特高含水油藏剩余油分布特征與提高采收率新技術(shù)

孫煥泉, 楊 勇, 王海濤, 王 建, 吳光煥, 崔玉海, 于 群

(1.中國石油化工股份有限公司,北京 100035; 2.中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司,山東東營 257000;3.中國石化石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

隨著老油田進(jìn)入特高含水開發(fā)階段,進(jìn)一步提高采收率難度持續(xù)加大,中高滲透水驅(qū)油藏特高含水期高耗水層帶發(fā)育,水竄、無效循環(huán)嚴(yán)重,油藏層間及平面動用不均衡,剩余油分布零散[1],經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)難度加大。稠油油藏開發(fā)進(jìn)入高輪次吞吐階段后,開發(fā)效果普遍變差。對于埋藏大于900 m、有效厚度小于6 m、黏度大于50 Pa·s的稠油油藏,現(xiàn)有成熟技術(shù)不適用,國內(nèi)外尚無有效開發(fā)成功先例?；瘜W(xué)驅(qū)領(lǐng)域從全球來看,產(chǎn)油量約占世界提高采收率(EOR)總產(chǎn)量的15%。國內(nèi)化學(xué)驅(qū)項目數(shù)量和產(chǎn)量占全球的60%和80%[4],技術(shù)處于國際領(lǐng)先地位,但是化學(xué)驅(qū)技術(shù)推廣面臨著油藏條件更加苛刻等挑戰(zhàn)。此外,特高含水期老油田還面臨著套損井多、出砂加劇、精細(xì)分層注采要求高等工程難題。近年來,針對整裝油藏特高含水后期高耗水層帶發(fā)育、低效水循環(huán)嚴(yán)重、效益開發(fā)難度大等問題,不同類型斷塊油藏剩余油分布差異大、有效動用難度大的開發(fā)特點,深層、薄層超稠油注汽難、熱損失大、無法有效采出等挑戰(zhàn),有堿復(fù)合驅(qū)油體系在高溫高鹽油藏結(jié)垢無法工業(yè)化應(yīng)用的難題,以及特高含水后期對采油工藝提出的更高要求,勝利油區(qū)依托三期國家油氣科技重大專項攻關(guān),針對中高滲透整裝、斷塊油藏,深化地質(zhì)及剩余油分布特征認(rèn)識,通過縱向?qū)酉稻W(wǎng)重組、平面井網(wǎng)形式轉(zhuǎn)換、井型立體組合等方式;針對稠油油藏,通過揭示多元熱復(fù)合提高采收率機(jī)制的方法,圍繞整裝油藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)、斷塊油藏高效均衡開發(fā)、稠油油藏轉(zhuǎn)方式開發(fā)、高溫高鹽油藏化學(xué)驅(qū)開發(fā)開展了技術(shù)攻關(guān),形成了整裝油藏精細(xì)流場調(diào)控技術(shù)[5]、復(fù)雜斷塊油藏立體開發(fā)技術(shù)[6]、稠油油藏?zé)釓?fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)[7]、高溫高鹽油藏化學(xué)驅(qū)技術(shù)[8]、特高含水期主導(dǎo)采油工程技術(shù)等特高含水油田提高采收率技術(shù)系列。新技術(shù)成果在勝利油區(qū)應(yīng)用,增儲穩(wěn)產(chǎn)效果顯著,“十三五”期間階段產(chǎn)油1.18億t,多產(chǎn)油1200萬t,少產(chǎn)水1.77億m3,為保障國家能源安全、促進(jìn)石油工業(yè)持續(xù)健康發(fā)展做出了積極貢獻(xiàn)。

1 特高含水油田開發(fā)特征

截至2021年12月底,勝利油區(qū)投入開發(fā)油田75個,動用石油地質(zhì)儲量50.56×108t,累積產(chǎn)油12.7×108t,占全國同期陸上累積原油產(chǎn)量的20%,年產(chǎn)油2340.3×104t,其中老油田產(chǎn)量占80%以上。整體采收率為28.36%,綜合含水率為92.4%,地質(zhì)儲量采出程度為25.1%,可采儲量采出程度為88.5%,剩余可采儲量采油速度為12.5%。油田整體處于“三高”開發(fā)階段,即特高含水、高采出程度、高剩余可采儲量采油速度,持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展面臨巨大挑戰(zhàn)。

1.1 特高含水水驅(qū)油藏開發(fā)特征

中高滲透水驅(qū)油藏是中國東部老油田開發(fā)的主體。勝利油區(qū)中高滲透水驅(qū)油藏累積動用地質(zhì)儲量26.5億t,2021年產(chǎn)油量1072萬t。經(jīng)過長期注水開發(fā),已整體進(jìn)入特高含水后期開發(fā)階段。截至2021年底,勝利油區(qū)中高滲透水驅(qū)油藏綜合含水率平均為94.6%,采出程度為34.2%,特高含水后期水油比急劇上升,油田成本大幅度增加。現(xiàn)有開發(fā)技術(shù)條件下,標(biāo)定采收率只有34.9%,與國內(nèi)外同類油藏相比,采收率相對較低,油藏仍具有較大提高采收率潛力。該類油藏層多、單層厚度小、非均質(zhì)性嚴(yán)重,長期注水開發(fā)老井井況惡化、層系適應(yīng)性變差、動態(tài)非均質(zhì)性增強(qiáng),是造成采收率偏低的主要原因。當(dāng)前階段整裝油藏高耗水制約了油藏效益開發(fā)[9],斷塊油藏儲量動用不均衡制約了油藏高效開發(fā)[10],不同類型斷塊油藏開發(fā)階段、采出程度差異較大,如何實現(xiàn)均衡效益動用面臨挑戰(zhàn)[11-12]。

