稠油油藏主力層動用狀況評價及改善開發(fā)效果技術研究

吳曉 谷曉亞 周俊英 田永林

河南油田采油二廠 河南南陽 473400

稠油油藏主力層高周期吞吐后地層壓力保持水平低、平面竄流嚴重、近井地帶采出高、動態(tài)井網(wǎng)控制程度低，進一步擴大蒸汽有效波及體積難度大。由于缺乏對目前地下壓力、溫度和剩余油分布狀況的精細認識，同時對地下稠油滲流狀況認識不清，目前開發(fā)技術針對性不強，影響了主力層儲量的有效動用，因此開展了稠油油藏主力層動用狀況評價及改善開發(fā)效果技術研究。

1 研究區(qū)概況

1.1 油藏地質特點

井樓七區(qū)含油層位為古近系核桃園組Ⅲ-Ⅳ砂組，油層埋藏淺，主力油層Ⅳ2.3層，地面原油相對密度0.9047～0.9698mg／L，油層溫度下脫氣原油粘度164.1～10863.21mPa.S，屬淺薄層普通稠油油藏。七區(qū)構造上處于高莊南鼻狀構造的東翼。井樓七區(qū)含油范圍內表現(xiàn)為一個由東南向西北平緩抬起的單斜構造，地層傾角11.2°，傾向98°～130°。區(qū)域內發(fā)育有①、②兩條近東西走向的北傾正斷層，兩條斷層對七區(qū)的油氣聚集起著控制作用[1-2]。

1.2 開發(fā)簡況

稠油主力層歷經(jīng)三個階段，其中，1994-2001年為投產階段；2002-2009年為井網(wǎng)完善階段；2010年至今為經(jīng)濟遞減階段。目前平均吞吐周期高達15個，總井數(shù)626口，開井385口，日產液2686噸，日產油239.8噸，綜合含水94.1%，單井日產油0.5噸，綜合油汽比0.19。2010年以來開始大規(guī)模應用氮氣輔助吞吐技術，有效周期僅5個左右，目前主力層呈現(xiàn)周期產油低、含水高、日產油低、油汽比低的三低一高現(xiàn)狀。

2 存在問題

稠油主力層高周期吞吐后存在著地層壓力保持水平低、平面竄流嚴重、近井地帶采出高、動態(tài)井網(wǎng)控制程度低等問題，進一步擴大蒸汽有效波及體積難度大，導致目前的開發(fā)技術適應性不強，開發(fā)效果效益差。其中，研究區(qū)七區(qū)主力層Ⅳ1-3層目前主要存在以下幾個問題：井下技術狀況復雜，進一步動用難度加大；受巖性影響，出砂嚴重，多為細粉砂，治理難度大；井網(wǎng)較密，區(qū)域采出程度較高，吞吐效果逐漸變差，且汽竄日趨嚴重；東南部邊水能量強，調剖治理效果較差[3]。

3 動用狀況評價

熱采主力油層動用儲量1658.1萬噸，采出程度22.0%，剩余儲量1293.3萬噸，其中受水淹影響無法動用儲量161.7萬噸，采出程度20.5%；受套損影響無法動用儲量39.4萬噸，采出程度16.8%；受剝蝕線安全風險無法動用儲量20.1萬噸，采出程度11.8%。

4 剩余油分布特征及潛力評價研究

對典型井區(qū)七區(qū)北開展油藏數(shù)值模擬及“三場”分布特征研究。

通過COMPONENTS模塊定義油藏流體組分；通過ROCK-FLUID模塊設置油藏的相滲曲線；通過INITIAL_SETTING模塊輸入油藏的參考溫度、參考壓力、油水界面深度等；通過WELL&RECURRENT模塊完成井定義、射孔、動態(tài)數(shù)據(jù)導入及歷史文件生成；最終完成七區(qū)北的完整地質模型[4]。

生產歷史擬合結果表明：在定產液的工作制度下，區(qū)塊累產液、累產油、累產水、累注蒸汽、累注氮的模擬誤差均小于2%。單井生產動態(tài)歷史擬合誤差均小于5%，模型可靠

