阿拉新阿A區(qū)塊淺薄層稠油油藏?zé)崴?qū)開發(fā)效果研究

(中石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠，黑龍江 大慶 163853)

周志軍

(東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

阿拉新阿A區(qū)塊采用200m×200m直井、水平井聯(lián)合布井方式投入開發(fā)。開采目的層為SⅠ1層(即薩爾圖Ⅰ號油層組1號小層)，砂巖厚度為4.0m，有效厚度為3.1m。原油密度0.9263g/cm3，原始地層壓力為8.16MPa，原始地層溫度35.6℃，該地層條件下脫氣后原油黏度為1400mPa·s，根據(jù)稠油分類標(biāo)準(zhǔn)判別為普通稠油。A區(qū)塊構(gòu)造低部位發(fā)育邊水，油水過渡帶位于北東方向構(gòu)造線-630m附近，2011年底投入開發(fā)，初期依靠天然能量開采，2015年7月全面熱水驅(qū)開發(fā)。

目前，國內(nèi)外較為成熟的稠油開采方式有多種，主要有熱水驅(qū)、蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、火燒油層及SAGD等，其中最為常見的為先期蒸汽吞吐、后期轉(zhuǎn)入蒸汽驅(qū)或熱水驅(qū)，但針對油層厚度薄的油藏，該方式單井產(chǎn)量較低，經(jīng)濟效益較差[1,2]。目前，淺薄稠油油藏?zé)崴?qū)開發(fā)方式正處于現(xiàn)場試驗階段，關(guān)于熱水驅(qū)開發(fā)機理及成功經(jīng)驗的理論研究和試驗成果很少。為有效動用淺薄層稠油油藏，筆者調(diào)研國內(nèi)淺薄層稠油油藏?zé)崴?qū)適應(yīng)性相關(guān)研究[3～7]，并開展淺薄層稠油油藏阿拉新阿A區(qū)塊現(xiàn)場試驗。針對阿拉新阿A區(qū)塊，進行了室內(nèi)巖心物模試驗，同時依靠數(shù)值模擬技術(shù)，對熱水驅(qū)驅(qū)油機理有了一定程度的掌握，并進行了注入方式及注采參數(shù)的優(yōu)化。

1 稠油油藏?zé)崴?qū)開發(fā)驅(qū)油機理

稠油油藏?zé)崴?qū)開發(fā)驅(qū)油機理主要體現(xiàn)在3個方面：一是利用原油黏度隨溫度的升高而大幅下降來增加驅(qū)油效率；二是利用儲層巖石孔隙中的原油隨著熱水的注入會受熱膨脹，隨之產(chǎn)生驅(qū)油的效果以此來提高驅(qū)油效率；三是隨著熱水的注入，使油層溫度升高以改變巖石孔隙內(nèi)表面的極性物質(zhì)吸附性，巖石的潤濕性逐步轉(zhuǎn)向親水性，最終增加束縛水飽和度，降低殘余油飽和度，這樣來提高驅(qū)油效率[9～11]。

為了進一步了解熱水驅(qū)開發(fā)的驅(qū)油機理，筆者開展了阿拉新阿A區(qū)塊不同溫度下的相對滲透率曲線測定。選用阿拉新阿A區(qū)塊1塊天然巖心，切割成3塊(見表1)，測試30、60、90℃溫度下的相對滲透率曲線，結(jié)果見圖1。由圖1可見，隨著溫度的升高，相滲曲線向右偏移，兩相區(qū)跨度變寬，親水性增強，束縛水飽和度升高，見水時間延遲，殘余油飽和度降低，驅(qū)油效率得以提高。

