稠油油藏开发中后期挖潜方向初探

孙玉芹

摘 要：随着稠油油藏蒸汽吞吐轮次的增加，大部分蒸汽吞吐开采的稠油油藏已进入高轮次吞吐阶段，开发效果逐渐变差，普遍存在高周期、高递减、高含水、高成本、低地层压力、低油汽比、油井出砂等问题。在热采稠油优质储量严重不足和某些区块蒸汽驱效果不理想的情况下，积极寻求有效途径，以改善高轮次吞吐的开发效果尤为重要。本文通过成熟工艺挖潜的研究，进一步探索稠油开发技术的发展趋势，为今后稠油开发奠定良好的基础。

关键词：稠油油藏；稠油开发；技术挖潜

1.滨南油区稠油油藏概况

1.1油藏概况

滨南油区稠油油藏处于东营凹陷北部陡坡带西段以及东营凹陷与滨县凸起之间的过渡带上，主要包括单家寺稠油油田和王庄稠油油田，至2010年12月共探明含油面积46.1Km2，探明石油地质储量12512.73×104t。自1984年10月单二块试验区蒸汽吞吐投产以来，目前已投入开发区块有单家寺油田的单2块、单10块、单6块和单83块、单83-014块及王庄油田郑36-41块、郑14块等块动用含油面积33.69Km2，地质储量10400.7×104t，开发层系为馆陶组、东营组、沙一段和沙三段。

1.2开发中后期存在问题

1.2.1蒸汽吞吐效果越来越差

油井高轮次吞吐后，井底附近出现高含水饱和度带，剩余油饱和度较低，越来越多的注入蒸汽用来加热井底附近的高含水饱和度带，而用于加热井间原油的蒸汽量越来越少，热效率降低，开发效果变差。

1.2.2油藏边底水活跃，水淹日益严重

单家寺稠油油藏单二块沙三段、单10块东营组和沙一段具有活跃的边底水，油水体积比高达1：9以上。高轮次吞吐后，地层亏空大，压力低，边底水水侵加剧。

1.2.3大规模推广蒸汽驱工艺时机不成熟

单83块自2006年汽驱以来，蒸汽驱替在纵向和平面上都存在不均衡性；单56块由于原油黏度大、井距小等原因，汽窜频繁，严重影响了驱替效果。

2.稠油工艺技术

2.1蒸汽添加氮气吞吐工艺

王庄油田蒸汽吞吐生产173口井，有低效井38口，其中注汽质量好但周期生产效果差（周油<600t）的有14口，目前单井日液2.6吨，日油1.6吨，含水38.5%，开发效果差。蒸汽添加氮气吞吐工艺，可有效地提高地层能量，从而改善蒸汽吞吐效果。

2.1.1氮气与驱油有关的性质

1）在常用的注入天然气和非烃类气体的采油方法中，氮气的压缩系数较大，它的压缩系数（0.291）是CO2的3倍，也比天然气和烟道气的压缩系数大。所以，较大的膨胀性有利于驱油。它受温度的影响较小，其原因是氮气的临界温度较低。

2）氮气在淡水和盐水中的溶解性都很微弱。CO2和天然气比氮气易溶于水，该特性对于注氮气保持油藏压力开采来说是十分重要的。

3）在相同的油层压力和温度条件下，氮气的粘度比CO2和天然气都低，在压力接近6000psi时，氮气和甲烷的粘度较近。这一特性有利于重力驱的气顶油藏注氮气开采。

4）在相同的温度压力条件下，氮气的密度比小，比甲烷的密度高，但比其他烃类气体的密度低得多。一般情况下，氮气的密度要低于气顶气的密度，这一特性有利于注氮气重力驱替和开发凝析气田。

5）氮气的地层体积系数随着压力的增加而均匀地下降。在相同的温度条件下，氮气的体积系数要比CO2和烟道气的体积系数大；注入相同体积的气体，氮气可驱替更多的油气，因而注氮气比较优越。

2.1.2注氮气开采稠油机理

在稠油注蒸汽吞吐热采方法中，将一定比例的氮气随着蒸汽一起注入到油层，可以扩大蒸汽及热水带的加热油层的体积；同时，在重力分异作用下，地层中的氮气会进入油藏构造的较高部位，形成次生气顶，可以起到驱油的作用；氮气与原油中蒸发出的轻组分形成混相，具有混相驱作用；氮气的导热系数低，可作为隔热剂，注入到油套环空中，减少蒸汽热损失。

驱油试验表明，在60℃温度下，水驱残余油饱和度为40.2%，而水和氮气驱替的残余油饱和度为26.5%，残余油饱和度降低幅度达13.7%。

2.1.3注氮气油藏适宜条件

互层状油藏优于块状油藏，薄油层增产幅度大于厚油层，原油粘度小于20000mPa.s，油层渗透率（10-3um2）500-3000，Kv/Kh>0.2，净总厚度比>0.3，含油饱和度>50%。

2.2热化学整体复合吞吐工艺

研究实验表明要减缓高轮次吞吐阶段的递减，必须采用热化学法辅助注蒸汽开采技术，以提高稠油油藏的开发效果。化学复合强化热采助剂可以有效地降低稠油粘度、降低油水界面张力、降低残余油饱和度、增加储层能量、扩大蒸汽波及体积，达到提高稠油油藏開发效果的目的。

下步开展热化学整体复合吞吐先导试验，研究形成注蒸汽+N2（CO2）+高温封窜堵调+油层内化学降粘体系为主的热复合化学法提高采收率技术。通过热采对稠油油藏储层、原油物性的分析研究，研制多效溶剂型活性复合体系和水溶性相渗透稠油降粘体系，开展室内研究及复配试验，与油藏防汽窜技术相结合，降低油藏原油粘度、提高原油的渗流能力、扩大蒸汽波及体积，提高油井产能和采收率。

2.3转换开发方式

2.3.1常规水驱稠油油藏水溶性自扩散降粘工艺

水溶性自扩散降粘体系能够溶于原油的表面，增强原油表面亲水性、增加油水界面粘度，并且在低浓度时即可发挥高效的降粘效果（300～500PPm）。该体系在陈家庄油田进行了一个井组的试验，伴注降粘体系2个月，有3口井见到了明显效果，累计增油300吨。

2010年11月，在滨31-11井区开展注入水中伴注自扩散降粘体系试验，效果待观察。该技术的应用，将有助于水驱稠油油藏改善水驱效果，同时也为王庄油田部分冷采区域补充地层能量、部分常规稠油区块（林中九块西南扩边）提供技术支撑。

2.3.2超稠油油藏蒸汽超覆重力辅助泄油（SAGD）工艺

SAGD技术是开发超稠油的一项前沿技术，对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，形成热连通后，注入的蒸汽在上覆地层中形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用泄到下面的生产井中产出。该技术在辽河特油公司已得到成功应用。

2.3.3活跃边底水油藏氮气泡沫驱工艺

单家寺油田由于边底水入侵导致的高含水停产井有200多口，主要位于单10块EdS1、单6西、单2S3等区域，此类井由于处于强水淹区，注氮调剖措施不理想。连续氮气泡沫蒸汽驱能够提高产量、采油速度和油汽比；与连续泡沫蒸汽驱相比，间歇（段塞式）泡沫蒸汽驱气油比下降明显，具有成本优势，可以考虑在该类区块进行泡沫蒸汽驱技术攻关试验。

参考文献：

[1] 谢文彦等， 辽河油田公司优秀科技成果汇编. 石油工业出版社，2006.

[2] 张义堂等，热力采油提高采收率技术[M]. 北京：石油工业出版社，2006.