零區(qū)氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)現(xiàn)場試驗

忽明濤

摘 要：井樓油田零區(qū)開發(fā)層系單一，經(jīng)過二十多年的蒸汽吞吐開采，蒸汽吞吐開采效果越來越差，出現(xiàn)了主力層Ⅲ6層南部吞吐周期高，低產(chǎn)低效井多、及開發(fā)效果差汽竄嚴重等一系列問題，為改善區(qū)塊開發(fā)效果，對區(qū)塊實施氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)進行潛力分析，最終認為本區(qū)塊適合實施氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)，措施后較好的改善了區(qū)塊開發(fā)效果，為同類油田蒸汽驅(qū)開發(fā)提供了相關(guān)經(jīng)驗。

一、油藏地質(zhì)特征及開發(fā)簡況

1、油藏地質(zhì)特征

井樓油田零區(qū)位于前杜樓鼻狀構(gòu)造的南翼，地層由東南向西北平緩抬起，傾角較緩，約11度，油藏類型為巖性油藏。區(qū)塊含油面積2.33km2，地質(zhì)儲量106萬噸，實際動用儲量106萬噸。全區(qū)含油層位Ⅱ-Ⅳ砂組，單井油層有效厚度1.0m-11.4m，單層有效厚度小于4m。目前共開發(fā)了一套主力層系：Ⅲ6層，其余均為兼采層（Ⅱ6、Ⅳ2層、Ⅳ5層、Ⅳ8層、Ⅳ9層）

井樓油田零區(qū)主力油層為Ⅲ6層，巖性為一套淺灰色細-粉砂巖，屬水下辮狀河道沉積。油層埋藏深度263.9-428.5m，平均346.2m；油層原始地層壓力2.68-4.19MPa；原始地層溫度26.9-34℃；砂層厚度1.3-12.6m，平均7.2m，有效厚度0.6-11.4m，平均5.0m；純總厚度比0.3-0.6，平均0.4；孔隙度32%；滲透率2.1μm2，原始含油飽和度70%，脫氣原油密度0.953-0.960g/cm3；油層溫度下脫氣原油粘度16111-21445mPa.s，瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量31.5-42.6%，含蠟6.0-8.2%，含硫0.25-0.32%，凝固點0-19℃，屬特稠油。

2、開發(fā)簡況

1986年9月，零區(qū)樓101和樓資2井首次進行了單井吞吐實驗。 1987年9月零區(qū)先導試驗區(qū)正式投入吞吐試驗。1990年12月初轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)試驗。至2000年底處于先導試驗區(qū)的井陸續(xù)工程關(guān)井或地質(zhì)關(guān)井。隨著2004年樓資2井扶產(chǎn)，零區(qū)陸續(xù)投入新井，截止2012年12月，區(qū)塊共有吞吐采油井171口，其中正常吞吐井37口，低效井77口， 地質(zhì)關(guān)井47口，工程關(guān)井10口。

零區(qū)2012年12月正常生產(chǎn)井116口，核實日產(chǎn)液375.9噸，日產(chǎn)油57噸，綜合含水84.8%，平均日注汽222噸，油汽比0.26，采注比1.69。截止2012年底，全區(qū)累計注汽144.3023萬噸，累計產(chǎn)液169.8043萬噸，累計產(chǎn)油36.3671萬噸，綜合含水78.6%，累計油汽比0.25，采注比1.18，采出程度35.0%。

二、開發(fā)形勢分析及開發(fā)中存在的主要問題

1、開發(fā)形勢分析

井樓油田零區(qū)開發(fā)層系單一，經(jīng)過二十多年的蒸汽吞吐開采，蒸汽吞吐開采效果越來越差，遞減逐步加大。

2、開發(fā)中存在的主要問題

（1）主力層Ⅲ6層南部吞吐周期高，低產(chǎn)低效井多，開發(fā)效果差

零區(qū)主力層Ⅲ6層南部目前生產(chǎn)井29口，累計吞吐380井次，平均單井吞吐12.3個周期，進入高周期吞吐；低效井21口，占總生產(chǎn)井的72.4%，吞吐開發(fā)效果變差。

（2）汽竄嚴重，影響開發(fā)效果

由于油藏埋藏淺、膠結(jié)疏松，地層破裂壓力低，油藏非均質(zhì)性嚴重，再加上零區(qū)經(jīng)過二十多年的開發(fā)，油井已達到12個吞吐周期，造成蒸汽吞吐過程中汽竄嚴重，汽竄方向也由單向竄、層內(nèi)竄向多井竄、雙向竄、層間竄發(fā)展，造成大量的熱能損失，嚴重影響區(qū)塊開發(fā)效果。