1.2 特高含水稠油熱采油藏開發(fā)特征

勝利油區(qū)東部深層稠油動用儲量5.75億t,其中弱邊水油藏占比1/3;該類油藏開發(fā)方式單一,以蒸汽吞吐為主。經(jīng)過40多年的開發(fā),目前已進(jìn)入高輪次吞吐階段,平均吞吐7.5個周期。蒸汽吞吐僅動用井底周圍油層,動用半徑有限,且隨著吞吐輪次增加,動用半徑增加減緩,注入蒸汽重復(fù)加熱井底周圍油層,開發(fā)效果、效益不斷變差[13]。周期產(chǎn)油量降幅52.7%;油汽比不斷降低,由初期1.5下降到0.4;周期含水率不斷升高,由第一周期約50%逐周期升高到92.2%;地層虧空逐漸增大,地層壓力下降到原始地層壓力的一半以下,周期產(chǎn)液量不斷降低,采收率僅為20.6%[14]。

1.3 特高含水化學(xué)驅(qū)油藏開發(fā)特征

1992年勝利油區(qū)在整裝油田的代表單元孤島中一區(qū)Ng3開展了聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗,注入聚合物溶液0.3VP(VP為孔隙體積),取得了提高采收率12.0%的顯著增油效果,自此開啟了勝利油區(qū)化學(xué)驅(qū)技術(shù)發(fā)展的新篇章[15]。截至2021年底,勝利油區(qū)共實施化學(xué)驅(qū)項目82個,覆蓋地質(zhì)儲量5.8億t,累積產(chǎn)油7226萬t,其油藏類型主要以高溫高鹽且處于特高含水階段的整裝油藏為主,分布在孤島、孤東、勝坨等油田,由于長期注水開發(fā)造成的流線固定,該類區(qū)塊含水率逐年上升,層間非均質(zhì)性不斷增大,加上部分油井由于開發(fā)時間過長井況出現(xiàn)問題,導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)效益逐年變差,采收率不足30%。孤島油田是受構(gòu)造控制的層狀油氣藏,具有開發(fā)小層多、原油黏度(50～150 mPa·s)高、儲層非均質(zhì)嚴(yán)重等特點,為多層砂巖普通稠油油藏[16];孤東油田是一個大型整裝披覆背斜構(gòu)造油田,是國內(nèi)第一個圍海建造開發(fā)的灘海油田,按照高速開發(fā)的原則層系井網(wǎng)一步到位,但后期產(chǎn)量遞減較大[17];勝坨油田是典型的大型整裝油田,具有油層埋藏深,地層溫度(大于80 ℃)高,地層水礦化度(大于10 g/L)高的“高溫高鹽”特點,開展化學(xué)驅(qū)屬于世界級難題[18]。

2 剩余油分布特征

2.1 水驅(qū)油藏剩余油分布特征

連續(xù)水淹剖面監(jiān)測表明,隨著開發(fā)不斷深入,強(qiáng)水洗發(fā)育比例增高,平均剩余油飽和度逐漸降低;不同開發(fā)階段,剩余油動用不均衡,剩余油飽和度級差增大。

(1)平面:特高含水期平面動用不均衡,剩余油差異富集,高含水期井網(wǎng)控制了剩余油分布,非主流線、油井排剩余油相對富集(圖1)。

圖1 不同流線位置剩余油統(tǒng)計

(2)層間:受層間非均質(zhì)性影響,小層動用程度存在差異,主力層水洗程度高(剩余油飽和度小于35%),非主力層動用程度低,剩余油飽和度(大于40%)較高。

(3)層內(nèi):特高含水期正韻律厚層內(nèi)部動用不均衡,底部發(fā)育高耗水層帶,頂部剩余油相對富集。

2.2 稠油油藏剩余油分布特征

綜合運用密閉取芯井資料分析、動態(tài)監(jiān)測、水淹層測井解釋、數(shù)值模擬等方法[19],定量研究勝利油區(qū)稠油高輪次吞吐后剩余油分布特征。稠油油藏蒸汽吞吐后剩余油整體呈現(xiàn)“整體富集,條帶水淹”的分布規(guī)律。

(1)平面上井間剩余油富集。勝利油田東部稠油油藏厚度薄,儲量豐度低(115.6×104t/km2),井距以141 m×200 m為主,1.25億t儲量井距超過200 m。2011年以來稠油油藏密閉取芯井研究分析表明,吞吐中后期剩余油飽和度較高[20]。距吞吐井距離越遠(yuǎn),剩余油飽和度越高(表1)。

表1 勝利油田東部稠油密閉取芯井統(tǒng)計

(2)層間下部小層剩余油相對富集。受蒸汽超覆作用的影響,縱向上各小層吸汽不均衡,層間動用差異較大,上部小層吸汽強(qiáng)度高,開發(fā)效果好,下部小層動用差,剩余油富集,這與水驅(qū)開發(fā)的剩余油分布特征有本質(zhì)不同。王莊油田鄭364單元Es114層采出程度31.6%,Es115層采出程度29.3%。

(3)層內(nèi)受韻律性影響。勝利油田東部稠油油藏85%的儲量單層有效厚度小于6 m,油層厚度薄,層內(nèi)剩余油主要受儲層韻律性影響,鄭364單元為正韻律儲層,測井解釋及數(shù)值模擬顯示,上部剩余油富集。