通過數(shù)值模擬研究了區(qū)域三場分布特征，結果表明：井間剩余油仍可高達50%以上，目前區(qū)塊的平均含油飽和度由65%降至46%；區(qū)塊壓力保持水平約為原始地層壓力的38%左右；區(qū)塊平均溫度由28.5℃增加到52.2℃，增加了23.7℃。

圖1 研究區(qū)三場分布圖（依次飽和度、壓力、溫度）

5 高周期吞吐后油層滲流狀況研究

5.1 稠油滲流特征物理模擬實驗研究

實驗采用單管模型模擬均質地層，研究其在不同滲透率、不同注入流體溫度以及不同飽和度條件下的采液指數(shù)，以建立產液能力與各變量參數(shù)之間函數(shù)關系。

（1）填砂管參數(shù)。填砂管內徑：38mm；填砂管外徑：50mm；填砂管長度：600mm。

（2）油樣處理與測試。七區(qū)北油樣；脫水，將原油樣品先用孔徑為0.045mm(325目)的不銹鋼篩網(wǎng)在80℃下進行過濾，然后在原油脫水儀中120℃恒溫2小時進行脫水，經(jīng)過脫水處理濾油去除雜質，含水率以低于0.3%為合格。

（3）填砂管模型物性及實驗運行參數(shù)。石英砂：40～80目；滲透率：1.25μm2、2μm2、2.75μm2、4.5μm2；實驗溫度：60°C、70°C、80°C、90°C、220°C；含水率：5%、10%、50%、95%；注入速度：2ml/min。

5.2 滲流特征實驗結果及分析

實驗結果表明：儲層滲流能力隨滲透率和注入流體溫度增加而加；溫度越高油相滲流能力越強，滲透率越大，油相滲流能力也越強（圖2）。

圖2 不同試驗條件下的采液指數(shù)

5.3 吞吐后油層滲流狀況研究

儲層的滲流能力與地層滲透率、溫度以及原油的黏度等參數(shù)相關，而采油指數(shù)可以綜合反映了這些參數(shù)對其的影響，因此引入綜合滲流能力函數(shù)來定量表征油層的流動能力。

由不同實驗條件下的采液指數(shù)可以求得對應的采油指數(shù)，再根據(jù)折算系數(shù)換算為礦場條件下的流動能力。利用數(shù)理統(tǒng)計中的多元非線性回歸，選取剩余油飽和度、滲透率等為自變量進行回歸分析，得到適用于礦場實際的流動能力函數(shù)[5]。

最后基于七區(qū)北地質模型的地質靜態(tài)情況和歷史擬合結束后的油藏“三場”分布數(shù)值模擬結果，將建立的滲流能力函數(shù)加載到地質模型中，獲得高吞吐周期后的油藏各小層滲流能力分布，并以此為基礎指導后續(xù)轉驅有利區(qū)的篩選工作。

圖3 研究區(qū)主力層原油滲流能力分布圖

6 高周期蒸汽吞吐優(yōu)化技術研究

6.1 動態(tài)井網(wǎng)恢復及靜態(tài)井網(wǎng)完善調整研究

通過大量現(xiàn)場試驗印證，主力層回采、復產、修井等完善井網(wǎng)措施的潛力井層界限為：①采出程度小于30%；②油藏條件好、關停前單井吞吐仍有一定產能；③面積治理井網(wǎng)需要。通過梳理，研究期間通過回采、復產、修井等措施完善主力層動態(tài)井網(wǎng)97井次。

6.2 單井蒸汽吞吐技術優(yōu)化研究

針對具有開發(fā)潛力的高采出程度井，可選擇化學輔助吞吐，包括：氮氣、氮氣+降粘劑、氮氣泡沫、氮氣泡沫+降粘劑等。其中降粘劑濃度優(yōu)選0.3wt%～0.5wt%，利用周期注汽量折算得到所需的降粘劑注入量；發(fā)泡劑濃度取0.5wt%，利用實際的周期注汽量折算得到所需的發(fā)泡劑注入量；氮氣量可根據(jù)單井滲透率、有效厚度的不同，參照圖版進行優(yōu)化得到最佳的氣汽比；注汽量則根據(jù)高周期后地層壓力保持水平的不同，選取相應圖版進行差值計算。

