稠油油藏主力层动用状况评价及改善开发效果技术研究

吴晓 谷晓亚 周俊英 田永林

河南油田采油二厂 河南南阳 473400

稠油油藏主力层高周期吞吐后地层压力保持水平低、平面窜流严重、近井地带采出高、动态井网控制程度低，进一步扩大蒸汽有效波及体积难度大。由于缺乏对目前地下压力、温度和剩余油分布状况的精细认识，同时对地下稠油渗流状况认识不清，目前开发技术针对性不强，影响了主力层储量的有效动用，因此开展了稠油油藏主力层动用状况评价及改善开发效果技术研究。

1 研究区概况

1.1 油藏地质特点

井楼七区含油层位为古近系核桃园组Ⅲ-Ⅳ砂组，油层埋藏浅，主力油层Ⅳ2.3层，地面原油相对密度0.9047～0.9698mg／L，油层温度下脱气原油粘度164.1～10863.21mPa.S，属浅薄层普通稠油油藏。七区构造上处于高庄南鼻状构造的东翼。井楼七区含油范围内表现为一个由东南向西北平缓抬起的单斜构造，地层倾角11.2°，倾向98°～130°。区域内发育有①、②两条近东西走向的北倾正断层，两条断层对七区的油气聚集起着控制作用[1-2]。

1.2 开发简况

稠油主力层历经三个阶段，其中，1994-2001年为投产阶段；2002-2009年为井网完善阶段；2010年至今为经济递减阶段。目前平均吞吐周期高达15个，总井数626口，开井385口，日产液2686吨，日产油239.8吨，综合含水94.1%，单井日产油0.5吨，综合油汽比0.19。2010年以来开始大规模应用氮气辅助吞吐技术，有效周期仅5个左右，目前主力层呈现周期产油低、含水高、日产油低、油汽比低的三低一高现状。

2 存在问题

稠油主力层高周期吞吐后存在着地层压力保持水平低、平面窜流严重、近井地带采出高、动态井网控制程度低等问题，进一步扩大蒸汽有效波及体积难度大，导致目前的开发技术适应性不强，开发效果效益差。其中，研究区七区主力层Ⅳ1-3层目前主要存在以下几个问题：井下技术状况复杂，进一步动用难度加大；受岩性影响，出砂严重，多为细粉砂，治理难度大；井网较密，区域采出程度较高，吞吐效果逐渐变差，且汽窜日趋严重；东南部边水能量强，调剖治理效果较差[3]。

3 动用状况评价

热采主力油层动用储量1658.1万吨，采出程度22.0%，剩余储量1293.3万吨，其中受水淹影响无法动用储量161.7万吨，采出程度20.5%；受套损影响无法动用储量39.4万吨，采出程度16.8%；受剥蚀线安全风险无法动用储量20.1万吨，采出程度11.8%。

4 剩余油分布特征及潜力评价研究

对典型井区七区北开展油藏数值模拟及“三场”分布特征研究。

通过COMPONENTS模块定义油藏流体组分；通过ROCK-FLUID模块设置油藏的相渗曲线；通过INITIAL_SETTING模块输入油藏的参考温度、参考压力、油水界面深度等；通过WELL&RECURRENT模块完成井定义、射孔、动态数据导入及历史文件生成；最终完成七区北的完整地质模型[4]。

生产历史拟合结果表明：在定产液的工作制度下，区块累产液、累产油、累产水、累注蒸汽、累注氮的模拟误差均小于2%。单井生产动态历史拟合误差均小于5%，模型可靠

通过数值模拟研究了区域三场分布特征，结果表明：井间剩余油仍可高达50%以上，目前区块的平均含油饱和度由65%降至46%；区块压力保持水平约为原始地层压力的38%左右；区块平均温度由28.5℃增加到52.2℃，增加了23.7℃。

图1 研究区三场分布图（依次饱和度、压力、温度）

5 高周期吞吐后油层渗流状况研究

5.1 稠油渗流特征物理模拟实验研究

实验采用单管模型模拟均质地层，研究其在不同渗透率、不同注入流体温度以及不同饱和度条件下的采液指数，以建立产液能力与各变量参数之间函数关系。

（1）填砂管参数。填砂管内径：38mm；填砂管外径：50mm；填砂管长度：600mm。

（2）油样处理与测试。七区北油样；脱水，将原油样品先用孔径为0.045mm(325目)的不锈钢筛网在80℃下进行过滤，然后在原油脱水仪中120℃恒温2小时进行脱水，经过脱水处理滤油去除杂质，含水率以低于0.3%为合格。

（3）填砂管模型物性及实验运行参数。石英砂：40～80目；渗透率：1.25μm2、2μm2、2.75μm2、4.5μm2；实验温度：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 渗流特征实验结果及分析

实验结果表明：储层渗流能力随渗透率和注入流体温度增加而加；温度越高油相渗流能力越强，渗透率越大，油相渗流能力也越强（图2）。

图2 不同试验条件下的采液指数

5.3 吞吐后油层渗流状况研究

储层的渗流能力与地层渗透率、温度以及原油的黏度等参数相关，而采油指数可以综合反映了这些参数对其的影响，因此引入综合渗流能力函数来定量表征油层的流动能力。

由不同实验条件下的采液指数可以求得对应的采油指数，再根据折算系数换算为矿场条件下的流动能力。利用数理统计中的多元非线性回归，选取剩余油饱和度、渗透率等为自变量进行回归分析，得到适用于矿场实际的流动能力函数[5]。