2.3 化學(xué)驅(qū)油藏剩余油分布特征

應(yīng)用油藏模擬手段,結(jié)合動態(tài)分析和取芯井資料,定量表征聚合物驅(qū)后油藏剩余油分布規(guī)律。

2.3.1 聚合物驅(qū)后油藏宏觀剩余油分布

聚合物驅(qū)后油藏特高含水后期密閉取芯顯示,剩余可動油仍“普遍分布,局部富集”,含油飽和度高于40%的比例大于22%,如圖2所示,其中塊數(shù)占比是指含油飽和度在某范圍的巖心塊數(shù)占總化驗塊數(shù)的比例,累積百分比是指含油飽和度在某一值以下的巖心塊數(shù)占化驗總塊數(shù)比例。

圖2 聚驅(qū)后特高含水后期巖心分析油飽和度頻率分布及累積曲線

從平面上看,剩余油飽和度差異大(表2),油井排間、非主流線相對較高;水井排及主流線剩余油飽和度相對較低(圖3)。

表2 孤島西5—斜檢131井驅(qū)油效率統(tǒng)計(2014年)

圖3 Ng44層新井飽和度分類統(tǒng)計

從縱向上看,韻律層頂部水淹程度相對較低,剩余油富集,底部高耗水條帶發(fā)育。

2.3.2 聚合物驅(qū)后油藏微觀剩余油分布

對各類儲層聚合物驅(qū)后微觀剩余油進(jìn)行定量評價,主要分為連片型剩余油、多孔型剩余油、柱狀剩余油、盲端剩余油、膜狀剩余油、斑狀剩余油等。聚合物驅(qū)對連片型、多孔型剩余油動用明顯,飽和度分別下降28%和3.5%(圖4)。

圖4 各驅(qū)替階段剩余油在孔隙中殘留比例

3 提高采收率新技術(shù)

特高含水后期,由于注采流線長期固定導(dǎo)致高耗水層帶發(fā)育,油藏縱向、平面吸水能力差異增大,注水有效率低,經(jīng)濟(jì)效益變差。需要攻關(guān)新技術(shù),調(diào)控高耗水層帶,改善水驅(qū)開發(fā)效果。目前在礦場開展了多種流場調(diào)整技術(shù)模式的探索,取得較好的開發(fā)效果。建立精細(xì)流場調(diào)整關(guān)鍵技術(shù)政策界限,形成了經(jīng)濟(jì)有效流場調(diào)控方法和模式。

3.1 整裝油藏精細(xì)流場調(diào)控開發(fā)技術(shù)

針對整裝油藏特高含水后期高耗水層帶發(fā)育、低效水循環(huán)嚴(yán)重、效益開發(fā)難度大等問題,精細(xì)流場調(diào)控開發(fā)技術(shù)以提高油藏采收率和降低耗水率為目標(biāo),通過縱向?qū)酉稻W(wǎng)重組、平面井網(wǎng)形式轉(zhuǎn)換等方式,達(dá)到調(diào)控高耗水層帶的目的,進(jìn)一步提高采收率,實現(xiàn)整裝油藏特高含水后期效益開發(fā)。

3.1.1 精細(xì)油藏調(diào)整關(guān)鍵技術(shù)政策

液流轉(zhuǎn)向角度、定向側(cè)鉆方位、層內(nèi)避水程度等因素影響流場調(diào)整效果。利用典型油藏模型[21]開展液流轉(zhuǎn)向角度及層內(nèi)避水程度等對流場調(diào)整效果影響研究(圖5)。研究結(jié)果表明:層系井網(wǎng)綜合調(diào)整流線轉(zhuǎn)變角度大于40°、側(cè)鉆方位與主流線夾角為45°～60°、層內(nèi)避水程度為1/3～1/2能獲得較好的變流線調(diào)整效果。

圖5 不同流線轉(zhuǎn)變角度與層內(nèi)避射程度效果對比

3.1.2 建立雙場匹配為核心的流場優(yōu)化方法

流場調(diào)整的核心是解決驅(qū)替壓力梯度場與剩余油飽和度場不匹配問題,該優(yōu)化方法以剩余潛力控制最大化及無效耗水降低最大化為雙目標(biāo),

(1)

(2)

式中,qsl為單根流線流量,m3/d;ni,k,j為網(wǎng)格體流線密度,條/m2;fwi,j,k和foi,j,k分別為網(wǎng)格體水相和油相分流率;ET為油藏剩余潛力控制程度;WT為油藏耗水指數(shù)。

3.1.3 特高含水后期流場調(diào)整模式

(1)層系互換流場調(diào)整模式。針對多層系油藏的上下層系井網(wǎng)形式不同、流線存在差異[22],通過互換上下層系井網(wǎng),實現(xiàn)大角度變流線。孤島油田西區(qū)北館3-4單元上層系Ng35和下層系Ng44間井網(wǎng)夾角40°,動用狀況差異大,極端耗水和流線方向存在差異,通過上下層系井網(wǎng)互換,流線整體改變40°。實施后區(qū)塊噸油耗水率下降39%,噸油運行成本降低25%,日產(chǎn)油上升44%,提高采收率2.1個百分點,平衡油價33.5美元/桶。