表1 天然巖心參數(shù)表

注：Kro、Krw分別為油相、水相相對滲透率；fw為含水率；Sw為含水飽和度。圖1 不同熱水驅(qū)溫度下的油水相對滲透率曲線

2 稠油油藏?zé)崴?qū)合理開發(fā)方式確定

根據(jù)稠油油藏注熱水熱采篩選標(biāo)準(zhǔn)[8]，阿拉新阿A區(qū)塊各項參數(shù)均達到技術(shù)指標(biāo)，詳見表2。

對于阿A區(qū)塊，地層溫度為35.6℃，當(dāng)注入溫度大于地層溫度后，溫度對油水相滲曲線影響變大，兩相區(qū)明顯擴大，因此，注入熱水有利于兩相區(qū)擴大，驅(qū)油效率顯著增加。

綜合分析熱水驅(qū)驅(qū)油機理，結(jié)合區(qū)塊儲層發(fā)育特點，明確了阿拉新阿A區(qū)塊適合熱水驅(qū)方式開采。

表2 稠油油藏?zé)岵煞绞胶Y選標(biāo)準(zhǔn)表

3 熱水驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化

按照“利用天然能量，提高驅(qū)油效率，預(yù)防注水突進，平衡注采關(guān)系”的原則，對熱水驅(qū)注采參數(shù)進行了優(yōu)化。

3.1 注入溫度優(yōu)化

取阿拉新阿A區(qū)塊2塊不同滲透率的天然巖心，開展不同溫度下驅(qū)油效率的室內(nèi)對比試驗，結(jié)果見圖2。由圖2可見，隨著溫度的升高，驅(qū)油效率增大，在80℃時出現(xiàn)拐點，隨后當(dāng)溫度升高到100℃后，驅(qū)油效率的升高趨勢減小。因此，最佳注入溫度應(yīng)為80℃。

圖2 不同滲透率天然巖心驅(qū)油效率隨溫度的變化曲線

圖3 不同轉(zhuǎn)注時機對應(yīng)采收率圖

圖4 不同注入速度對應(yīng)采收率圖

圖5 注采比與采收率變化關(guān)系圖

3.2 注入時機優(yōu)選

應(yīng)用地質(zhì)建模軟件Petrel和數(shù)值模擬軟件CMG精細構(gòu)建熱水驅(qū)油藏模型。阿拉新阿A區(qū)塊地質(zhì)建模面積為13.5km2，縱向上網(wǎng)格步長小于0.5m，網(wǎng)格總數(shù)152×224×82=2791936。在建立好地質(zhì)模型后，應(yīng)用CMG中的熱采模塊(STARS模塊)對阿拉新阿A區(qū)塊進行數(shù)值模擬，網(wǎng)格大小為20m×20m。為充分體現(xiàn)層間差異，垂向上將SⅠ1層(厚度3.1m)分成3個模擬層，網(wǎng)格總數(shù)為131×214×3=84102。

因為區(qū)塊邊水發(fā)育，所以為了充分利用天然能量，共設(shè)計了5種不同注水時機(超前注水、同步注水(含水率50%)、含水率分別為60%、70%和80%時注80℃熱水)進行數(shù)值模擬，結(jié)果見圖3。由圖3可知，當(dāng)含水率達到60%時轉(zhuǎn)注熱水的開發(fā)效果較好，采收率達到了26.11%。

3.3 注入速度優(yōu)化

為保證加熱前均勻推進，預(yù)防注水突進，共設(shè)計了3種注入速度，即單井注入速度分別為10、15、20m3/d進行數(shù)值模擬研究，結(jié)果見圖4。由圖4可見，當(dāng)注入速度為15m3/d時，采收率最高，開發(fā)效果最好。因此，確定注入速度為15m3/d。

3.4 注采比優(yōu)化

為了研究注采比對采收率的影響，共設(shè)計了6種不同注采比(0.8、0.95、1、1.1、1.3、1.5)來進行數(shù)值模擬預(yù)測，結(jié)果見圖5。由圖5可見，采收率在注采比為0.95時達到最高，為29.89%，開發(fā)效果最好。因此，確定最佳注采比為0.95。

