低效水驱稠油油藏蒸汽吞吐热采可行性论证——以林东馆三段出砂强敏感稠油油藏为例

李守朝 胡 罡

1.胜利石油管理局井下作业公司鲁胜油公司, 山东 东营 257077

2.胜利油田分公司地质科学研究院, 山东 东营 257015

低效水驱稠油油藏蒸汽吞吐热采可行性论证
——以林东馆三段出砂强敏感稠油油藏为例

李守朝1胡 罡2

1.胜利石油管理局井下作业公司鲁胜油公司, 山东 东营 257077

2.胜利油田分公司地质科学研究院, 山东 东营 257015

稠油油藏水驱采收率低，因其原油黏度高，不适合转化学驱，但转热采可大幅提高采收率。林樊家油田林东馆三段地质条件复杂，地层敏感性强，供液差，产能低，油稠，出砂严重，多年来采用了各种工艺措施，均未取得好的水驱开采效果。在分析低效水驱原因的基础上，论证了水驱转蒸汽热采可行性。开发实践表明，低效水驱稠油油藏通过转热采可大幅提高采收率，同时研究成果对同类油藏的开发具有重要指导意义。

稠油油藏；防砂；敏感性；低效水驱转热采；可行性

heavy oil reservoir; sand control; sensitivity; hermal development after low efficiency water flooding; feasibility

胜利油区常规注水开发的普通稠油油藏储量丰富，地层原油黏度大于100mPa.s的稠油油藏水驱采收率一般低于18%，而稠油油藏水驱采收低于25%的储量达到3.75×108t[1]。稠油为非牛顿流体，渗流所需剪切应力大；在相同压力梯度条件下，原油黏度越高，渗流速度越慢。水驱油效率低、波及系数小、水驱剩余饱和度高，采收率低，含水率上升快，开发效果不理想[2-3]。稠油油藏水驱转热采后，其渗流速度大幅度提高，启动压力梯度减小，油水相对渗透率得到改善，驱油效率大幅增加。因此注蒸汽热采可以改善稠油渗流特性，降低残余油饱和度，提高驱油效率、波及系数及采收率，是低效水驱稠油油藏提高采收率的有效手段[1，4-6]。

1.油藏概况

林樊家油田林东馆三段储层为砂岩储层，具有正常的温度、压力系统。岩性以细砂岩、粉细砂岩和粉砂岩为主。粒度中值0.16mm，石英含量47%～56%，长石含量30%～35%，而且钾长石多于斜长石，岩屑含量12%～20%，矿物成熟度比较低。碳酸岩含量0.48%～2.47%，泥质含量2.8%～8.5%。岩石颗粒磨圆度差，多为次棱角状，分选中等，风化蚀变程度中等，以颗粒支撑为主，接触关系为点接触，胶结类型为孔隙－接触式胶结。储层平均孔隙度32%，渗透率3446×10-3um2。地层原油密度为0.9277g/cm3～1.0136g/cm3，原油50℃时黏度为130 mPa.s～7328mPa.s，凝固点为-1℃～-10℃。

该区块含油面积6.79km2，储量489.4×104t。多年来林东馆三段一直处于较低的开发水平，区块平均单井日产油 1.8 t，开发中存在的问题主要是地层供液差、产能低、油稠、出砂严重、储层具有较强的敏感性，多年来采取了各种工艺措施，均未取得好的开采效果。

2.低效水驱原因分析

表1 蒸汽吞吐热采筛选标准表

2.1 原油黏度高造成常规试采产能低，产量递减快

该区块共试采12口井，投产后由于油稠，油井产能低，仅有林7-10井投产成功，但产量下降较快；其余井投产均未成功，未能正常开采，平均单井产油量1. 8t/d。计算林东Ng3段平均单井产油量初期月递减率为8.7%，年递减率为63. 1%，含水上升率为7.1%，递减较快，目前平均单井产量1.6t/d。

2.2 油层供液能力不足，动液面低，天然能量不足，液量水平低

由于油稠，原油在油层中流动性较差，油井在生产过程中表现为油层供液能力不足，动液面低[7-8]。统计自投产以来所有生产井的动液面资料，动液面深度基本处于700m～900m之间，而本块目的层的油层深为950m～1020m，泵深在788m～950m之间，因此，泵的沉没度较低，造成油层动液面低、油层供液能力不足，在生产中表现出油层天然能量不足，日产液量较低，油井产液量大多在6m3/ d以下。

