吳曉 谷曉亞 周俊英 田永林

河南油田采油二廠 河南南陽(yáng) 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(yán)重、近井地帶采出高、動(dòng)態(tài)井網(wǎng)控制程度低，進(jìn)一步擴(kuò)大蒸汽有效波及體積難度大。由于缺乏對(duì)目前地下壓力、溫度和剩余油分布狀況的精細(xì)認(rèn)識(shí)，同時(shí)對(duì)地下稠油滲流狀況認(rèn)識(shí)不清，目前開(kāi)發(fā)技術(shù)針對(duì)性不強(qiáng)，影響了主力層儲(chǔ)量的有效動(dòng)用，因此開(kāi)展了稠油油藏主力層動(dòng)用狀況評(píng)價(jià)及改善開(kāi)發(fā)效果技術(shù)研究。

1 研究區(qū)概況

1.1 油藏地質(zhì)特點(diǎn)

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(duì)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(gòu)造上處于高莊南鼻狀構(gòu)造的東翼。井樓七區(qū)含油范圍內(nèi)表現(xiàn)為一個(gè)由東南向西北平緩抬起的單斜構(gòu)造，地層傾角11.2°，傾向98°～130°。區(qū)域內(nèi)發(fā)育有①、②兩條近東西走向的北傾正斷層，兩條斷層對(duì)七區(qū)的油氣聚集起著控制作用[1-2]。

1.2 開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

稠油主力層歷經(jīng)三個(gè)階段，其中，1994-2001年為投產(chǎn)階段；2002-2009年為井網(wǎng)完善階段；2010年至今為經(jīng)濟(jì)遞減階段。目前平均吞吐周期高達(dá)15個(gè)，總井?dāng)?shù)626口，開(kāi)井385口，日產(chǎn)液2686噸，日產(chǎn)油239.8噸，綜合含水94.1%，單井日產(chǎn)油0.5噸，綜合油汽比0.19。2010年以來(lái)開(kāi)始大規(guī)模應(yīng)用氮?dú)廨o助吞吐技術(shù)，有效周期僅5個(gè)左右，目前主力層呈現(xiàn)周期產(chǎn)油低、含水高、日產(chǎn)油低、油汽比低的三低一高現(xiàn)狀。

2 存在問(wèn)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(yán)重、近井地帶采出高、動(dòng)態(tài)井網(wǎng)控制程度低等問(wèn)題，進(jìn)一步擴(kuò)大蒸汽有效波及體積難度大，導(dǎo)致目前的開(kāi)發(fā)技術(shù)適應(yīng)性不強(qiáng)，開(kāi)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(gè)問(wèn)題：井下技術(shù)狀況復(fù)雜，進(jìn)一步動(dòng)用難度加大；受巖性影響，出砂嚴(yán)重，多為細(xì)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(yán)重；東南部邊水能量強(qiáng)，調(diào)剖治理效果較差[3]。

3 動(dòng)用狀況評(píng)價(jià)

熱采主力油層動(dòng)用儲(chǔ)量1658.1萬(wàn)噸，采出程度22.0%，剩余儲(chǔ)量1293.3萬(wàn)噸，其中受水淹影響無(wú)法動(dòng)用儲(chǔ)量161.7萬(wàn)噸，采出程度20.5%；受套損影響無(wú)法動(dòng)用儲(chǔ)量39.4萬(wàn)噸，采出程度16.8%；受剝蝕線安全風(fēng)險(xiǎn)無(wú)法動(dòng)用儲(chǔ)量20.1萬(wàn)噸，采出程度11.8%。

4 剩余油分布特征及潛力評(píng)價(jià)研究

對(duì)典型井區(qū)七區(qū)北開(kāi)展油藏?cái)?shù)值模擬及“三場(chǎng)”分布特征研究。

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

生產(chǎn)歷史擬合結(jié)果表明：在定產(chǎn)液的工作制度下，區(qū)塊累產(chǎn)液、累產(chǎn)油、累產(chǎn)水、累注蒸汽、累注氮的模擬誤差均小于2%。單井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合誤差均小于5%，模型可靠

