天然水驅(qū)稀油油藏提高采收率技術(shù)對(duì)策研究

李福堂，辛春彥，吳 瓊，李佳慧，王 博

（中國石油冀東油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河北 唐山063000）

南堡陸地淺層油藏為邊底水層狀復(fù)雜斷塊油藏，含油層位為明化鎮(zhèn)組和館陶組，儲(chǔ)層為河流相砂體，儲(chǔ)層物性條件好。按照油品劃分，南堡陸地淺層油藏類型包括稀油油藏和稠油油藏，其中稀油油藏地質(zhì)儲(chǔ)量占南堡陸地淺層總地質(zhì)儲(chǔ)量的60.9%。該類油藏具有邊底水活躍，油藏?cái)鄩K小，含油面積小的地質(zhì)特征，目前已進(jìn)入特高含水階段，采出程度低，標(biāo)定采收率低。由于油藏含油面積小，難以形成規(guī)則驅(qū)替井網(wǎng)，且油藏天然能量充足，常用的聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)等驅(qū)替方式效果差，急需開展技術(shù)攻關(guān)探索適用的提高采收率方式。本文以高63?10斷塊NmⅡ4②小層為典型單元，針對(duì)油砂體含油面積小且天然能量充足的油藏地質(zhì)特征，提出深部吞吐驅(qū)油方式，該技術(shù)立足于油井，能夠兼顧提高油藏波及體積和驅(qū)油效率，具有規(guī)模小、投入低且調(diào)整靈活的技術(shù)優(yōu)勢(shì)。

1 先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)篩選

對(duì)南堡陸地淺層天然水驅(qū)稀油油藏砂體按開發(fā)單元、斷塊、井區(qū)、油組和層位進(jìn)行歸類，統(tǒng)計(jì)構(gòu)造類型、含油面積、油柱高度、厚度、油品性質(zhì)、水體類型、地層傾角、可采儲(chǔ)量、井網(wǎng)井距等參數(shù)。按照井網(wǎng)條件分類，單井點(diǎn)或一排井的砂體地質(zhì)儲(chǔ)量占南堡陸地淺層稀油油藏總儲(chǔ)量的46.0%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的72.7%；二排井以上砂體地質(zhì)儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的54.0%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的27.3%。按照含油面積分類，含油面積大于0.2 km2的砂體地質(zhì)儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的38.3%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的7.6%；含油面積小于等于0.2 km2的砂體地質(zhì)儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的61.7%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的92.4%?？紤]井網(wǎng)條件因素，選擇單井點(diǎn)和一排井砂體僅能選擇以單井為對(duì)象的驅(qū)替方式，考慮驅(qū)替方式優(yōu)選應(yīng)具有多樣性，選擇具有二排井及以上的砂體做試驗(yàn)區(qū)。考慮砂體含油面積因素，南堡陸地淺層天然水驅(qū)常規(guī)稀油油藏含油面積小于等于0.2 km2的砂體地質(zhì)儲(chǔ)量和數(shù)量所占總儲(chǔ)量的61.7%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的92.4%，因此試驗(yàn)區(qū)應(yīng)選取含油面積小于等于0.2 km2的砂體。綜合考慮井網(wǎng)條件和砂體含油面積因素，選取符合兩排井以上且含油面積小于等于0.2 km2的高63?10斷塊NmⅡ4②小層作為先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)，探索最優(yōu)驅(qū)替方式。

高63?10斷塊NmⅡ4②小層為近東西向展布的斷背斜構(gòu)造，斷塊內(nèi)主要發(fā)育兩條近東西走向的南掉斷層，地層整體北傾，傾角6°～10°。試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層為疏松砂巖，分布范圍廣，單砂層平均厚度6～8 m，平均孔隙度33.4%，平均滲透率2 432×10?3μm2，物性條件好，屬特高孔高滲?高孔高滲儲(chǔ)層?？v向上NmⅡ4②小層劃分NmⅡ4②?S1和NmⅡ4②?S2兩個(gè)砂體，砂體間夾層受河道下切影響發(fā)育不穩(wěn)定。油藏儲(chǔ)層孔喉值屬大孔?中喉型，巖石潤濕性為親水，儲(chǔ)層敏感性為弱速敏、弱水敏、無酸敏。高63?10斷塊NmⅡ4②小層屬于層狀邊水構(gòu)造油氣藏，油氣層分布范圍廣，厚度2～10 m，平均5.8 m，屬正常溫壓系統(tǒng)，壓力系數(shù)0.96，地層溫度平均65℃，地溫梯度3.01℃/（100 m）（見圖1）。