(2)縱向精細(xì)分注井網(wǎng)調(diào)整流場調(diào)整模式。針對多層油藏合采開發(fā)矛盾較大,縱向發(fā)育高耗水層段,層內(nèi)夾層發(fā)育,通過縱向整體精細(xì)分層注水[23]、平面上井網(wǎng)轉(zhuǎn)換變流線及矢量注采優(yōu)化,進(jìn)一步強(qiáng)化弱驅(qū),調(diào)控流場。勝坨油田坨11南沙二8單元三角洲沉積反韻律儲層,Es282滲透率高,隨著注水倍數(shù)增加,演變?yōu)闃O端耗水層,結(jié)合Es281和Es283細(xì)分韻律層、滲透率級差、剩余油飽和度級差等特點差異,對產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不合理井區(qū)開展矢量注采優(yōu)化,實現(xiàn)了多層油藏縱向和平面的精細(xì)注水。調(diào)整后區(qū)塊耗水量降低25.0%,含水率下降0.7%,噸油運行費用比調(diào)前減少125元/t,提高采收率1.9個百分點。

(3)韻律層細(xì)分側(cè)鉆變流線流場調(diào)整模式。針對正韻律厚層油藏動用不均衡矛盾,充分利用老井,通過縱向上側(cè)鉆水平井挖潛韻律層中上部及夾層附近等富集剩余油,平面上側(cè)鉆直井挖潛井網(wǎng)驅(qū)替程度較低的剩余油,高效變流線調(diào)流場,實現(xiàn)降本增效。孤東油田七區(qū)西Ng52+3單元充分利用老井側(cè)鉆成本低的優(yōu)勢,向韻律層上部、油井排等剩余油富集區(qū)側(cè)鉆,整體直平側(cè)鉆轉(zhuǎn)變流線75°,避開注采主流線極端耗水層帶,構(gòu)建新流線,形成新井網(wǎng)。實施后平均單井日產(chǎn)油由0.6 t上升至1.8 t,綜合含水率由99.5%下降至97.8%,噸油完全成本由102美元/桶降至57美元/桶,提高采收率1.5個百分點。新井平均單井日產(chǎn)油4.3 t,是井區(qū)老井7.2倍,新井平均含水率為88.1%,比井區(qū)老井低11.4%,新井完全成本僅34美元/桶。

流場調(diào)整技術(shù)在孤島、孤東、勝坨等整裝油田開展了工業(yè)化應(yīng)用,“十三五”期間推廣應(yīng)用覆蓋儲量2.0億t,增加可采儲量328萬t,提高采收率1.6個百分點,為老油田持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展夯實了基礎(chǔ)。

3.2 復(fù)雜斷塊油藏立體開發(fā)技術(shù)

復(fù)雜斷塊油藏高含水期不同油藏類型開發(fā)狀況、剩余油分布規(guī)律差異大,厚層斷塊油藏處于高含水、高采出程度、近廢棄狀態(tài);多薄層斷塊油藏層間平面干擾嚴(yán)重,剩余油動用不均衡;復(fù)雜斷塊油藏含水率低、采出程度低,部分小碎塊無井控制。針對不同類型斷塊油藏剩余油分布差異大、有效動用難度大的開發(fā)特點,依托地質(zhì)、油藏、鉆采一體化協(xié)同研究,通過層系、井網(wǎng)、井型立體組合適配剩余油富集區(qū)的空間分布,實現(xiàn)最大程度提高儲量控制和水驅(qū)動用程度,建立不同的立體組合開發(fā)模式。

3.2.1 厚層斷塊單層開發(fā)模式

針對厚層斷塊油藏厚度大、儲量豐度高的特點,研究形成了近斷層水平井+人工邊水驅(qū)單層開發(fā)模式(圖6),通過直井井斜預(yù)判模式實現(xiàn)井斜校正,基于井震交融的層面、斷棱精細(xì)刻畫,為近斷層水平井設(shè)計奠定基礎(chǔ);基于動態(tài)水錐描述技術(shù),明確了厚層斷塊油藏剩余油分布特征,解決近斷層水平井物質(zhì)認(rèn)識問題;創(chuàng)新人工邊水驅(qū)技術(shù)方法,形成了人工邊水驅(qū)技術(shù)政策界限,優(yōu)化注水能量補(bǔ)充方式,實現(xiàn)剩余油高效動用。通過驅(qū)替方式構(gòu)建與動用方式組合模式,實現(xiàn)近廢棄厚層斷塊油藏新化開發(fā)。

3.2.2 多油層斷塊三級細(xì)分開發(fā)模式

針對多油層斷塊油藏縱向小層多、平面層間非均質(zhì)性強(qiáng)、動用不均衡的特點,研究形成三級細(xì)分開發(fā)模式。其中一級細(xì)分通過層系重組減緩層間干擾,形成層系重組方法、考慮斷塊油藏特色參數(shù)的層系重組政策界限;二級細(xì)分通過分采分注進(jìn)一步減緩井點處的層間干擾,形成斷塊油藏細(xì)分注水政策界限;三級細(xì)分通過變密度射孔減緩新井的層間干擾問題,形成變密度射孔優(yōu)化方法。通過層系、井點、局部新井三個維度細(xì)分優(yōu)化,解決多油層斷塊油藏層間動用不均衡問題。