通過(guò)數(shù)值模擬研究了區(qū)域三場(chǎng)分布特征，結(jié)果表明：井間剩余油仍可高達(dá)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(chǎng)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(shí)驗(yàn)研究

實(shí)驗(yàn)采用單管模型模擬均質(zhì)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(chǎn)液能力與各變量參數(shù)之間函數(shù)關(guān)系。

（1）填砂管參數(shù)。填砂管內(nèi)徑：38mm；填砂管外徑：50mm；填砂管長(zhǎng)度：600mm。

（2）油樣處理與測(cè)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(jìn)行過(guò)濾，然后在原油脫水儀中120℃恒溫2小時(shí)進(jìn)行脫水，經(jīng)過(guò)脫水處理濾油去除雜質(zhì)，含水率以低于0.3%為合格。

（3）填砂管模型物性及實(shí)驗(yàn)運(yùn)行參數(shù)。石英砂：40～80目；滲透率：1.25μm2、2μm2、2.75μm2、4.5μm2；實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：儲(chǔ)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(qiáng)，滲透率越大，油相滲流能力也越強(qiáng)（圖2）。

圖2 不同試驗(yàn)條件下的采液指數(shù)

5.3 吞吐后油層滲流狀況研究

儲(chǔ)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(guān)，而采油指數(shù)可以綜合反映了這些參數(shù)對(duì)其的影響，因此引入綜合滲流能力函數(shù)來(lái)定量表征油層的流動(dòng)能力。

由不同實(shí)驗(yàn)條件下的采液指數(shù)可以求得對(duì)應(yīng)的采油指數(shù)，再根據(jù)折算系數(shù)換算為礦場(chǎng)條件下的流動(dòng)能力。利用數(shù)理統(tǒng)計(jì)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(jìn)行回歸分析，得到適用于礦場(chǎng)實(shí)際的流動(dòng)能力函數(shù)[5]。

最后基于七區(qū)北地質(zhì)模型的地質(zhì)靜態(tài)情況和歷史擬合結(jié)束后的油藏“三場(chǎng)”分布數(shù)值模擬結(jié)果，將建立的滲流能力函數(shù)加載到地質(zhì)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(chǔ)指導(dǎo)后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)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(shù)研究

6.1 動(dòng)態(tài)井網(wǎng)恢復(fù)及靜態(tài)井網(wǎng)完善調(diào)整研究

通過(guò)大量現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)印證，主力層回采、復(fù)產(chǎn)、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(guān)停前單井吞吐仍有一定產(chǎn)能；③面積治理井網(wǎng)需要。通過(guò)梳理，研究期間通過(guò)回采、復(fù)產(chǎn)、修井等措施完善主力層動(dòng)態(tài)井網(wǎng)97井次。

6.2 單井蒸汽吞吐技術(shù)優(yōu)化研究

針對(duì)具有開(kāi)發(fā)潛力的高采出程度井，可選擇化學(xué)輔助吞吐，包括：氮?dú)?、氮?dú)?降粘劑、氮?dú)馀菽?、氮?dú)馀菽?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(shí)際的周期注汽量折算得到所需的發(fā)泡劑注入量；氮?dú)饬靠筛鶕?jù)單井滲透率、有效厚度的不同，參照?qǐng)D版進(jìn)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(yīng)圖版進(jìn)行差值計(jì)算。