圖1 高63?10斷塊NmⅡ4②小層平面圖Fig.1 Plan view of the small layer of Gao 63?10 fault block NmⅡ4②

2 剩余油定量評(píng)價(jià)研究

用理論公式法、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)法和數(shù)值模擬法等多方法協(xié)同手段研究天然水驅(qū)油藏特高含水階段剩余油整體分布特征，利用數(shù)值模擬法在局部對(duì)剩余油按成因進(jìn)行分類，對(duì)不同類型剩余油進(jìn)行定量刻畫，找出主要剩余油富集類型。

2.1 剩余油整體分布研究

剩余油研究方法很多，各種方法均有利弊，為提高剩余油研究精度，需用多方法綜合分析[1?6]。用理論公式法和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)法研究剩余地質(zhì)儲(chǔ)量中可動(dòng)油和不可動(dòng)油所占比例，與數(shù)值模擬中可動(dòng)油與不可動(dòng)油所占比例關(guān)系相對(duì)比，核實(shí)模型計(jì)算準(zhǔn)確性，用數(shù)值模擬法確定剩余油富集區(qū)，并用礦場(chǎng)統(tǒng)計(jì)方法驗(yàn)證數(shù)值模擬結(jié)果。

用地質(zhì)儲(chǔ)量、剩余地質(zhì)儲(chǔ)量和地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度導(dǎo)出剩余油飽和度與原始含油飽和度及地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度關(guān)系（見式1），計(jì)算油藏剩余油飽和度：

式中，Soi為原始含油飽和度，%；RD為地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度；So為剩余油飽和度，%。

式（1）表明，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度越大，剩余油飽和度越小。高63?10斷塊NmⅡ4②小層地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度為35.8%，對(duì)應(yīng)剩余油飽和度為0.39。

密閉取心井尤其是開發(fā)中后期檢查井是觀察和檢驗(yàn)層內(nèi)剩余油分布的直接手段，檢查井能夠綜合分析水驅(qū)開發(fā)油藏剩余油飽和度及驅(qū)油效率分布規(guī)律。統(tǒng)計(jì)代表油藏特征的密閉取心資料，驗(yàn)證平均剩余油飽和度與理論公式計(jì)算結(jié)果是否吻合，受正韻律儲(chǔ)層影響，邊底水沿高滲段波及，造成油藏底部中強(qiáng)水淹或特強(qiáng)水淹，油藏上部多為未水淹或弱水淹，驅(qū)油效率小于10%，剩余油分布于油藏頂部，厚度占整個(gè)油藏厚度的40%～50%。

精細(xì)油藏?cái)?shù)值模擬是定量研究剩余油分布的重要方法，油藏?cái)?shù)值模擬研究突出“精”“細(xì)”特點(diǎn)?！熬斌w現(xiàn)在擬合的高精度、后處理技術(shù)的高精度及動(dòng)靜態(tài)資料的高精度；“細(xì)”體現(xiàn)在地質(zhì)模型平面上網(wǎng)格步長的進(jìn)一步細(xì)化。統(tǒng)計(jì)高63?10斷塊NmⅡ4②小層的剩余油飽和度為0.39，與理論計(jì)算結(jié)果相符。

2.2 剩余油分類定量評(píng)價(jià)

剩余油富集程度差異由油藏分隔性造成，所謂油藏分隔性是指在陸相水驅(qū)油藏中由于低序級(jí)斷層、夾層、物性差異及水動(dòng)力等對(duì)儲(chǔ)層中流體產(chǎn)生分隔作用，這使水驅(qū)波及程度差異較大，在局部剩余油富集地區(qū)形成滯留型剩余油，在水驅(qū)采出程度較高區(qū)域形成殘留型剩余油。殘留型剩余油主要是水驅(qū)波及到采不出的水驅(qū)殘余油及水洗未淹區(qū)剩余油。滯留型剩余油按富集成因又分為四種不同富集類型：斷層遮擋的構(gòu)造高部位、油層頂部、井網(wǎng)不完善區(qū)域和水淹路徑的繞流區(qū)滯留型剩余油。