3.2.3 復(fù)雜斷塊立體組合開發(fā)模式

針對復(fù)雜斷塊油藏斷塊破碎、剩余油富集規(guī)模小的特點,建立立體組合開發(fā)模式(圖7),研究形成低序級斷層描述組合技術(shù)。通過構(gòu)造應(yīng)力場分析、建立沉積模式及小斷層識別標(biāo)志、規(guī)范復(fù)雜斷裂系統(tǒng)空間組合方法實現(xiàn)低序級斷層精確描述組合;通過“多點優(yōu)選、窄靶優(yōu)先、三維優(yōu)化”的多靶點設(shè)計方法,建立不同類型復(fù)雜結(jié)構(gòu)井軌道設(shè)計界限,形成復(fù)雜結(jié)構(gòu)井優(yōu)化設(shè)計技術(shù);依托靶前標(biāo)志預(yù)判、模型控制優(yōu)化、過程實時調(diào)整的3節(jié)點軌跡跟蹤控制法,形成復(fù)雜結(jié)構(gòu)井軌跡跟蹤控制技術(shù);復(fù)雜結(jié)構(gòu)井鉆完井配套技術(shù)包括以地層可鉆性級值為基礎(chǔ)的水平段鉆井鉆具組合優(yōu)選技術(shù)、跨斷層水平井井眼軌跡精確控制技術(shù)、塑性微膨脹水泥漿體系應(yīng)用技術(shù)、二界面整體固化膠結(jié)技術(shù)。通過立體組合開發(fā)模式應(yīng)用,實現(xiàn)復(fù)雜斷塊小規(guī)模剩余油立體組合效益開發(fā)。

圖7 復(fù)雜斷塊立體組合開發(fā)模式

立體開發(fā)技術(shù)在永3-1復(fù)雜斷塊區(qū)開展先導(dǎo)應(yīng)用,取得顯著應(yīng)用效果。方案針對厚層斷塊、多油層斷塊、復(fù)雜斷塊共設(shè)計部署近斷層水平井、繞錐水平井、跨斷塊水平井、多靶點定向井各1口,油水井措施16井次。調(diào)整后,日產(chǎn)油能力由3.7 t最高增加至88.3 t,綜合含水率由84.3%最低下降至29.2%,采收率由30.3%提高到38.5%,盈虧平衡油價40美元/桶?！笆濉逼陂g立體開發(fā)技術(shù)推廣應(yīng)用覆蓋儲量2.1億t,增加可采儲量412萬t,實現(xiàn)了小至0.01 km2的復(fù)雜斷塊的有效開發(fā)。

3.3 稠油油藏?zé)釓?fù)合提高采收率技術(shù)

多元熱復(fù)合技術(shù)[24]是以熱力采油為核心,加上化學(xué)劑(高溫降黏劑、驅(qū)油劑等)、氣體(CO2、N2)復(fù)合開發(fā),實現(xiàn)“高效率、大范圍、長時間”降黏的新構(gòu)想,主要機(jī)制為“汽劑耦合降黏、氮氣保溫增能、熱劑接替助驅(qū)”。根據(jù)不同的油藏地質(zhì)特征形成多種熱復(fù)合開發(fā)技術(shù)形式。

3.3.1 深層稠油CO2強(qiáng)化熱力開發(fā)技術(shù)

中國的深層超稠油儲量大,但面臨注汽難、熱損失大、無法有效采出等挑戰(zhàn)。為解決這一重大技術(shù)難題,利用多元熱復(fù)合開發(fā)思想,創(chuàng)建了深層稠油CO2強(qiáng)化熱力開發(fā)技術(shù)[25](圖8):向油藏依次注入降黏劑、二氧化碳和蒸汽,燜井后回采。利用超臨界二氧化碳溶解降黏、降低啟動壓力的機(jī)制,與蒸汽一起驅(qū)動降黏劑向油層深部擴(kuò)散,破壞超稠油膠質(zhì)瀝青質(zhì)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu),擴(kuò)大降黏劑分散降黏范圍,降低啟動壓力2～3 MPa,驅(qū)油效率是注蒸汽的3倍,該技術(shù)可開發(fā)埋深2000 m、黏度500 Pa·s的深層超稠油油藏。

圖8 深層稠油CO2強(qiáng)化熱力開發(fā)模式

王莊油田鄭411單元屬于典型深層超稠油油藏,原油黏度達(dá)360 Pa·s。1995年開始先后嘗試采用蒸汽吞吐、SAGD、VAPEX、壓裂防砂+熱采、水平井+熱采等多種開發(fā)方式均未見效,單井周期產(chǎn)油量僅為143 t;2006年,采用深層稠油CO2強(qiáng)化熱力開發(fā)技術(shù),注入壓力由19.5 MPa降至16 MPa,周期產(chǎn)油提高了12倍,突破深層超稠油油藏有效開發(fā)技術(shù)難關(guān)。

3.3.2 薄層稠油氮氣熱復(fù)合開發(fā)技術(shù)

薄層超稠油在地層中如同“夾心餅”,注蒸汽開采時,超過一半的熱量散失到圍巖,油層保溫差,加熱降黏效率低。為解決這一重大技術(shù)難題,利用多元熱復(fù)合開發(fā)思想,創(chuàng)建薄層稠油氮氣熱復(fù)合開發(fā)技術(shù):向薄層稠油水平井中依次注入降黏劑、氮氣和蒸汽,燜井后回采。水平井產(chǎn)液能力強(qiáng),提高單井產(chǎn)能;低導(dǎo)熱非凝析氮氣注入油層形成“保溫被”,降低熱損失超過50%,增加油層彈性能量、擴(kuò)大熱波及體積;蒸汽和降黏劑耦合降低黏度、提高驅(qū)油效率(圖9),薄層超稠油油藏開發(fā)厚度下限降低到2 m[26]。

圖9 井筒不同位置熱/劑復(fù)合降黏率

勝利西部準(zhǔn)噶爾盆地新春油田油藏埋深420～615 m,油層厚度為2～6.5 m,平均為3.5 m,常規(guī)蒸汽吞吐周期產(chǎn)量僅29.5 t,周期油汽比僅0.04,無法實現(xiàn)有效開發(fā);2011年開始試驗薄層稠油氮氣熱復(fù)合開發(fā)技術(shù),周期產(chǎn)量達(dá)1484 t,油汽比提高到0.74,實現(xiàn)了薄層超稠油經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)上的突破,建成年產(chǎn)百萬噸薄層超稠油生產(chǎn)基地,已連續(xù)年產(chǎn)百萬噸穩(wěn)產(chǎn)8 a。