最后基于七区北地质模型的地质静态情况和历史拟合结束后的油藏“三场”分布数值模拟结果，将建立的渗流能力函数加载到地质模型中，获得高吞吐周期后的油藏各小层渗流能力分布，并以此为基础指导后续转驱有利区的筛选工作。

图3 研究区主力层原油渗流能力分布图

6 高周期蒸汽吞吐优化技术研究

6.1 动态井网恢复及静态井网完善调整研究

通过大量现场试验印证，主力层回采、复产、修井等完善井网措施的潜力井层界限为：①采出程度小于30%；②油藏条件好、关停前单井吞吐仍有一定产能；③面积治理井网需要。通过梳理，研究期间通过回采、复产、修井等措施完善主力层动态井网97井次。

6.2 单井蒸汽吞吐技术优化研究

针对具有开发潜力的高采出程度井，可选择化学辅助吞吐，包括：氮气、氮气+降粘剂、氮气泡沫、氮气泡沫+降粘剂等。其中降粘剂浓度优选0.3wt%～0.5wt%，利用周期注汽量折算得到所需的降粘剂注入量；发泡剂浓度取0.5wt%，利用实际的周期注汽量折算得到所需的发泡剂注入量；氮气量可根据单井渗透率、有效厚度的不同，参照图版进行优化得到最佳的气汽比；注汽量则根据高周期后地层压力保持水平的不同，选取相应图版进行差值计算。

6.3 化学辅助面积组合蒸汽吞吐技术优化研究

面积注汽主要适用于一个或多个汽窜现象严重的井组，尽可能采取集中注汽，同时转抽开采，达到多井整体吞吐，减少汽窜的效果。研究期间以节点调剖堵窜，平面注氮补压，辅助驱剂提效，提速注汽扩容，均衡注采保效的技术思路为指导，开展了化学辅助面积组合吞吐技术优化，其中，低部位水淹井采取节点调剖措施；辅助治理井实施氮气辅助吞吐；特、超稠油井配套降粘、二氧化碳等化学剂提效；最佳注汽速度100～120t/d；组合内油井同注同采。

由于高周期吞吐后井组油井采出状况差异大，早期注汽强度、排液量等参数适应性变差。为进一步提升油汽比，改善区域面积治理效果，在数模结果的基础上，根据现场对不同压力保持状况、不同采出状况油井进行差异配注。针对采出程度低、压力保持水平高的油井，正常配注，扩大蒸汽有效波及范围；针对采出程度低、压力保持水平低，加大注汽量，提高区域地层压力，动用井间剩余油；采出程度高、压力保持水平高，减少注汽量，辅助治理、防窜；采出程度高、压力保持水平低，少注汽，不注汽，利用邻井住汽能量干扰增油。

7 高周期吞吐后转蒸汽驱技术优化

7.1 蒸汽驱油藏筛选分析

对比国内外外蒸汽驱筛选标准可以看出：七区北油藏除了有效厚度、储量系数两个参数略低于汽驱标准外，其他参数均满足蒸汽驱筛选条件。另外，根据调研，认为蒸汽驱潜力区筛选标准为fw≤90%且Jo≥4.59m3/(d.MPa)，通过对比图4可看出，研究区中部适合转驱。

所选蒸汽驱目标位于采出程度较低、储量丰度较高、剩余油渗流能力较强区域。潜力区范围内剩余油地质储量9.96万吨，平均剩余油饱和度为53%，平均地层温度已达到66.37℃，较初始温度增加37.87℃。

7.2 蒸汽驱技术政策界限优化

（1）井网井距优化。立足现有蒸汽吞吐井网，对筛选出的潜力区制定了反九点等五种不同类型转蒸汽驱井网，并分别进行数值模拟分析对比。对比转驱至OSRin=0.12、0.10的开发效果：反九点井网增油量和采出程度最高，因此推荐七区北蒸汽驱采用反九点井网进行开发。井网控制地质储量19.33万吨，吞吐阶段累采油6.02万吨，采出程度达30.04%。

（2）注采参数优化。通过开展数值模拟，确定研究区最优参数为：蒸汽干度为0.7，注汽强度2.4m3/（d.ha.m），采注比1.2，注汽方式推荐使用两个月注停的间歇汽驱，氮气泡沫气液比为2：1，段塞大小0.25PV。

（3）蒸汽驱最优方案。采用反九点井网，注汽井3口，生产井19口，注汽强度2.8t/（d.ha.m）、注汽干度0.7、采注比1.2，氮气泡沫辅助蒸汽驱，气液比为2：1，段塞大小0.25PVc，日配注汽149.39t，日配产液89.64t。预测转驱生产4.21a，瞬时油汽比低于0.12，阶段增油2.75×104t，采收率达50.64%，提高采收率20.54%，采取调剖方案后，采收率为54.93%，提高采收率24.8%。

8 结语

稠油油藏主力层改善开发效果技术适用于稠油蒸汽吞吐开发后期提高采收率，研究中引入渗流能力函数概念，表征高周期吞吐后地层渗流特征的方法具有较强的创新性。该技术现场可操作性强，具有成本低、效益好的特点，具有较强的推广应用价值。