三、運用氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)油藏潛力分析

1、平面上潛力分析

受油層物性及邊底水影響，邊部及井間蒸汽波及體積小，儲量動用差，剩余油較富集。

2、剖面上潛力分析

因儲層物性差異大，高滲層因油層物性好，動用程度高；中低滲透層因物性差，動用程度較低。從剩余油監(jiān)測資料可以看出，零區(qū)油井縱向上油層動用程度差異大，弱水淹井段為下步潛力層段，厚度11m，占總厚度的33%。

四、氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)現(xiàn)場試驗

1、確定氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)時機

經(jīng)過多輪次蒸汽吞吐的稠油油藏容易出現(xiàn)汽竄現(xiàn)象，一旦發(fā)生汽竄，即可導致油藏加熱不均，從而致使蒸汽波及體積減小，熱利用率降低，經(jīng)濟效益變差。區(qū)域油藏出現(xiàn)多條汽竄通道，形成面積竄，即可實施氮氣輔助面積驅(qū)。

2、氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)方式

為解決面積竄，挖潛層內(nèi)及井間剩余油，將射孔層位相互對應、汽竄發(fā)生頻繁的油井作為一個井組，對汽竄中心井采取高強度調(diào)剖措施，其它油井根據(jù)液量、溫度采取氮氣助排措施或者氮氣輔助熱處理措施。

3、氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化

氮氣量按需封堵層、段體積設計，注氮半徑按15-20米計算：

V氮=（π*r2*h*φ-Q汽）*（T地表+273.16）*P地層/0.1/（T注汽+273.16）

蒸汽量按目前已動用體積+擴大體積設計：

Q汽= π*h（r擴大+Q油/ （π *h*φ*S油）^（1/2））^2

4、實施效果分析

零區(qū)從2013年10開始在樓J0611井組實施氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)，截止2015年6月共實施2個井組，分別汽驅(qū)5個和7個輪次，共產(chǎn)油11569噸，油汽比0.32， 采注比1.82， 汽驅(qū)采出程度4.5%。

實例：樓J0611井組氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)效果

樓J0611組合單元Ⅲ6層為薄互層稠油油層，單井平均有效厚度5.7米，平均孔隙度30.7%，平均滲透率1.949um2，平均含油飽和度62.21%，平面孔隙度26.9-35.1%，滲透率1.094-3.704um2。地質(zhì)儲量10.3萬噸，平均單井有效厚度5.7米。

該井組吞吐階段累計產(chǎn)油48053.4噸，核實吞吐采出程度32.8%。平均單井吞吐16.3個周期，其中樓J0611井吞吐7個周期，采出程度低僅11.3%，樓0511、樓0610、樓J0710、樓0810、樓J0512等井均為吞吐周期高的老井，采出程度較高達到30%以上。目前9口井日產(chǎn)液45.3噸，日產(chǎn)油8.9噸，綜合含水80.4%

零區(qū)樓J0611組合單元共有9口井，注汽井1口（樓J0611），采油井8口（樓J0710、樓J0610、樓J0810、樓J0711、樓J0612、樓J0511、樓J0512、樓J0509），共有汽竄通道14條，其中雙向竄通道1條，被竄通道13條，注汽時呈現(xiàn)面積汽竄現(xiàn)象，導致熱能利用率降低，蒸汽波及體積受到限制，油層平剖面動用不均（汽竄情況見圖4）。為了保持平面上注汽壓力平衡，擴大蒸汽波及體積，提高油層平剖面動用程度，進一步改善汽竄區(qū)域油井的吞吐效果，對樓J0611組合單元實施氮氣輔助面積注汽措施。

從表5中和圖5中五個輪次的蒸汽驅(qū)生產(chǎn)狀況看，周期平均產(chǎn)油量1410噸，最高周期產(chǎn)油量2185噸，最低861噸，單井日產(chǎn)油水平達到1.73噸/天，與吞吐后期0.5噸/天相比提高1.2噸 /天，油汽比平均達到了0.42，采注比2.14，氮氣輔助蒸汽驅(qū)采出程度4.8%。

五、結(jié)論及認識

1、氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)時機為區(qū)域油藏出現(xiàn)多條汽竄通道，形成面積竄，即可實施氮氣輔助面積驅(qū)。

2、氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)方式是為解決面積竄，挖潛層內(nèi)及井間剩余油，將射孔層位相互對應、汽竄發(fā)生頻繁的油井作為一個井組，對汽竄中心井采取高強度調(diào)剖措施，其它油井根據(jù)液量、溫度采取氮氣助排措施或者氮氣輔助熱處理措施。

3、零區(qū)從2013年10開始在樓J0611井組實施氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)，截止2015年6月共實施2個井組，分別汽驅(qū)5個和7個輪次，共產(chǎn)油11569噸，油汽比0.32， 采注比1.82， 汽驅(qū)采出程度4.5%，本區(qū)塊實施氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)取得較好的效果，并為相似油藏實施氮氣輔助面積蒸汽驅(qū)具有指導意義。

參考文獻：

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