舒麗娟

(中國(guó)石油遼河油田公司，遼寧 盤錦 124010)

1 油藏概況

高一區(qū)位于遼河斷陷盆地西部凹陷帶北端的高升鼻狀構(gòu)造之上，開(kāi)采目的層為下第三系沙河街組沙四段下部高升油層組，含油面積4.93 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量222.53×104t，油藏原始地層壓力16.6 MPa，飽和壓力14.3 MPa，壓力系數(shù)為1.14。高一區(qū)儲(chǔ)層巖性為假鮞狀灰?guī)r，油藏埋深1 310～1 410 m，厚度一般10～20 m左右，累計(jì)最大厚度達(dá)35 m，最大單層厚度8.5 m。儲(chǔ)集空間以裂縫和孔隙為主，含油飽和度一般在50%～60%之間，孔隙度平均26.3%，滲透率平均23.7×10-3μm2，屬于高孔、低滲儲(chǔ)層。本區(qū)沙河街組粘土礦物以伊蒙混層為主，高嶺石次之，含少量伊利石和綠泥石，無(wú)蒙脫石，儲(chǔ)層弱速敏、中等偏強(qiáng)水敏、中等鹽敏、非酸敏，相對(duì)水濕為98.29%[1]。

高一區(qū)自1975年試采以來(lái)，歷經(jīng)井網(wǎng)部署階段、注水開(kāi)發(fā)階段、水平井開(kāi)采階段，2012年除1口水平井正常生產(chǎn)外，全區(qū)48口井全面關(guān)井停產(chǎn)，整個(gè)區(qū)塊瀕臨廢棄。2014年轉(zhuǎn)撈油生產(chǎn)，區(qū)塊采出程度僅為18.7%。制約高一區(qū)開(kāi)發(fā)的瓶頸問(wèn)題主要為地層壓力極低和原油粘度較高，流動(dòng)性極差。高一區(qū)目前地層壓力在1.29～6.832 MPa之間，平均為3.68 MPa，遠(yuǎn)低于飽和壓力，地層整體處于嚴(yán)重虧空狀態(tài)。由于地層壓力、溫度的降低、溶解氣的脫出，原油乳化現(xiàn)象已經(jīng)發(fā)生，極性較小的飽和烴和芳烴組分明顯地向產(chǎn)出稠油中富集，極性高的非烴和瀝青質(zhì)組分趨向于滯留在儲(chǔ)層中[2]。由于原油組分發(fā)生變化，原油相對(duì)密度、膠質(zhì)含量及有效相對(duì)分子質(zhì)量的增加，高一區(qū)原油地層粘度大大增加，平均為2 964.5 mPa·s，是開(kāi)發(fā)初期的8倍，原油物性表現(xiàn)有“四高”的特點(diǎn)，凝固點(diǎn)平均為23℃，原油密度平均為0.929 6 g/cm3，含膠質(zhì)+瀝青質(zhì)平均為53%，硫含量一般0.46%～0.49%，最高0.862%。前人做了多項(xiàng)研究未能從根本上解決高一區(qū)的開(kāi)發(fā)瓶頸[3-4]。本文從油藏地質(zhì)學(xué)角度出發(fā)，通過(guò)儲(chǔ)層水濕性研究、非均質(zhì)性研究、精細(xì)構(gòu)造研究，評(píng)估油藏潛力，挖潛剩余油富集規(guī)律，探索一種補(bǔ)充地層能量，增加原油的流動(dòng)性，置換剩余油的開(kāi)發(fā)方式，對(duì)于低壓低滲稠油油藏開(kāi)發(fā)后期提高采收率具有重要意義。