（1）斷層遮擋的構(gòu)造高部位：受封閉性斷層影響，流體運(yùn)動(dòng)和斷層附近油藏構(gòu)造幅度高兩者綜合作用使剩余油沿?cái)鄬友由旆较蚋患跀鄬痈俊?/p>

（2）油層頂部：受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，正韻律儲(chǔ)層，邊底水作用于油層的中下部區(qū)域，造成油層頂部剩余油富集。

（3）井網(wǎng)不完善區(qū)域：生產(chǎn)井網(wǎng)不完善區(qū)域邊底水和生產(chǎn)井之間存在波及差異，波及不到的區(qū)域形成滯留區(qū)，剩余油相對(duì)富集。

（4）水淹路徑的繞流區(qū)：開發(fā)過程形成優(yōu)勢(shì)滲流通道，邊底水沿優(yōu)勢(shì)滲流通道舌狀推進(jìn)，舌進(jìn)區(qū)油井含水率上升很快，而未波及區(qū)域剩余油富集。

對(duì)高63?10斷塊NmⅡ4②小層剩余油進(jìn)行定量評(píng)價(jià)，滯留型剩余油占比55.5%，殘留型剩余油占比44.5%。滯留型剩余油主要分布在構(gòu)造頂部和斷層附近的構(gòu)造高部位，這部分剩余油飽和度較高，接近原始含油飽和度，此類型剩余油占總量的52.6%。因此對(duì)于試驗(yàn)區(qū)剩余油挖潛方向既要擴(kuò)大油藏波及體積，挖潛滯留型剩余油，還應(yīng)兼顧提高驅(qū)油效率，挖潛殘留型剩余油。

3 提高采收率技術(shù)對(duì)策研究

3.1 研究總體思路

南堡陸地淺層天然水驅(qū)常規(guī)稀油油藏特高含水開發(fā)階段開發(fā)調(diào)整存在兩個(gè)技術(shù)難點(diǎn)，一是砂體含油面積小，小于0.2 km2的砂體數(shù)量占92.4%，儲(chǔ)量占61.7%，這決定油藏難以建立注采井網(wǎng)。目前國內(nèi)外常用的聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)、CO2驅(qū)等提高采收率方式難以應(yīng)用[7?12]。二是油藏天然能量充足且難以抑制，天然能量在油藏開發(fā)初期使油藏能量充足，油藏產(chǎn)量較高，開發(fā)效果較好，但當(dāng)油藏進(jìn)入開發(fā)中后期特別是特高含水開發(fā)階段后，充足的天然能量會(huì)減弱聚合物、表面活性劑及其他注入體系濃度，天然能量由開發(fā)初期的“正能量”轉(zhuǎn)化為特高含水階段的“負(fù)能量”且難以抑制。因此需要探索一種規(guī)模小、投入低的提高采收率方式滿足天然能量較強(qiáng)且含油面積小的油藏。

通過提高氣體作用寬度和深度，提高氣體波及體積，注入乳化驅(qū)油段塞兼顧提高油藏驅(qū)油效率。采用三個(gè)段塞注入，第一個(gè)段塞為氣體段塞，目的是利用氣體溶解和抽提能力降低原油黏度；第二個(gè)段塞為乳化驅(qū)油段塞，目的是注入具有強(qiáng)乳化性能的表面活性劑使其在油藏就地乳化封堵，提高作用寬度，增大波及系數(shù)，提高驅(qū)油效率；第三個(gè)段塞為封口段塞，目的是通過注入自聚集微球?qū)崿F(xiàn)封堵，防止開井后第一、第二段塞直接返排，降低驅(qū)油段塞返排率。

3.2 先導(dǎo)試驗(yàn)方案研究

3.2.1 驅(qū)替方式優(yōu)選 根據(jù)剩余油定量評(píng)價(jià)結(jié)果，在NmⅡ4②小層S1和S2兩個(gè)單砂體剩余油富集區(qū)部署深部吞吐驅(qū)油井5口，觀察井1口（見圖2）。

