稠油油藏開發(fā)中后期挖潛方向初探

孫玉芹

摘 要：隨著稠油油藏蒸汽吞吐輪次的增加，大部分蒸汽吞吐開采的稠油油藏已進(jìn)入高輪次吞吐階段，開發(fā)效果逐漸變差，普遍存在高周期、高遞減、高含水、高成本、低地層壓力、低油汽比、油井出砂等問題。在熱采稠油優(yōu)質(zhì)儲量嚴(yán)重不足和某些區(qū)塊蒸汽驅(qū)效果不理想的情況下，積極尋求有效途徑，以改善高輪次吞吐的開發(fā)效果尤為重要。本文通過成熟工藝挖潛的研究，進(jìn)一步探索稠油開發(fā)技術(shù)的發(fā)展趨勢，為今后稠油開發(fā)奠定良好的基礎(chǔ)。

關(guān)鍵詞：稠油油藏；稠油開發(fā)；技術(shù)挖潛

1.濱南油區(qū)稠油油藏概況

1.1油藏概況

濱南油區(qū)稠油油藏處于東營凹陷北部陡坡帶西段以及東營凹陷與濱縣凸起之間的過渡帶上，主要包括單家寺稠油油田和王莊稠油油田，至2010年12月共探明含油面積46.1Km2，探明石油地質(zhì)儲量12512.73×104t。自1984年10月單二塊試驗(yàn)區(qū)蒸汽吞吐投產(chǎn)以來，目前已投入開發(fā)區(qū)塊有單家寺油田的單2塊、單10塊、單6塊和單83塊、單83-014塊及王莊油田鄭36-41塊、鄭14塊等塊動用含油面積33.69Km2，地質(zhì)儲量10400.7×104t，開發(fā)層系為館陶組、東營組、沙一段和沙三段。

1.2開發(fā)中后期存在問題

1.2.1蒸汽吞吐效果越來越差

油井高輪次吞吐后，井底附近出現(xiàn)高含水飽和度帶，剩余油飽和度較低，越來越多的注入蒸汽用來加熱井底附近的高含水飽和度帶，而用于加熱井間原油的蒸汽量越來越少，熱效率降低，開發(fā)效果變差。

1.2.2油藏邊底水活躍，水淹日益嚴(yán)重

單家寺稠油油藏單二塊沙三段、單10塊東營組和沙一段具有活躍的邊底水，油水體積比高達(dá)1：9以上。高輪次吞吐后，地層虧空大，壓力低，邊底水水侵加劇。

1.2.3大規(guī)模推廣蒸汽驅(qū)工藝時機(jī)不成熟

單83塊自2006年汽驅(qū)以來，蒸汽驅(qū)替在縱向和平面上都存在不均衡性；單56塊由于原油黏度大、井距小等原因，汽竄頻繁，嚴(yán)重影響了驅(qū)替效果。

2.稠油工藝技術(shù)

2.1蒸汽添加氮?dú)馔掏鹿に?/p>

王莊油田蒸汽吞吐生產(chǎn)173口井，有低效井38口，其中注汽質(zhì)量好但周期生產(chǎn)效果差（周油<600t）的有14口，目前單井日液2.6噸，日油1.6噸，含水38.5%，開發(fā)效果差。蒸汽添加氮?dú)馔掏鹿に?，可有效地提高地層能量，從而改善蒸汽吞吐效果?/p>

2.1.1氮?dú)馀c驅(qū)油有關(guān)的性質(zhì)

1）在常用的注入天然氣和非烴類氣體的采油方法中，氮?dú)獾膲嚎s系數(shù)較大，它的壓縮系數(shù)（0.291）是CO2的3倍，也比天然氣和煙道氣的壓縮系數(shù)大。所以，較大的膨脹性有利于驅(qū)油。它受溫度的影響較小，其原因是氮?dú)獾呐R界溫度較低。

2）氮?dú)庠诘望}水中的溶解性都很微弱。CO2和天然氣比氮?dú)庖兹苡谒撎匦詫τ谧⒌獨(dú)獗３钟筒貕毫﹂_采來說是十分重要的。

3）在相同的油層壓力和溫度條件下，氮?dú)獾恼扯缺菴O2和天然氣都低，在壓力接近6000psi時，氮?dú)夂图淄榈恼扯容^近。這一特性有利于重力驅(qū)的氣頂油藏注氮?dú)忾_采。

4）在相同的溫度壓力條件下，氮?dú)獾拿芏缺刃?，比甲烷的密度高，但比其他烴類氣體的密度低得多。一般情況下，氮?dú)獾拿芏纫陀跉忭敋獾拿芏?，這一特性有利于注氮?dú)庵亓︱?qū)替和開發(fā)凝析氣田。

5）氮?dú)獾牡貙芋w積系數(shù)隨著壓力的增加而均勻地下降。在相同的溫度條件下，氮?dú)獾捏w積系數(shù)要比CO2和煙道氣的體積系數(shù)大；注入相同體積的氣體，氮?dú)饪沈?qū)替更多的油氣，因而注氮?dú)獗容^優(yōu)越。

