吉008試驗(yàn)區(qū)含水率與采出程度關(guān)系曲線

2　稠油油藏水驅(qū)試驗(yàn)效果

由于吉7井區(qū)原油黏度范圍大，僅靠吉008試驗(yàn)區(qū)的礦場試驗(yàn)還不能完全代表整個吉7井區(qū)的注水開發(fā)效果，因此，對吉7井區(qū)不同黏度的原油進(jìn)行了室內(nèi)水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。參考吉7井區(qū)油層滲透率，實(shí)驗(yàn)采用滲透率為50 mD左右填砂管（直徑3.8 cm，長度30 cm）。吉7井區(qū)地層原油黏度為40～3 000 mPa·s，高于3 000 mPa·s的原油用降低實(shí)驗(yàn)溫度的方法進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，以獲得稠油水驅(qū)的技術(shù)界限，為類似油藏提供借鑒。按照原油黏度由低到高的順序進(jìn)行水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，觀察隨原油黏度的變化，水驅(qū)至含水率98%時的驅(qū)油效率。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（表3）具有以下幾個特點(diǎn)。

表3　不同黏度稠油水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果

（1）含水率上升趨勢呈“凸”形即巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)時，末端一旦見到注入水，含水率就開始快速上升［14］，含水率達(dá)到80%以后，上升速度減緩，不含水至含水率80%之間的階段采出程度很低，主要驅(qū)油階段在無水采油期和高含水期。原油黏度越高，無水采油期越短，含水率上升速度越快。原油黏度達(dá)3 398 mPa·s后，含水率呈波動式上升，即含水率在整體上升的趨勢下有波動，推測是原油黏度超過3 398 mPa·s后水驅(qū)指進(jìn)明顯，推進(jìn)很不均勻，形成多條“驅(qū)油線”，每條“驅(qū)油線”到達(dá)末端的時間有差異，因此出現(xiàn)了含水率的波動（圖6）。

圖6　不同原油黏度條件下含水率與驅(qū)油效率關(guān)系

（2）隨原油黏度增大，驅(qū)油效率呈臺階式下降原油黏度為50～1 500 mPa·s時，驅(qū)油效率為44.4%～46.6%，變化不大，但黏度較高的原油需要注入更多的水才能達(dá)到類似的驅(qū)油效果（圖7）。原油黏度由1 500 mPa·s上升到2 176 mPa·s，驅(qū)油效率降低了7.2%，在原油黏度為3 398 mPa·s時，驅(qū)油效率為30.9%，當(dāng)原油黏度為8 300 mPa·s，驅(qū)油效率降至19.5%.

（3）隨原油黏度增大，驅(qū)替壓力升高（圖8）從圖8可看出，隨著注入水體積倍數(shù)的增加，注入壓力初期快速上升，后緩慢下降。隨原油黏度增大，水驅(qū)啟動壓力、突破壓力增大，當(dāng)原油黏度升至3 398 mPa·s時，啟動壓力達(dá)到17.4 MPa，驅(qū)替變得十分困難，已不適合水驅(qū)。當(dāng)原油黏度升至8 300 mPa·s時，啟動壓力更大，已達(dá)35.5 MPa，驅(qū)替更加困難。

圖8　不同黏度原油水驅(qū)時注入壓力與注入水體積倍數(shù)關(guān)系曲線

3　水驅(qū)稠油黏度界限確定

水驅(qū)采收率（ER）與體積波及系數(shù)（EV）和驅(qū)油效率（ED）有以下關(guān)系［15］：

確定了水驅(qū)采收率和體積波及系數(shù)，驅(qū)油效率就可計(jì)算出來［16］，再與實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對比，即可確定水驅(qū)油效率的界限。

（1）水驅(qū)采收率的確定經(jīng)濟(jì)評價(jià)結(jié)果表明，吉7井區(qū)水驅(qū)采收率達(dá)到15%即有較好的經(jīng)濟(jì)效益，因此將15%作為吉7井區(qū)稠油油藏水驅(qū)采收率的下限。

（2）體積波及系數(shù)的確定采用150 m井距反七點(diǎn)面積注水井網(wǎng)，縱向上分單層開發(fā)。吉7井區(qū)儲集層分布穩(wěn)定，可借用吉008試驗(yàn)區(qū)的數(shù)據(jù)，預(yù)測采收率20%，對應(yīng)試驗(yàn)區(qū)（原油黏度500 mPa·s左右）的驅(qū)油效率為44.5%，計(jì)算體積波及系數(shù)為0.45.

（3）計(jì)算驅(qū)油效率由（1）式得ED=ER/EV，將已確定的各個參數(shù)代入（1）式中，得到ED=0.15/0.45=0.33.

從原油黏度與驅(qū)油效率關(guān)系曲線上（圖9）可以得出，驅(qū)油效率為33%所對應(yīng)的地層原油黏度為2 470 mPa·s，這就是注水開發(fā)稠油油藏的原油黏度界限，原油黏度小于2 470 mPa·s的稠油油藏均可采取水驅(qū)方式進(jìn)行開發(fā)。在吉7井區(qū)，原油黏度小于2 470 mPa·s的儲量占總儲量的75.8%.

圖9　驅(qū)油效率與原油黏度關(guān)系曲線

4　結(jié)論

（1）原油黏度小于500 mPa·s的稠油油藏采用注水開發(fā)可取得較好的開發(fā)效果，預(yù)測采收率達(dá)到20%以上。

（2）稠油油藏含水率上升呈“凸”形，則原油黏度升高，驅(qū)油效率下降，水驅(qū)啟動壓力升高，無水采收率降低。

（3）吉7井區(qū)地層原油黏度小于2 470 mPa·s的油藏可采用水驅(qū)方式經(jīng)濟(jì)有效地開發(fā)。

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Approach to Deep Heavy Oil Viscosity Limit by Waterflooding Process：A Case Study of Wellblock Ji?7 in Changji Oilfield，Junggar Basin

XIE Jianyong，SHI Yan，LIANG Chenggang，WU Chengmei，LUO Hongcheng，WU Jianming
（ZhundongProduction Plant，XinjiangOilfield Company，PetroChina，F(xiàn)ukang，Xinjiang 831511，China）

The thermal recovery process is not appropriate to deep heavy oil reservoir development due to economic and technical con?straints.Some domestic heavy oil reservoirs developed by conventional waterflooding process have achieved the better results.But with the crude oil viscosity increasing，the water flooding effect is getting worse and worse，and the recovery efficiency is lower than the related eco?nomic limit，this process is not suitable for such a reservoir.So viscosity is the key to determine whether such a reservoir is developed by waterflooding process or not.Wellblock Ji?7 in Changji oilfield of Junggar basin is a deep and large heavy oil reservoir with depth of 1 317～1 836 m and oil viscosity of 40～3 000 mPa·s.This paper makes field water floodingtest and lab experiment to determine the limit of oil vis?cosity suitable for waterflooding process.It is suggested that the reservoir with formation oil viscosity less than 2 470 mPa·s can be devel?oped by waterflooding process，which provides scientific basis for large?scale waterflooding development of Wellblock Ji?7 deep heavy oil reservoir.

Junggar basin；Changji oilfield；Ji?7 well area；deep heavy oil reservoir；waterflooding；oil viscosity limit

TE345

A

1001-3873（2015）06-0724-05

10.7657/XJPG20150616

2015-07-10

2015-08-20

謝建勇（1968-），男，廣東梅縣人，高級工程師，油氣田開發(fā)，（Tel）0994-3832044（E-mail）xiejy@petrochina.com.cn.