圖2 NmⅡ4②小層深部吞吐驅(qū)油井網(wǎng)部署Fig.2 Huff and puff flooding well pattern deployment diagram in the deep part of NmⅡ4②

通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究篩選三個(gè)段塞的驅(qū)替介質(zhì)。一是氣體段塞優(yōu)選：評(píng)價(jià)CO2、烴類氣和N2的溶解膨脹原油能力和降低原油黏度能力。實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，當(dāng)注氣壓力達(dá)到試驗(yàn)區(qū)地層壓力20 MPa時(shí)，注CO2、烴類氣和N2的地層原油膨脹系數(shù)分別為1.338、1.202和1.064，說明溶解膨脹原油能力由強(qiáng)到弱依次為CO2、烴類氣、N2，注CO2、烴類氣和N2的地層原油黏度由原始的4.84 mPa?s分別降低為0.64、1.02、2.81 mPa?s。從降低原油黏度能力評(píng)價(jià)看，烴類氣略好于CO2，N2能力最差，綜合優(yōu)選CO2為吞吐氣體介質(zhì)[13?17]。二是乳化驅(qū)油段塞優(yōu)選：綜合考慮強(qiáng)乳化能力和低界面張力兩項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)，采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.3%RA（甜菜堿）+0.1%AES（脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉）+0.05%WT?J80Z（微調(diào)助劑）。三是封堵段塞優(yōu)選：注入交聯(lián)膨脹顆粒和凝膠封堵近井地帶大孔道。

3.2.2 開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化 開展開發(fā)技術(shù)政策研究，論證燜井時(shí)間、吞吐半徑、注入比例、注入組數(shù)、產(chǎn)液速度、堵劑濃度設(shè)計(jì)、注入順序和注入輪次等注采參數(shù)[18?22]。評(píng)價(jià)不同注采參數(shù)對(duì)應(yīng)的增油量和投入產(chǎn)出，經(jīng)過論證，最終確定最優(yōu)注采參數(shù)，即燜井時(shí)間20 d，吞吐半徑40 m，段塞注入CO2與乳化驅(qū)油劑體積比例1∶1，段塞注入組數(shù)CO2?乳化驅(qū)油劑?堵劑2組交替注入，產(chǎn)液速度20 m3/d，注入順序采用頂部井與腰部井同時(shí)注入，吞吐輪次3輪，堵劑濃度實(shí)施差異化設(shè)計(jì)，對(duì)處于水流通道上的井應(yīng)增加堵劑濃度，折算單井注入量見表1。

表1 單井注入量Table 1 Single well injection volume

3.2.3 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè) 實(shí)施深部吞吐后，試驗(yàn)區(qū)預(yù)計(jì)累積增油0.86×104t，油價(jià)50美元/桶，投入產(chǎn)出比為1∶1.51，有效改善該區(qū)塊開發(fā)效果。

4 結(jié)論

（1）通過梳理南堡陸地淺層稀油油藏砂體地質(zhì)油藏參數(shù)，依據(jù)含油面積和井網(wǎng)形式兩個(gè)關(guān)鍵因素，篩選高63?10斷塊NmⅡ4②小層作為典型單元開展提高采收率先導(dǎo)試驗(yàn)方案研究，探索最優(yōu)提高采收率方式。

（2）開展剩余油定量評(píng)價(jià)，合理劃分剩余油類型，明確南堡陸地淺層稀油油藏特高含水階段剩余油挖潛應(yīng)同時(shí)兼顧擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率的技術(shù)方向。

（3）針對(duì)南堡陸地淺層稀油油藏砂體含油面積小和天然能量充足的油藏特征，針對(duì)性地提出深部吞吐驅(qū)油方式，設(shè)計(jì)氣體段塞、乳化驅(qū)油劑段塞和堵劑段塞三段塞組合，具有實(shí)施規(guī)模小、投入低且易調(diào)整的優(yōu)勢(shì)。

（4）開展典型單元先導(dǎo)試驗(yàn)方案研究，優(yōu)選驅(qū)替方式，優(yōu)化注采參數(shù)，有效改善該區(qū)塊開發(fā)效果。