稠油油藏主力層動用狀況評價及改善開發效果技術研究

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、動態井網控制程度低，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效果技術研究。

1 研究區概況

1.1 油藏地質特點

井樓七區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。七區構造上處于高莊南鼻狀構造的東翼。井樓七區含油范圍內表現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°。區域內發育有①、②兩條近東西走向的北傾正斷層，兩條斷層對七區的油氣聚集起著控制作用[1-2]。

1.2 開發簡況

稠油主力層歷經三個階段，其中，1994-2001年為投產階段；2002-2009年為井網完善階段；2010年至今為經濟遞減階段。目前平均吞吐周期高達15個，總井數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，目前主力層呈現周期產油低、含水高、日產油低、油汽比低的三低一高現狀。

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、動態井網控制程度低等問題，進一步擴大蒸汽有效波及體積難度大，導致目前的開發技術適應性不強，開發效果效益差。其中，研究區七區主力層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；井網較密，區域采出程度較高，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

對典型井區七區北開展油藏數值模擬及“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、動態數據導入及歷史文件生成；最終完成七區北的完整地質模型[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%。單井生產動態歷史擬合誤差均小于5%，模型可靠

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

圖1 研究區三場分布圖（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，以建立產液能力與各變量參數之間函數關系。

（1）填砂管參數。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。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

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相關，而采油指數可以綜合反映了這些參數對其的影響，因此引入綜合滲流能力函數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可以求得對應的采油指數，再根據折算系數換算為礦場條件下的流動能力。利用數理統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[5]。

最后基于七區北地質模型的地質靜態情況和歷史擬合結束后的油藏“三場”分布數值模擬結果，將建立的滲流能力函數加載到地質模型中，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轉驅有利區的篩選工作。

圖3 研究區主力層原油滲流能力分布圖

6 高周期蒸汽吞吐優化技術研究

6.1 動態井網恢復及靜態井網完善調整研究

通過大量現場試驗印證，主力層回采、復產、修井等完善井網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井網97井次。

6.2 單井蒸汽吞吐技術優化研究

針對具有開發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泡劑注入量；氮氣量可根據單井滲透率、有效厚度的不同，參照圖版進行優化得到最佳的氣汽比；注汽量則根據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化研究

面積注汽主要適用于一個或多個汽竄現象嚴重的井組，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化，其中，低部位水淹井采取節點調剖措施；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、排液量等參數適應性變差。為進一步提升油汽比，改善區域面積治理效果，在數模結果的基礎上，根據現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：七區北油藏除了有效厚度、儲量系數兩個參數略低于汽驅標準外，其他參數均滿足蒸汽驅篩選條件。另外，根據調研，認為蒸汽驅潛力區篩選標準為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域。潛力區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化

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

（2）注采參數優化。通過開展數值模擬，確定研究區最優參數為：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）蒸汽驅最優方案。采用反九點井網，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效果技術適用于稠油蒸汽吞吐開發后期提高采收率，研究中引入滲流能力函數概念，表征高周期吞吐后地層滲流特征的方法具有較強的創新性。該技術現場可操作性強，具有成本低、效益好的特點，具有較強的推廣應用價值。