3.3.3 低密度井網(wǎng)多元熱復(fù)合驅(qū)技術(shù)

蒸汽驅(qū)是吞吐后大幅提高采收率的主要手段之一,國內(nèi)外蒸汽驅(qū)井距均小于100 m,采收率均超過55%。針對勝利油區(qū)稠油“薄、稠”的開發(fā)難點,探索了低密度井網(wǎng)多元熱復(fù)合驅(qū)技術(shù),改善開發(fā)效果,提高經(jīng)濟(jì)效益[27]。

為解決勝利東部稠油埋藏深、地層壓力高導(dǎo)致的蒸汽腔擴(kuò)展難的問題,通過注入非凝析氣體降低蒸汽分壓,提高蒸汽干度、增加比容,擴(kuò)大蒸汽腔;針對儲層厚度薄、井距大,單一蒸汽驅(qū)熱水帶寬,采收率低的難題,通過注入高溫驅(qū)油劑提高熱水帶驅(qū)油效率、降低殘余油飽和度;為解決儲層非均質(zhì)性強(qiáng),單一蒸汽驅(qū)替不均衡的難題,通過注入耐高溫泡沫劑均衡驅(qū)替前緣[28]。

在王莊油田鄭364單元多元熱復(fù)合驅(qū)開展先導(dǎo)試驗后,采用200 m×283 m反九點法井網(wǎng)、“蒸汽+起泡劑+氮氣+0.5%驅(qū)油劑+防膨劑”的驅(qū)油體系,轉(zhuǎn)多元熱復(fù)合驅(qū)后最終采收率可達(dá)到55.9%,累積產(chǎn)油206.5×104t,提高采收率21.91%。目前已開展試驗7個月,產(chǎn)量逐步回升(圖10)。

圖10 王莊油田鄭364單元多元熱復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)開發(fā)曲線

3.4 高溫高鹽油藏化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)

3.4.1 無堿二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)

無堿二元復(fù)合驅(qū)是指驅(qū)油體系由聚合物與表面活性劑復(fù)合而成的一種驅(qū)油技術(shù),其解決了有堿復(fù)合驅(qū)油體系在高溫高鹽油藏結(jié)垢無法工業(yè)化應(yīng)用的難題,既能擴(kuò)大波及效率又能提高洗油效率[29]。根據(jù)常規(guī)油藏(原油黏度不大于100 mPa·s)和高黏油藏(原油黏度為100～1000 mPa·s)特征,發(fā)展形成極具特色的無堿二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)。

(1)常規(guī)油藏?zé)o堿二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)。針對常規(guī)油藏條件,通過理論分析和試驗研究,研制出適合常規(guī)油藏的“勝利石油磺酸鹽+非離子表面活性劑”無堿二元復(fù)合驅(qū)油體系,形成了無堿二元復(fù)合驅(qū)技術(shù),驅(qū)油體系油水界面張力達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級[30]。2003年在孤東油田開展了中國首例無堿二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗,取得了顯著的降水增油效果。試驗區(qū)日產(chǎn)油水平上升了164 t,綜合含水率下降了12.1%。中心井區(qū)日產(chǎn)油最高上升到127.5 t,增加了10.9倍,綜合含水率降低了37.9%,累積增油9.5萬t,最終采收率54.3%,提高采收率18個百分點(圖11)。

圖11 孤東油田無堿二元復(fù)合驅(qū)礦場試驗生產(chǎn)曲線

(2)高黏油藏高效無堿二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)。勝利油區(qū)高黏油藏資源豐富。由于原油黏度高,水驅(qū)指進(jìn)嚴(yán)重,水驅(qū)采收率低,平均采出程度僅20%,急需轉(zhuǎn)變開發(fā)方式[31]。針對高黏油藏條件,研發(fā)了新型表面活性劑,形成了具有降張力降黏附功的無堿二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)[32]：研發(fā)適合高黏油藏的孿連表面活性劑;高黏油藏高效無堿二元復(fù)合驅(qū)礦場應(yīng)用。

孿連表面活性劑通過一個聯(lián)接基將兩個傳統(tǒng)表面活性劑分子在其親水頭基或接近親水頭基處連接在一起,具有臨界膠束濃度低、界面活性高、降低黏附功性能強(qiáng)等優(yōu)勢。孿連表面活性劑可將黏附功降至8×10-4mJ/m2,界面張力可降至10-3mN/m數(shù)量級。

針對勝利孤島油田東區(qū)Ng3-4單元油藏條件,設(shè)計高效二元復(fù)合驅(qū)油體系,實施后取得顯著的降水增油效果。綜合含水率下降13.8%,日產(chǎn)油增加499 t,已提高采收率12.8個百分點,方案預(yù)測可提高采收率14個百分點。為高黏油藏?zé)o堿二元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)的規(guī)模應(yīng)用創(chuàng)造了條件。(圖12)。

圖12 孤島油田二元驅(qū)生產(chǎn)曲線

3.4.2 非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)