6.3 化學輔助面積組合蒸汽吞吐技術優(yōu)化研究

面積注汽主要適用于一個或多個汽竄現(xiàn)象嚴重的井組，盡可能采取集中注汽，同時轉抽開采，達到多井整體吞吐，減少汽竄的效果。研究期間以節(jié)點調剖堵竄，平面注氮補壓，輔助驅劑提效，提速注汽擴容，均衡注采保效的技術思路為指導，開展了化學輔助面積組合吞吐技術優(yōu)化，其中，低部位水淹井采取節(jié)點調剖措施；輔助治理井實施氮氣輔助吞吐；特、超稠油井配套降粘、二氧化碳等化學劑提效；最佳注汽速度100～120t/d；組合內油井同注同采。

由于高周期吞吐后井組油井采出狀況差異大，早期注汽強度、排液量等參數(shù)適應性變差。為進一步提升油汽比，改善區(qū)域面積治理效果，在數(shù)模結果的基礎上，根據(jù)現(xiàn)場對不同壓力保持狀況、不同采出狀況油井進行差異配注。針對采出程度低、壓力保持水平高的油井，正常配注，擴大蒸汽有效波及范圍；針對采出程度低、壓力保持水平低，加大注汽量，提高區(qū)域地層壓力，動用井間剩余油；采出程度高、壓力保持水平高，減少注汽量，輔助治理、防竄；采出程度高、壓力保持水平低，少注汽，不注汽，利用鄰井住汽能量干擾增油。

7 高周期吞吐后轉蒸汽驅技術優(yōu)化

7.1 蒸汽驅油藏篩選分析

對比國內外外蒸汽驅篩選標準可以看出：七區(qū)北油藏除了有效厚度、儲量系數(shù)兩個參數(shù)略低于汽驅標準外，其他參數(shù)均滿足蒸汽驅篩選條件。另外，根據(jù)調研，認為蒸汽驅潛力區(qū)篩選標準為fw≤90%且Jo≥4.59m3/(d.MPa)，通過對比圖4可看出，研究區(qū)中部適合轉驅。

所選蒸汽驅目標位于采出程度較低、儲量豐度較高、剩余油滲流能力較強區(qū)域。潛力區(qū)范圍內剩余油地質儲量9.96萬噸，平均剩余油飽和度為53%，平均地層溫度已達到66.37℃，較初始溫度增加37.87℃。

7.2 蒸汽驅技術政策界限優(yōu)化

（1）井網(wǎng)井距優(yōu)化。立足現(xiàn)有蒸汽吞吐井網(wǎng)，對篩選出的潛力區(qū)制定了反九點等五種不同類型轉蒸汽驅井網(wǎng)，并分別進行數(shù)值模擬分析對比。對比轉驅至OSRin=0.12、0.10的開發(fā)效果：反九點井網(wǎng)增油量和采出程度最高，因此推薦七區(qū)北蒸汽驅采用反九點井網(wǎng)進行開發(fā)。井網(wǎng)控制地質儲量19.33萬噸，吞吐階段累采油6.02萬噸，采出程度達30.04%。

（2）注采參數(shù)優(yōu)化。通過開展數(shù)值模擬，確定研究區(qū)最優(yōu)參數(shù)為：蒸汽干度為0.7，注汽強度2.4m3/（d.ha.m），采注比1.2，注汽方式推薦使用兩個月注停的間歇汽驅，氮氣泡沫氣液比為2：1，段塞大小0.25PV。

（3）蒸汽驅最優(yōu)方案。采用反九點井網(wǎng)，注汽井3口，生產井19口，注汽強度2.8t/（d.ha.m）、注汽干度0.7、采注比1.2，氮氣泡沫輔助蒸汽驅，氣液比為2：1，段塞大小0.25PVc，日配注汽149.39t，日配產液89.64t。預測轉驅生產4.21a，瞬時油汽比低于0.12，階段增油2.75×104t，采收率達50.64%，提高采收率20.54%，采取調剖方案后，采收率為54.93%，提高采收率24.8%。

8 結語

稠油油藏主力層改善開發(fā)效果技術適用于稠油蒸汽吞吐開發(fā)后期提高采收率，研究中引入滲流能力函數(shù)概念，表征高周期吞吐后地層滲流特征的方法具有較強的創(chuàng)新性。該技術現(xiàn)場可操作性強，具有成本低、效益好的特點，具有較強的推廣應用價值。