2 超低溫蒸汽吞吐可行性分析

2.1 儲(chǔ)層具水濕性為先決條件

高1區(qū)鮞狀灰?guī)r儲(chǔ)層為強(qiáng)親水性地層，相對(duì)水濕為98.29%。巖石的潤(rùn)濕性決定著油藏流體在巖石孔道內(nèi)的微觀分布和原始分布狀態(tài)，也決定著地層注入流體滲流的難易程度及驅(qū)油效率等。儲(chǔ)層巖石的潤(rùn)濕性為親水條件下實(shí)現(xiàn)滲吸作用，依靠毛管力將注入流體吸入小孔道中，將油排出到微縫和大孔道中，原油從低滲孔道排到高滲孔道，巖石的潤(rùn)濕性以親水為主是毛管力自吸排油的最基本條件，根據(jù)格拉哈姆的理論公式，巖石親水性越強(qiáng)，毛管自吸驅(qū)油效率也就越高[5]。使注入流體隨地層壓力擴(kuò)散的同時(shí)與地層原油發(fā)生交換，將油脫離開(kāi)來(lái)，而注入流體部分進(jìn)入并駐留在低滲孔道，促使水線逐漸向油層遠(yuǎn)處推進(jìn)。當(dāng)油水達(dá)到新的分布和平衡時(shí)，油層內(nèi)油水飽和度重新分布，水線停止向前推進(jìn)，有利于原油的采出。水濕性越強(qiáng)，毛管力越強(qiáng)，地層滲透率越大，地下流體重新平衡時(shí)間相對(duì)越短。注水速度和流體性質(zhì)對(duì)地下流體飽和度的重新平衡影響相對(duì)較小[6-7]。

2.2 儲(chǔ)集空間高孔低滲為有利條件

高一區(qū)孔隙度最高36.4%，最低13%，平均26.3%，滲透率最大826.42×10-3μm2，最小0.22×10-3μm2，平均23.7×10-3μm2，屬于高孔、低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層主要儲(chǔ)集空間包括裂隙、溶縫、溶孔、孔隙等多種類型，主要以孔隙和裂縫為主?？紫栋霃?.01～2 mm，喉道寬度10～20 μm，平均面孔率10%，喉道分布細(xì)且發(fā)育不均?？紫督Y(jié)構(gòu)類型主要以低滲細(xì)喉不均型、特低滲微細(xì)喉不均型、特低滲微細(xì)喉較均型為主，滲透性差。高一區(qū)同時(shí)受到斷裂作用影響，發(fā)育大量以構(gòu)造及溶解成因?yàn)橹鞯牧芽p，主要以垂向構(gòu)造縫為主，裂縫寬度小于1.00 mm，夾角為60°或120°左右，密集處的裂縫密度達(dá)52.9 條/m，但是不同程度被SiO2所充填。裂縫的存在增大了毛細(xì)管滲吸作用的油水接觸面，增大了油水置換面積，裂縫儲(chǔ)層的非均質(zhì)性使得毛管力滲吸作用增強(qiáng)。室內(nèi)單井吞吐模擬實(shí)驗(yàn)表明，在相同條件下，毛管力吸水排油作用有利于非均質(zhì)模型提高采收率[8]。

2.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性致使局部剩余油富集

儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響油氣成藏、導(dǎo)致油氣不均，同時(shí)也影響著開(kāi)發(fā)后期剩余油的分布[9-12]。高一區(qū)1978年5月采用420 m井距正方形反九點(diǎn)法注采井網(wǎng)實(shí)施面積注水開(kāi)發(fā)，由于注水措施不當(dāng)，強(qiáng)注強(qiáng)采，導(dǎo)致全區(qū)注水開(kāi)發(fā)受效極不均衡，平面舌進(jìn)、指狀突進(jìn)與注水不進(jìn)現(xiàn)象同時(shí)存在，儲(chǔ)量平面、縱向動(dòng)用程度不均，水驅(qū)效果較差。儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)的特征使得一些注水效果差、井間連通性差的井動(dòng)用程度低、采出程度低，這部分井剩余儲(chǔ)量較高，剩余油富集，具有實(shí)施超低溫蒸汽吞吐的充足物質(zhì)基礎(chǔ)。

(1)隔夾層使得儲(chǔ)層具很強(qiáng)的層內(nèi)非均質(zhì)性和中等層間非均質(zhì)性。

本區(qū)層內(nèi)非均質(zhì)性很強(qiáng)(表1)，層內(nèi)夾層發(fā)育較為廣泛，巖性主要為泥巖、白云質(zhì)灰?guī)r和灰質(zhì)泥巖，最大累計(jì)厚度可達(dá)5.4 m。層間發(fā)育的隔層巖性以深灰、綠灰泥巖、土黃色白云質(zhì)灰?guī)r為主，還有少量鈣質(zhì)、灰質(zhì)泥巖、油頁(yè)巖、頁(yè)巖，多為湖泥或水道高潮期沉積的產(chǎn)物，密度較大，介于0.547～0.763 g/cm3之間，平面上分布較為穩(wěn)定，發(fā)育的單層厚度較薄，最薄的僅1 m左右，層間非均質(zhì)性中等(表2)。由于層內(nèi)層間隔夾層廣泛發(fā)育，使得儲(chǔ)層具有多個(gè)相對(duì)獨(dú)立的儲(chǔ)集單元，即使高滲假鮞狀灰?guī)r儲(chǔ)集層已發(fā)生水淹，但一些中低滲假鮞狀灰?guī)r儲(chǔ)集層可能尚未動(dòng)用或者注水開(kāi)發(fā)時(shí)受到冷傷害較小，剩余油相對(duì)富集，成為超低溫蒸汽吞吐的對(duì)象。

