沈塵

摘 要：針對(duì)特高含水期砂巖稀油油藏剩余油分布高度零散、水淹嚴(yán)重，吸水不均，挖潛難度大的情況，積極探索由單一驅(qū)動(dòng)介質(zhì)向多種介質(zhì)轉(zhuǎn)變，提出了在錦16塊興隆臺(tái)油層一層系開展氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)研究。通過開展局部整體實(shí)施氮?dú)馀菽?qū)試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)提高采油速度與采收率的雙重目的。

關(guān)鍵詞：氮?dú)馀菽?qū)；采油速度；高含水；注采

1 試驗(yàn)區(qū)基本情況

試驗(yàn)區(qū)位于錦16塊興隆臺(tái)油層分采區(qū)中西部，試驗(yàn)的目的層為興Ⅱ1-4小層，含油面積為0.32Km2，油層有效厚度23.8m，石油地質(zhì)儲(chǔ)量130.5×104t。

1.1 地質(zhì)概況

試驗(yàn)區(qū)構(gòu)造形態(tài)為南傾的鼻狀構(gòu)造，構(gòu)造高點(diǎn)在錦2-8-2306井附近。結(jié)合沉積旋回特征和電性特征，將目的層劃分為兩個(gè)砂巖組。每個(gè)砂巖組分2個(gè)小層。儲(chǔ)層巖性以含泥不等粒砂巖為主，巖石膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，膠結(jié)類型主要為孔隙型。平均孔隙度為28%，平均滲透率為750×10-3um2。試驗(yàn)區(qū)油藏埋深1350～1450m，層數(shù)連通系數(shù)83.4%，厚度連通系數(shù)82.9%。50℃地面脫氣原油粘度為67.7mPa·s，凝固點(diǎn)-18℃。地層水總礦化度5230.79mg/L，水型為NaHCO3型。

1.2 開發(fā)歷程及現(xiàn)狀

歷經(jīng)32年開發(fā)，經(jīng)過三次大規(guī)模調(diào)整，試驗(yàn)區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)前已進(jìn)入水驅(qū)雙高開發(fā)階段。試驗(yàn)區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)前油井總井10口，開井9口，日產(chǎn)液499t/d，日產(chǎn)油20t/d，綜合含水95%，采油速度0.56%，累產(chǎn)油48.95×104t，累產(chǎn)水271.12×104m3，采出程度37.5%，可采儲(chǔ)量采出程度73.5%，剩余可采儲(chǔ)量采油速度5.6%，水井總井2口，開井2口，日注水245m3/d，月注采比1.02，累計(jì)注采比0.98。

1.3 轉(zhuǎn)驅(qū)前存在的主要問題

隨著注水開發(fā)的延續(xù)，不可避免的要破壞注采井網(wǎng)，舍棄一部分水淹層，加劇注采矛盾，造成含水穩(wěn)定的假象： （1） 注采井網(wǎng)欠完善、注水井利用率低；（2）注采厚度比逐年增大，出現(xiàn)無效注水；（3）單井采液較低；（4）繼續(xù)水驅(qū)開發(fā)很難達(dá)到標(biāo)定采收率。

2 氮?dú)馀菽?qū)可行性研究及方案設(shè)計(jì)

2.1 氮?dú)馀菽?qū)可行性研究

2.1.1 機(jī)理研究

氮?dú)馀菽?qū)采油技術(shù)是在注水的同時(shí)按比例加入氮?dú)夂团菽瓌?，利用水、氮?dú)馀c泡沫劑相互作用的結(jié)果，在地下產(chǎn)生連續(xù)的穩(wěn)定的泡沫驅(qū)替液。

機(jī)理1：增大波及體積系數(shù)提高驅(qū)油效率

泡沫液流通過“賈敏效應(yīng)”依次進(jìn)入高、低滲層，提高波及系數(shù)，填塞各種結(jié)構(gòu)的孔隙，驅(qū)替不連續(xù)的殘余油。

機(jī)理2：乳化降粘作用

泡沫劑是表面活性劑，擴(kuò)散在油層中能夠降低油的表面張力，有利于原油流動(dòng)。

機(jī)理3：彈性能作用、舉升作用

氮?dú)庾陨淼膹椥阅芎椭亓Ψ之愖饔每梢则?qū)替殘余油，同時(shí)泡沫破裂所產(chǎn)生的壓差、勢(shì)能、張力也對(duì)原油起到一定的驅(qū)動(dòng)作用[1]。

2.1.2 室內(nèi)試驗(yàn)研究

開展不同油品驅(qū)油效果對(duì)比實(shí)驗(yàn)研究（見表1），實(shí)驗(yàn)表明：在無油或者剩余油飽和度低于10%以下時(shí)，起泡劑能夠很好的發(fā)泡封堵高滲透層，而含油飽和度高于10%以上，發(fā)泡劑就明顯消泡，由阻力因子為13.36，降到在剩余油飽和度為10-25%時(shí)的3.23-5.60左右，降了60%以上，因此可以看出，氮?dú)馀菽?qū)主要封堵含油較低的高滲透層。