聚合物驅(qū)后油藏地質(zhì)儲量豐富,全國已有15×108t儲量實施了聚合物驅(qū),其中勝利油區(qū)3.1×108t。但聚合物驅(qū)后油藏動態(tài)非均質(zhì)性更強(qiáng)、剩余油更加分散,應(yīng)用已有的提高采收率方法效果有限,難以進(jìn)一步大幅度提高采收率。為解決這一問題,創(chuàng)建了以表面活性劑、聚合物、黏彈性顆粒驅(qū)油劑(PPG)復(fù)合體系為核心的非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)[33]。該技術(shù)既能通過PPG與聚合物增加體系黏彈性,進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積,又能發(fā)揮表面活性劑大幅度降低油水界面張力、提高洗油效率的優(yōu)勢[34-36]。

(1)研發(fā)黏彈性顆粒驅(qū)油劑。優(yōu)化設(shè)計黏彈性顆粒驅(qū)油劑分子結(jié)構(gòu),精確調(diào)控支化與交聯(lián)結(jié)構(gòu),研發(fā)適應(yīng)不同類型油藏的黏彈性顆粒驅(qū)油劑,實現(xiàn)工業(yè)化生產(chǎn)。

(2)構(gòu)筑系列非均相復(fù)合驅(qū)油體系?；陴椥灶w粒驅(qū)油劑與地層孔喉匹配關(guān)系,結(jié)合目標(biāo)油藏的孔喉特征,確定滿足油藏需求的黏彈性顆粒驅(qū)油劑。根據(jù)目標(biāo)油藏合理油水流度界限及殘余油啟動臨界狀態(tài)下力學(xué)分析,優(yōu)選聚合物和表面活性劑。在明確各組分間相互影響規(guī)律及參數(shù)優(yōu)化基礎(chǔ)上,構(gòu)筑適合目標(biāo)油藏的非均相復(fù)合驅(qū)油體系。

(3)非均相復(fù)合驅(qū)礦場應(yīng)用。2011年在孤島油田中一區(qū)Ng3單元開展非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗,取得了顯著的降水增油效果。試驗區(qū)綜合含水率下降16.9%,日產(chǎn)油量增加75.7 t,提高采收率8.5個百分點,最終采收率為63.6%[37](圖13)。

圖13 孤島油田中一區(qū)Ng3聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗生產(chǎn)曲線

隨著中國首例孤島油田中一區(qū) Ng3 聚合物驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗取得成功,非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)開展推廣。目前已在勝利、河南油田推廣應(yīng)用23個單元,動用地質(zhì)儲量9301萬t,可增加可采儲量1024萬t、提高采收率11個百分點。

圍繞高溫高鹽油藏和聚驅(qū)后油藏提高采收率難題持續(xù)攻關(guān),突破了溫度85 ℃、地層水礦化度30000 mg/L、鈣鎂離子含量1600 mg/L、原油黏度1000 mPa·s油藏條件的化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)。

3.5 保持井網(wǎng)、層系完整性的采油工藝技術(shù)

針對特高含水油田套損、高含水導(dǎo)致油水井停產(chǎn),儲量失控嚴(yán)重,儲層的非均質(zhì)加劇,導(dǎo)致水驅(qū)開發(fā)質(zhì)量變差等矛盾,攻關(guān)形成了連續(xù)油管快速修井、特高含水期堵水調(diào)剖、精細(xì)分層注采等技術(shù),為完善注采井網(wǎng)、層系完整提供了技術(shù)支撐,實現(xiàn)了特高含水油田高效恢復(fù)失控儲量、均衡驅(qū)替,控制了含水上升率,提高了油田采收率。

3.5.1 連續(xù)油管快速修井技術(shù)

以連續(xù)油管設(shè)備為平臺,集成連續(xù)油管快速起下、帶壓作業(yè)和液壓驅(qū)動優(yōu)勢,將修井動力由地面機(jī)械間接傳動轉(zhuǎn)變?yōu)榫乱簤褐苯域?qū)動,消除地面?zhèn)鲃觿恿p耗,形成了連續(xù)油管快速修井技術(shù),主要包括液壓驅(qū)動整形、長井段加固補(bǔ)貼[38]等技術(shù)。同時建立套損井的修復(fù)技術(shù)政策界限,配套連續(xù)油管井下視像監(jiān)測技術(shù),實現(xiàn)套損井的可視化檢測,提高了修井針對性和成功率;實現(xiàn)了水平井、直斜井等液壓快速修井。修復(fù)成功率達(dá)95.6%、平均施工效率提高50%、成本降低46.8%,為高效治理套損、快速恢復(fù)老油田注采井網(wǎng)提供了工程工藝支撐。

3.5.2 特高含水期深度堵調(diào)技術(shù)

依據(jù)特高含水期水驅(qū)程度將儲層分為極端水洗帶、強(qiáng)水淹帶、弱水驅(qū)帶;針對3個不同級次水驅(qū)帶增油潛力和水驅(qū)特點,提出了宏觀剖面調(diào)整與微觀油水調(diào)控相結(jié)合的深度堵調(diào)方法:極端水洗帶深部封竄、強(qiáng)水淹帶流度調(diào)控、弱水驅(qū)帶相滲調(diào)節(jié);按照不同級次水驅(qū)帶的調(diào)控理念,研制了分級堵調(diào)體系即極端水洗帶高強(qiáng)度復(fù)合有機(jī)鉻凍膠體系,實現(xiàn)了50 m以上地層封堵[39];強(qiáng)水淹高彈性聚合物微球體系,膨脹后的粒徑達(dá)到25 μm;弱水驅(qū)帶相滲調(diào)節(jié)劑,提高油相滲透率2倍以上,有效啟動剩余油;編制了聚合物凝膠體系深度堵調(diào)數(shù)值模擬軟件,有效指導(dǎo)了礦場應(yīng)用。礦場應(yīng)用3個試驗區(qū)、513個井組,已累積增油23.2萬t,經(jīng)濟(jì)有效率84%。為高含水油藏平面流場和層內(nèi)流場調(diào)整提供了技術(shù)支撐。