2.1.2注氮?dú)忾_采稠油機(jī)理

在稠油注蒸汽吞吐熱采方法中，將一定比例的氮?dú)怆S著蒸汽一起注入到油層，可以擴(kuò)大蒸汽及熱水帶的加熱油層的體積；同時，在重力分異作用下，地層中的氮?dú)鈺M(jìn)入油藏構(gòu)造的較高部位，形成次生氣頂，可以起到驅(qū)油的作用；氮?dú)馀c原油中蒸發(fā)出的輕組分形成混相，具有混相驅(qū)作用；氮?dú)獾膶?dǎo)熱系數(shù)低，可作為隔熱劑，注入到油套環(huán)空中，減少蒸汽熱損失。

驅(qū)油試驗(yàn)表明，在60℃溫度下，水驅(qū)殘余油飽和度為40.2%，而水和氮?dú)怛?qū)替的殘余油飽和度為26.5%，殘余油飽和度降低幅度達(dá)13.7%。

2.1.3注氮?dú)庥筒剡m宜條件

互層狀油藏優(yōu)于塊狀油藏，薄油層增產(chǎn)幅度大于厚油層，原油粘度小于20000mPa.s，油層滲透率（10-3um2）500-3000，Kv/Kh>0.2，凈總厚度比>0.3，含油飽和度>50%。

2.2熱化學(xué)整體復(fù)合吞吐工藝

研究實(shí)驗(yàn)表明要減緩高輪次吞吐階段的遞減，必須采用熱化學(xué)法輔助注蒸汽開采技術(shù)，以提高稠油油藏的開發(fā)效果?；瘜W(xué)復(fù)合強(qiáng)化熱采助劑可以有效地降低稠油粘度、降低油水界面張力、降低殘余油飽和度、增加儲層能量、擴(kuò)大蒸汽波及體積，達(dá)到提高稠油油藏開發(fā)效果的目的。

下步開展熱化學(xué)整體復(fù)合吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，研究形成注蒸汽+N2（CO2）+高溫封竄堵調(diào)+油層內(nèi)化學(xué)降粘體系為主的熱復(fù)合化學(xué)法提高采收率技術(shù)。通過熱采對稠油油藏儲層、原油物性的分析研究，研制多效溶劑型活性復(fù)合體系和水溶性相滲透稠油降粘體系，開展室內(nèi)研究及復(fù)配試驗(yàn)，與油藏防汽竄技術(shù)相結(jié)合，降低油藏原油粘度、提高原油的滲流能力、擴(kuò)大蒸汽波及體積，提高油井產(chǎn)能和采收率。

2.3轉(zhuǎn)換開發(fā)方式

2.3.1常規(guī)水驅(qū)稠油油藏水溶性自擴(kuò)散降粘工藝

水溶性自擴(kuò)散降粘體系能夠溶于原油的表面，增強(qiáng)原油表面親水性、增加油水界面粘度，并且在低濃度時即可發(fā)揮高效的降粘效果（300～500PPm）。該體系在陳家莊油田進(jìn)行了一個井組的試驗(yàn)，伴注降粘體系2個月，有3口井見到了明顯效果，累計(jì)增油300噸。

2010年11月，在濱31-11井區(qū)開展注入水中伴注自擴(kuò)散降粘體系試驗(yàn)，效果待觀察。該技術(shù)的應(yīng)用，將有助于水驅(qū)稠油油藏改善水驅(qū)效果，同時也為王莊油田部分冷采區(qū)域補(bǔ)充地層能量、部分常規(guī)稠油區(qū)塊（林中九塊西南擴(kuò)邊）提供技術(shù)支撐。

2.3.2超稠油油藏蒸汽超覆重力輔助泄油（SAGD）工藝

SAGD技術(shù)是開發(fā)超稠油的一項(xiàng)前沿技術(shù)，對于在地層原始條件下沒有流動能力的高粘度原油，形成熱連通后，注入的蒸汽在上覆地層中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及側(cè)面移動，與油層中的原油發(fā)生熱交換，加熱的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生產(chǎn)井中產(chǎn)出。該技術(shù)在遼河特油公司已得到成功應(yīng)用。

2.3.3活躍邊底水油藏氮?dú)馀菽?qū)工藝

單家寺油田由于邊底水入侵導(dǎo)致的高含水停產(chǎn)井有200多口，主要位于單10塊EdS1、單6西、單2S3等區(qū)域，此類井由于處于強(qiáng)水淹區(qū)，注氮調(diào)剖措施不理想。連續(xù)氮?dú)馀菽羝?qū)能夠提高產(chǎn)量、采油速度和油汽比；與連續(xù)泡沫蒸汽驅(qū)相比，間歇（段塞式）泡沫蒸汽驅(qū)氣油比下降明顯，具有成本優(yōu)勢，可以考慮在該類區(qū)塊進(jìn)行泡沫蒸汽驅(qū)技術(shù)攻關(guān)試驗(yàn)。

參考文獻(xiàn)：

[1] 謝文彥等， 遼河油田公司優(yōu)秀科技成果匯編. 石油工業(yè)出版社，2006.

[2] 張義堂等，熱力采油提高采收率技術(shù)[M]. 北京：石油工業(yè)出版社，2006.