表1 高一區(qū)層內(nèi)滲透率非均質(zhì)性統(tǒng)計(jì)

表2 高一區(qū)取心段儲(chǔ)層滲透率非均質(zhì)統(tǒng)計(jì)

(2)平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，儲(chǔ)層連通性差。

高一區(qū)鮞狀灰?guī)r油層平面上厚薄不均，整體沿構(gòu)造部位北東向條帶展布，平均厚度6.5 m，中間主體部位較厚平均8.6 m，邊部較薄，平均3.9 m，層連通率為39.7%，厚度連通率49.6% 。根據(jù)高一區(qū)產(chǎn)能分布圖，由于平面非均質(zhì)性，累產(chǎn)量大于20 000 t的高產(chǎn)井與累產(chǎn)量小于200 t的低產(chǎn)井平面上雜亂分布，無(wú)規(guī)律可循(圖1)。

圖1 高一區(qū)產(chǎn)能分布平面圖

2.4 斷裂作用形成狹小密閉空間

高一區(qū)油藏地質(zhì)情況復(fù)雜，發(fā)育多條較大的斷層，5條北東向、東西向較大斷層將高一區(qū)分為6個(gè)小斷塊，斷塊內(nèi)部發(fā)育多條小的斷層，小斷層斷距較小，多為0～50 m，延伸距不大，分布區(qū)間大致為0.8～3 km，縱向上穿過(guò)層數(shù)少，且受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)的影響，發(fā)育多條微小斷裂和裂縫。由于斷裂作用形成多個(gè)遮擋作用的局部正向構(gòu)造，微構(gòu)造幅度5～20 m，最大不超過(guò)40 m，斷層的遮擋作用存在使得注水時(shí)受效不均，部分獨(dú)立狹小圈閉內(nèi)油井注水未波及，動(dòng)用程度低、采出程度低，其剩余儲(chǔ)量高，具有實(shí)施超低溫蒸汽吞吐的充足物質(zhì)基礎(chǔ)。

3 超低溫蒸汽吞吐施工參數(shù)研究

稠油熱采開(kāi)發(fā)作為一套成熟的增產(chǎn)技術(shù)，在遼河油田應(yīng)用廣泛，形成了一系列先進(jìn)技術(shù)及理論體系[13-17]。遼河油田熱采開(kāi)發(fā)中常存在套管損壞的問(wèn)題，占總稠油井?dāng)?shù)的12.67%，部分區(qū)塊甚至高達(dá)31.64%。套變的原因主要是因?yàn)闊釕?yīng)力大和油井出砂[18]。高一區(qū)油品的性質(zhì)適合采用熱采方式開(kāi)發(fā)，但高一區(qū)油層深度深于標(biāo)準(zhǔn)值,油層厚度薄于極限值,凈總比在極限值以下，所以常規(guī)熱采開(kāi)發(fā)有一定風(fēng)險(xiǎn)。綜合參考高一區(qū)的巖性特征及套管條件，巖性為鮞?；?guī)r，不具備出砂的先決條件。高一區(qū)的套管尺寸、鋼級(jí)、規(guī)格等不符合常規(guī)稠油熱采的要求(表3，表4)，且固井質(zhì)量不合格，直接造成部分套管沒(méi)有支撐點(diǎn)，容易發(fā)生套管錯(cuò)斷、彎曲變形[19-20]，因此超低溫蒸汽吞吐技術(shù)必須借鑒熱采開(kāi)發(fā)的優(yōu)勢(shì)，規(guī)避不利因素，在施工參數(shù)方面，著力研究注入溫度，壓力，注入量，注入方式等參數(shù)，既能有效保護(hù)套管、保護(hù)地層，又能有效增加高一區(qū)稠油流動(dòng)性，補(bǔ)充地層能量，保證措施有效率，提高采收率。

表3 稠油油藏?zé)岵砷_(kāi)發(fā)方式篩選標(biāo)準(zhǔn)