4 熱水驅(qū)開發(fā)效果

4.1 地層壓力上升，注水井溫度場逐步擴大

從地層壓力場(見圖6)變化來看，轉(zhuǎn)注前區(qū)塊中部的低含水井，由于依靠天然能量開發(fā)，無能量補充，造成地層壓力較低，僅為2.1MPa；而區(qū)塊邊部受邊水影響的高含水井，由于有能量補充，地層壓力維持在7.3MPa。實行熱水驅(qū)開發(fā)后，受效井地層壓力達到了10.0MPa，比原始地層壓力(8.16MPa)高1.84MPa，保持了較高的水平。

從注水井溫度場(見圖7)變化來看，依據(jù)數(shù)值模擬技術(shù)模擬跟蹤注熱水開發(fā)后注水井溫度場的變化情況，注水井平均溫度由轉(zhuǎn)注前的39.2℃上升到目前的48.9℃，溫度場平均半徑達到70.6m，說明注熱水開發(fā)后，各注水井溫度場逐步擴大，能夠有效降低原油黏度，充分利用了黏溫效應(yīng)，效果較好。

圖6 阿拉新阿A區(qū)塊壓力場圖

圖7 阿拉新阿A區(qū)塊注入井溫度場圖

4.2 受效井比例高，增油效果明顯

區(qū)塊注水開發(fā)后，共有受效井12口，占正常生產(chǎn)油井(16口)的75%，受效比例較高，平均受效時間216d，與受效前相比，受效井日產(chǎn)液量上升26.2t，日產(chǎn)油量上升5.1t，綜合含水率上升25.3個百分點，平均動液面上升214m，累積增油5640t，說明現(xiàn)井網(wǎng)井距和熱水驅(qū)開發(fā)方式可以實現(xiàn)區(qū)塊有效動用。

4.3 產(chǎn)量遞減速度得到有效控制

注水開發(fā)后，區(qū)塊日產(chǎn)油量由14.7t上升到20.7t，遞減速度每月由依靠天然能量開采時的3.0%下降至注水開發(fā)后的-0.2%(負值代表產(chǎn)量上升，沒有遞減)。同時，區(qū)塊采出程度達到7.2%，從數(shù)值模擬歷史跟蹤擬合結(jié)果分析，含油飽和度由初期的65%下降到目前的49%(見圖8)。

圖8 阿拉新阿A區(qū)塊含油飽和度圖

4.4 含水上升速度得到有效控制

由于區(qū)塊邊水發(fā)育且能量較為充足，初期依靠天然能量開采時綜合含水率上升速度較快，每月平均1.2%。為此，一是依靠內(nèi)部注水來抑制邊水推進速度；二是合理控制構(gòu)造邊部中、低含水井生產(chǎn)壓差來控制含水上升速度。根據(jù)臨界井底流壓公式，計算出構(gòu)造低部位井生產(chǎn)壓差應(yīng)保持在1.4～2.6MPa，平均動液面控制在200～400m。

通過上述措施區(qū)塊注水開發(fā)后，綜合含水率上升速度每月由依靠天然能量開采時的1.2%下降至注水后的-0.3%，見到了較好效果。

5 結(jié)論

1)天然巖心熱水驅(qū)替試驗結(jié)果表明，熱水驅(qū)能夠有效提高淺薄層稠油驅(qū)油效率。結(jié)合阿拉新阿A區(qū)塊儲層發(fā)育特點，阿拉新阿A區(qū)塊適合熱水驅(qū)方式開采。

2)根據(jù)所做的室內(nèi)試驗和數(shù)值模擬技術(shù)研究結(jié)果可以確定，阿拉新阿A區(qū)塊在實行熱水驅(qū)開發(fā)時，注入溫度為80℃、注入時機為含水率達到60%、注入速度為15m3/d、注采比為0.95時，區(qū)塊采收率最高，開發(fā)效果最好。

3)阿拉新阿A區(qū)塊熱水驅(qū)現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，熱水驅(qū)開發(fā)后地層壓力上升，注水井溫度場逐步擴大；受效井比例高，增油效果明顯；產(chǎn)量遞減速度和含水上升速度得到有效控制，區(qū)塊開發(fā)效果較好。