6.3 化學(xué)輔助面積組合蒸汽吞吐技術(shù)優(yōu)化研究

面積注汽主要適用于一個(gè)或多個(gè)汽竄現(xiàn)象嚴(yán)重的井組，盡可能采取集中注汽，同時(shí)轉(zhuǎn)抽開(kāi)采，達(dá)到多井整體吞吐，減少汽竄的效果。研究期間以節(jié)點(diǎn)調(diào)剖堵竄，平面注氮補(bǔ)壓，輔助驅(qū)劑提效，提速注汽擴(kuò)容，均衡注采保效的技術(shù)思路為指導(dǎo)，開(kāi)展了化學(xué)輔助面積組合吞吐技術(shù)優(yōu)化，其中，低部位水淹井采取節(jié)點(diǎn)調(diào)剖措施；輔助治理井實(shí)施氮?dú)廨o助吞吐；特、超稠油井配套降粘、二氧化碳等化學(xué)劑提效；最佳注汽速度100～120t/d；組合內(nèi)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(qiáng)度、排液量等參數(shù)適應(yīng)性變差。為進(jìn)一步提升油汽比，改善區(qū)域面積治理效果，在數(shù)模結(jié)果的基礎(chǔ)上，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)對(duì)不同壓力保持狀況、不同采出狀況油井進(jìn)行差異配注。針對(duì)采出程度低、壓力保持水平高的油井，正常配注，擴(kuò)大蒸汽有效波及范圍；針對(duì)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(dòng)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(zhuǎn)蒸汽驅(qū)技術(shù)優(yōu)化

7.1 蒸汽驅(qū)油藏篩選分析

對(duì)比國(guó)內(nèi)外外蒸汽驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)可以看出：七區(qū)北油藏除了有效厚度、儲(chǔ)量系數(shù)兩個(gè)參數(shù)略低于汽驅(qū)標(biāo)準(zhǔn)外，其他參數(shù)均滿足蒸汽驅(qū)篩選條件。另外，根據(jù)調(diào)研，認(rèn)為蒸汽驅(qū)潛力區(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)為fw≤90%且Jo≥4.59m3/(d.MPa)，通過(guò)對(duì)比圖4可看出，研究區(qū)中部適合轉(zhuǎn)驅(qū)。

所選蒸汽驅(qū)目標(biāo)位于采出程度較低、儲(chǔ)量豐度較高、剩余油滲流能力較強(qiáng)區(qū)域。潛力區(qū)范圍內(nèi)剩余油地質(zhì)儲(chǔ)量9.96萬(wàn)噸，平均剩余油飽和度為53%，平均地層溫度已達(dá)到66.37℃，較初始溫度增加37.87℃。

7.2 蒸汽驅(qū)技術(shù)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(duì)篩選出的潛力區(qū)制定了反九點(diǎn)等五種不同類型轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)井網(wǎng)，并分別進(jìn)行數(shù)值模擬分析對(duì)比。對(duì)比轉(zhuǎn)驅(qū)至OSRin=0.12、0.10的開(kāi)發(fā)效果：反九點(diǎn)井網(wǎng)增油量和采出程度最高，因此推薦七區(qū)北蒸汽驅(qū)采用反九點(diǎn)井網(wǎng)進(jìn)行開(kāi)發(fā)。井網(wǎng)控制地質(zhì)儲(chǔ)量19.33萬(wàn)噸，吞吐階段累采油6.02萬(wàn)噸，采出程度達(dá)30.04%。

（2）注采參數(shù)優(yōu)化。通過(guò)開(kāi)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(qiáng)度2.4m3/（d.ha.m），采注比1.2，注汽方式推薦使用兩個(gè)月注停的間歇汽驅(qū)，氮?dú)馀菽瓪庖罕葹?：1，段塞大小0.25PV。

（3）蒸汽驅(qū)最優(yōu)方案。采用反九點(diǎn)井網(wǎng)，注汽井3口，生產(chǎn)井19口，注汽強(qiáng)度2.8t/（d.ha.m）、注汽干度0.7、采注比1.2，氮?dú)馀菽o助蒸汽驅(qū)，氣液比為2：1，段塞大小0.25PVc，日配注汽149.39t，日配產(chǎn)液89.64t。預(yù)測(cè)轉(zhuǎn)驅(qū)生產(chǎn)4.21a，瞬時(shí)油汽比低于0.12，階段增油2.75×104t，采收率達(dá)50.64%，提高采收率20.54%，采取調(diào)剖方案后，采收率為54.93%，提高采收率24.8%。

8 結(jié)語(yǔ)

稠油油藏主力層改善開(kāi)發(fā)效果技術(shù)適用于稠油蒸汽吞吐開(kāi)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(qiáng)的創(chuàng)新性。該技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)可操作性強(qiáng)，具有成本低、效益好的特點(diǎn)，具有較強(qiáng)的推廣應(yīng)用價(jià)值。