表4 高一區(qū)井與常規(guī)熱采井套管參數(shù)對(duì)比

3.1 設(shè)備條件

超低溫蒸汽吞吐技術(shù)作為一種新技術(shù)，其技術(shù)實(shí)施、設(shè)備、操作方法必須符合安全環(huán)保的要求，井口采用熱采井口。為避免井筒內(nèi)蠟垢、鐵銹、死油等殘留物擠入地層導(dǎo)致油層二次污染，同時(shí)防止原井筒內(nèi)低溫液體影響熱效率的作用，替空原井筒積液，保證一個(gè)井壁干凈光滑的空井筒。

3.2 注入溫度

遼河油田稠油熱采井注蒸汽的平均溫度在320℃左右，有的超過(guò)350℃(一般注汽壓力在12 MPa以上， 有的高達(dá)17 MPa)，理論研究結(jié)果表明，熱采井套管在油層段上熱應(yīng)力達(dá)到760 MPa以上，超過(guò)了N80套管的強(qiáng)度極限值。國(guó)內(nèi)外的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果與理論研究結(jié)果表明，N80套管在300℃ 時(shí)鋼材發(fā)生塑性變形[18]，上部套管采用隔熱管進(jìn)行保護(hù)。高一區(qū)采用的是J55級(jí)Φ139.7 mm套管，不適合下入隔熱管。結(jié)合高一區(qū)的油藏條件，油藏埋深1 310～1 410 m，目前地層溫度平均為44.08℃，根據(jù)高一區(qū)粘溫曲線(圖2)，溫度在50℃時(shí)，油流具有較強(qiáng)的流動(dòng)性，參考J55套管與N80套管對(duì)于溫度的耐受性的差異(表5)，不需要注入溫度特別高的流體即可滿足要求，從安全及效益綜合考慮，用熱導(dǎo)蒸汽車將熱污水加熱為110℃蒸汽注入撈油井中。

表5 J55與N80套管性能對(duì)比

圖2 高一區(qū)原油粘溫曲線

3.3 注入量

遼河油田熱采開(kāi)發(fā)井，單次注入量高達(dá)幾千立方米，從調(diào)查可知，在前7輪注汽中，套管損壞占81.7%，前3輪注汽過(guò)程中套管損壞約占35.4%，當(dāng)?shù)谌喼?，N80 套管殘余應(yīng)力將會(huì)達(dá)到屈服極限[21]。因此設(shè)定參數(shù)時(shí)應(yīng)考慮單次注入液量及累計(jì)注入液量符合安全條件及標(biāo)準(zhǔn)。高一區(qū)平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，地層連通性差，單層厚度薄，單次注入量控制在200～700 m3，根據(jù)公式Q=πr2hφ計(jì)算理想替油半徑，根據(jù)施工參數(shù)來(lái)確定該井再次施工的注入量(表6)。

公式中，Q為注入總液量，m3；h為射開(kāi)油層有效厚度，m；r為替油半徑，m；φ為滲透率，10-3μm2。

表6 施工參數(shù)

3.4 注入壓力及方式

稠油油藏?zé)岵芍校捎诘貙臃蔷|(zhì)性或注入?yún)?shù)等原因，易引起竄流現(xiàn)象。竄流系數(shù)與滲透率、注入強(qiáng)度、注入速度成正比，與油藏厚度成反比，與原油粘度無(wú)關(guān)[22]。高一區(qū)油藏厚度10～20 m，滲透率平均23.7×10-3μm2，發(fā)生竄流情況不太嚴(yán)重，根據(jù)儲(chǔ)層敏感性研究實(shí)驗(yàn)，高一區(qū)儲(chǔ)層速敏性滲透率損害值為9.33%，弱速敏，水敏指數(shù)為0.141，水敏性損害程度為弱，中等鹽敏，非酸敏。注入?yún)?shù)選擇時(shí)，應(yīng)嚴(yán)格限制注入強(qiáng)度及注入速率，采用段塞式注入方式保護(hù)套管，注入壓力控制在8 MPa以內(nèi)，注入速率控制在8～10 m3/h，超過(guò)8 MPa停注，采用小劑量、多頻次、低壓力、段塞式注入蒸汽，起到了保護(hù)套管和充分置換的作用，保證熱利用率，提高近井地帶充分置換的作用，根據(jù)施工過(guò)程中壓力的變化及施工后排液情況，不斷調(diào)整更新下次施工參數(shù)。

4 效果評(píng)價(jià)