3.5.3 精細(xì)分層注采技術(shù)

以未避射大厚層層內(nèi)卡封、小卡距韻律層細(xì)分為核心的多級細(xì)分注水技術(shù)[40],實現(xiàn)了未避射段卡封分層,管柱定位精度可達(dá)0.12 m,對厚度小于1 m的夾層可有效卡封,管柱壽命超過3 a[41];防砂卡液壓換層采油管柱[42]和油桿換層采油管柱組成的分層采油技術(shù),首創(chuàng)壓控歸零和碰泵歸零技術(shù),實現(xiàn)不動管柱2～3層換層采油,成功率達(dá)96%。分層注采實時測控技術(shù)[43]集溫度、壓力、流量3參數(shù)測試及流量調(diào)控為一體,流量計量范圍為0～300 m3/d、誤差小于等于2%FS(滿量程),實現(xiàn)了分層注采動態(tài)調(diào)控、在線實時測調(diào)驗封、連續(xù)測靜壓判斷連通性等技術(shù)突破,滿足了高效分層注采耦合、實時注采調(diào)整等開發(fā)需要(圖14)。在勝利油區(qū)特高含水油田推廣應(yīng)用3433井次,已累積增油80.55×104t。為高含水油田消除層間干擾、實現(xiàn)縱向均衡注采提供了強(qiáng)有力的技術(shù)支撐。

圖14 分層注采實時測控技術(shù)

4 新技術(shù)應(yīng)用成效

勝利油區(qū)圍繞大幅度提高采收率和增加經(jīng)濟(jì)可采儲量目標(biāo),持續(xù)加強(qiáng)油田開發(fā)基礎(chǔ)理論研究、推動技術(shù)創(chuàng)新發(fā)展。深化了特高含水期水驅(qū)開發(fā)、驅(qū)油劑加合增效等理論,開展了中高滲透水驅(qū)、稠油高效開發(fā)、化學(xué)驅(qū)等不同類型油藏關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān),規(guī)模推廣了精細(xì)流場調(diào)控、立體組合開發(fā)、高溫高鹽油藏化學(xué)驅(qū)、稠油熱復(fù)合開發(fā)等提高采收率新技術(shù),對特高含水油田持續(xù)有效開發(fā)作出了新貢獻(xiàn),有力支撐了油田持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展。

“十三五”期間,勝利油區(qū)在主力老油田推廣應(yīng)用開發(fā)單元425個,動用地質(zhì)儲量18.0億t,增加可采儲量3706萬t;其中新技術(shù)動用地質(zhì)儲量6.1億t,增加可采儲量1603萬t。年均遞減減緩2.0個百分點,增加產(chǎn)油1200萬t,少產(chǎn)水1.77億m3,噸油折耗降低了51.7%。實現(xiàn)了勝利油區(qū)含水率不升,產(chǎn)量穩(wěn)定,綜合含水率控制在92.3%左右,年產(chǎn)油穩(wěn)定在2340萬t以上。

5 結(jié) 論

(1)整裝油藏特高含水后期高耗水層帶發(fā)育、效益開發(fā)難度加大,充分利用老井資源,創(chuàng)新形成了基于提高油藏采收率和降低油藏耗水率為雙目標(biāo)的精細(xì)流場調(diào)控技術(shù),創(chuàng)建了3類流場調(diào)整模式,延長老油田開發(fā)生命期10 a以上,提高經(jīng)濟(jì)技術(shù)采收率2個百分點以上,礦場應(yīng)用降本增效顯著。

(2)斷塊油藏開發(fā)創(chuàng)建了特高含水期立體組合開發(fā)模式,通過層系、井網(wǎng)、井型立體組合適配剩余油富集區(qū)的空間分布,實現(xiàn)了小至0.01 km2的復(fù)雜斷塊的有效開發(fā),儲量控制和水驅(qū)動用程度分別達(dá)到95%和89%。

(3)針對勝利油區(qū)熱采稠油的油藏特點和開發(fā)特征,攻關(guān)形成了多元熱復(fù)合開發(fā)技術(shù),提高采收率超20個百分點,降低啟動壓力2～3 MPa?？砷_發(fā)埋深2000 m、黏度500 Pa·s的深層超稠油油藏;薄層超稠油油藏開發(fā)厚度下限降低到2 m。

(4)高溫高鹽油藏?zé)o堿二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)突破了無堿條件下油水界面張力達(dá)到超低的難題,實現(xiàn)了原油黏度小于1000 mPa·s高溫高鹽油藏的高效開發(fā),其黏附功可降至8×10-4mJ/m2,界面張力可降至10-3mN/m數(shù)量級。非均相復(fù)合驅(qū)技術(shù)解決了聚合物驅(qū)后強(qiáng)非均質(zhì)油藏的進(jìn)一步大幅度提高采收率難題,采收率突破60%,該技術(shù)也適用于強(qiáng)非均質(zhì)水驅(qū)油藏。

(5)特高含水老油田采油工程技術(shù)實現(xiàn)突破,連續(xù)油管快速修井成功率超過95%,深度堵調(diào)經(jīng)濟(jì)有效率達(dá)84%,精細(xì)分層注采實時流量測調(diào)精度±2%,對快速恢復(fù)井網(wǎng)、層系完整性和均衡水驅(qū)開發(fā)起到重要支撐作用。