2.2 油藏工程方案設(shè)計(jì)要點(diǎn)

2.2.1 注采井網(wǎng)優(yōu)化

在現(xiàn)有井網(wǎng)基礎(chǔ)上，采用不規(guī)則注采井網(wǎng)，設(shè)計(jì)注入井2口，對(duì)應(yīng)采油井10口，觀察1口。注入井和生產(chǎn)井油層全部打開。

2.2.2 注采參數(shù)優(yōu)化

（1）注入總量。數(shù)值模擬優(yōu)選結(jié)果，當(dāng)注入段塞為0.3PV時(shí)，累產(chǎn)油量和凈產(chǎn)油量較高（見圖1）。

圖1 氮?dú)馀菽?qū)合理注入量?jī)?yōu)選曲線

（2）化學(xué)劑濃度。應(yīng)用數(shù)值模擬方法計(jì)算結(jié)果表明，化學(xué)劑濃度為0.3%時(shí)效果較好，但考慮到油層預(yù)吸附作用影響，初期化學(xué)劑濃度應(yīng)控制在0.5%左右，等注入井壓力上升并趨于穩(wěn)定后再降低濃度到0.3%以下（見圖2）。

圖2 氮?dú)馀菽?qū)合理注入濃度優(yōu)選曲線

（3）合理氣液比。為使調(diào)驅(qū)效果達(dá)到最佳，運(yùn)用數(shù)模對(duì)氣液比分別為0.5：1、1：1、1.5：1、2：1、4：1條件下氮?dú)馀菽?qū)開采效果進(jìn)行了模擬。計(jì)算結(jié)果表明，較大的氣液比下，生產(chǎn)井容易較早的突破，合理的氣液比值應(yīng)為為1：1。

（4）合理注入速度?；旌弦鹤⑷胨俣?60～200m3/d凈產(chǎn)油較高（折算單位油藏體積注入量7.0712～8.8390 ×10-5m3/m3·d ）

（5）合理的注入方式。數(shù)模計(jì)算結(jié)果表明，氮?dú)馀菽?qū)連續(xù)注入1.5年后轉(zhuǎn)為氣液混注與水交替小段塞式注入效果較好，段塞大小為10～30天比較合適。連續(xù)注入泡沫液1年后轉(zhuǎn)為段塞式注入，四年后轉(zhuǎn)為后續(xù)水驅(qū)。階段注入總體積為0.3PV.

2.2.3 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

第一年連續(xù)注入，第二年到第四年進(jìn)行三年的泡沫段塞式注入，采出程度10%以上，平均采油速度1%。階段總采收率52.4%。

（1）降低轉(zhuǎn)驅(qū)井組綜合含水5-8%；（2）提高轉(zhuǎn)驅(qū)井組油井產(chǎn)能2倍；（3）提高轉(zhuǎn)驅(qū)井組控制區(qū)域內(nèi)原油采收率7%以上，增加可采儲(chǔ)量9.13萬噸；（4）操作成本控制在800元/噸以下。

3 方案實(shí)施及效果評(píng)價(jià)

試驗(yàn)區(qū)于2011年6月試注，7月開始平穩(wěn)連續(xù)注入，2012年4月實(shí)施段塞注入。

井組于2011年8月開始見到效果，表現(xiàn)初期日產(chǎn)液上升，日產(chǎn)油下降，3個(gè)月后增液增油明顯，試驗(yàn)取得預(yù)期效果（見圖3）。

圖3 錦2-8-118井區(qū)轉(zhuǎn)氮?dú)馀菽?qū)產(chǎn)量預(yù)測(cè)曲線

目前試驗(yàn)區(qū)總井10口，開井10口，日產(chǎn)液776t/d，日產(chǎn)油45t/d，綜合含水94.2%，累產(chǎn)油50.49×104t，累產(chǎn)水285.19×104m3，采油速度1.26%，采出程度38.7%，截止到2012年10月累計(jì)增油4073t。

4 結(jié)束語(yǔ)

4.1 試驗(yàn)井區(qū)的初步成功說明特高含水期砂巖稀油油藏實(shí)施泡沫驅(qū)是可行的[2]；

4.2 選擇條件適合的油藏及開展注采參數(shù)優(yōu)化研究是泡沫驅(qū)成功的先決條件；

4.3 目前還需要進(jìn)一步探索在不同階段提高泡沫驅(qū)效果的調(diào)控方法。

參考文獻(xiàn)

[1]李兆敏，李賓飛，徐永輝，等.泡沫酸分流特性研究及應(yīng)用[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(bào)，2007，22（2）：100-102，106.

[2]胡永樂，等.注水油田高含水后期開發(fā)技術(shù)方針的調(diào)整[J].石油學(xué)報(bào)，2004，25（5）.