超低溫蒸汽吞吐技術(shù)通過(guò)小劑量、多頻次、低壓力注入蒸汽，并經(jīng)一段時(shí)間的燜井，使水充分進(jìn)入儲(chǔ)層中的狹小空間，進(jìn)行水油相置換，從而將油藏中的剩余油開(kāi)采出來(lái)，實(shí)現(xiàn)撈油增產(chǎn)。該方法具有操作成本低、環(huán)保、保護(hù)儲(chǔ)層的特點(diǎn)，提高了高一區(qū)原油儲(chǔ)量的動(dòng)用程度和資源利用率，降低一次性投資和生產(chǎn)操作成本，延長(zhǎng)老區(qū)塊經(jīng)濟(jì)開(kāi)采期，為有效開(kāi)發(fā)“三低”油井探索出了一條新的途徑，對(duì)于釋放特殊巖性油藏產(chǎn)能，拓展低壓低滲油藏?fù)朴蜕a(chǎn)意義重大。自2015年12月8日起已實(shí)施17井次，平均撈油周期由13.6天降至5天，平均日產(chǎn)油由5.31 t升至10.03 t，累計(jì)增油2 388.9 t。

以高1-5-12井為例，2016年實(shí)施一次超低溫蒸汽吞吐施工后，油中溫度由44.5℃升至49.83℃，升高了5.33℃，油中壓力由4.27 MPa升至4.96 MPa，升高了0.69 MPa，說(shuō)明超低溫蒸汽吞吐起到了提高地層溫度，增加地層壓力的作用。

高1-4-6井射開(kāi)油層10.4 m/4層，為厚層鮞?；?guī)r，質(zhì)地均勻，轉(zhuǎn)撈初期周期15天，單次撈油量2.3 t，2015年11月30日第一次施工，注入液量300 m3，生產(chǎn)后周期7天，單次撈油量3.8 t。根據(jù)第一次施工壓力變化及生產(chǎn)情況，2016年10月4日第二次施工，注入液量300 m3，生產(chǎn)后周期3天，單次撈油量4.2 t。

高1-6-14井位于斷層的一側(cè)微高點(diǎn)部位，裂縫發(fā)育，有利于油氣的聚集，射開(kāi)油層9.2 m/4層，上部為鮞?；?guī)r，6.8 m/3層，下部為玄武巖，2.4 m/1層，初期產(chǎn)量為零，2015年12月4日超低溫蒸汽吞吐施工后單次撈油量3.9 t，周期7天，平均日產(chǎn)0.55 t。

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)通過(guò)對(duì)高一區(qū)構(gòu)造、儲(chǔ)層水濕性、非均質(zhì)性研究，發(fā)現(xiàn)高一區(qū)仍具有剩余油挖潛的潛力，存在相對(duì)獨(dú)立的狹小圈閉空間，有利于實(shí)現(xiàn)超低溫蒸汽吞吐。

(2)針對(duì)高一區(qū)特有的地層及套管條件無(wú)法符合常規(guī)熱采開(kāi)發(fā)的特點(diǎn)，研究超低溫蒸汽吞吐技術(shù)，通過(guò)小劑量、多頻次、低壓力注入蒸汽，能夠起到保護(hù)套管和充分置換的雙重作用，可有效規(guī)避儲(chǔ)層二次污染及冷傷害，有利于補(bǔ)充地層能量，改善油流通道。

(3)超低溫蒸汽吞吐技術(shù)有利于延長(zhǎng)老區(qū)塊經(jīng)濟(jì)開(kāi)采期，釋放特殊巖性油藏產(chǎn)能，可拓寬應(yīng)用于水濕性火山巖，對(duì)于提高低壓低滲油藏采收率意義重大。

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孔守真一生都想進(jìn)孔廟認(rèn)祖歸宗，但由于家譜失傳，查無(wú)實(shí)據(jù)，認(rèn)祖的事費(fèi)了些周章，最后也就不了了之。但無(wú)論能不能認(rèn)祖歸宗，孔守真是鐵心認(rèn)定自己就是孔家血脈，所以如玉豆腐坊的壁上祭拜的就不是豆腐祖師爺劉安的畫像，掛的卻是孔夫子像?？资卣嬉膊幌Ｍ訉O子承父業(yè)，三個(gè)兒子志浩、志源，志新從小便送私塾念了學(xué)堂。對(duì)外，自己介紹孔姓宗源，也不再躲躲閃閃，大方以孔子嫡孫自居，后來(lái)，有好事者把孔守真的話傳到孔廟當(dāng)家人處，主持家廟的嫡孫笑笑，不否認(rèn)也不承認(rèn)，只淡淡說(shuō)：“子日，為仁由己已，而由人乎哉？”

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