2.3 油层胶结疏松，出砂严重，油井产能低

储层埋藏浅（950m～1020m），压实程度低，油层胶结疏松。岩性以细砂岩、粉细砂岩为主，成岩作用差，胶结类型为孔隙—接触式，在生产过程中出现不同程度的出砂，增加了试采难度，也影响了试采效果。防砂难度大，有的油井虽然防住了砂，但产能较低，油井产液量较低或根本不出液。

2.4 未见明显的注水效果

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林7-10井2003年5月停产，于2004年7月27日开始转注给Ng33层注水，至目前单井日注27m3，累积注水5.68万方。采用的是反九点井网，周围同层有6口油井生产，但都没有见到明显的注水效果，该井已于2008年12月停注。

2.5 储层具有较强的水敏感性

储层岩性主要以粉细砂岩为主，泥质含量为5.5%，黏土矿物以伊/蒙间层为主，达68.7%，伊/蒙间层比为75.6 %，属强水敏稠油油藏。储层敏感性测试为非速敏、非碱敏、强水敏、强酸敏、盐敏测试临界矿化度为7600PPm。

3.低效水驱转蒸汽驱可行性论证

表2 蒸汽吞吐热采筛选标准表

3.1 油藏地质条件符合热采标准

从我国稠油油田开发经验来看，林东馆三段地下黏度高达822.7mPa.s，一般都采用热采的方式来进行[9-10]（表1）。参照砂岩油藏蒸汽吞吐筛选标准，该块油藏地质条件和原油性质均满足热采筛选标准的要求（表2）。

3.2 原油的热敏感性较强。

3.3 “拐点温度”较低，吞吐效果好

在蒸汽吞吐过程中，随着油层能量的消耗，油流在井筒内流速下降、井筒热损失率增加、井筒温度下降[12]。如果“拐点温度”较低，则意味着油流在低速、低温下仍可保持牛顿流利。反之“拐点温度”过高，油流在低速、低温下处于非牛顿流利，黏度增加，影响原油在油层内渗流和井筒内管流，使吞吐周期过早结束，吞吐效果变差[11，13-15]。本块拐点温度在55℃～60℃，因此蒸汽吞吐开发，效果较好。

3.4 蒸汽吞吐试验井试采产能明显提高

2009年5月进行现场试验，优选 1 口老井林 7-108 井进行了注蒸汽吞吐开采试验。 1998年10月林7-108井常规投产，产油量一直在2t/d以下，2008年10月由于产量低停产。 2009年5月注蒸汽1504t后开井生产，峰值产油量达到8t/d，为常规冷采产量的4倍， 截至2010年4月，产液量17.8t/ d，产油量5.6t/d，含水率68.5%，累计采油量628.5 t，取得了较好的吞吐效果。

4.现场应用

截止到2010年12月底，完钻23口井中投产19口，其中注汽井18口，常规投产井1口。18口注汽井初期平均单井日油16.7t，峰值平均单井日油19.1t；目前平均单井日液20.7t，日油能力9.1t，含水56.3%。累产油4.14×104t，油气比1.2。1口常规投产井（林7-平22）于2010年12月5日投产，初期日液10.6t，日油3.9t，含水62.7%。

2009年区块平均单井日油1.6t，年产油0.48×104t，采油速度由0.4%，标定采收率为11.4%；而方案设计前三年平均年产油能力3.11×104t，采油速度2.3%，预测采收率为21.3%。方案实施以来投产井一直保持正常生产，说明低效水驱转蒸汽驱具有很好的可行性和适应性。截止2010年12月底，区块实际完成年产油能力4.4×104t，采油速度3. 26%，实现了高效开发，取得了较好的开发效果。

5.结论

针对本区储集层的出砂、强酸敏、强水敏性、粘-温敏感性、流变性等特点进行的综合研究表明，稠油油藏水驱转热采可以大幅度提高采收率，蒸汽吞吐是适合此类低效水驱稠油油藏的最佳开采方式。该技术的推广应用，解决了多年来林东馆三段薄层敏感性、出砂稠油储量一直难有效动用的难题，对同类油藏的开发具有重要指导意义。

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Research on Feasibility of Steam Injection After Low Efficiency Water Flooding for Heavy Oil Reservoir ——Taking Lindong Reservoir with Sand Productionin and Strong Sensitivity of the third member of Guantao Formation in Linfanjia Oilfield as the Example

Li Shouchao1Hang Gang2
1.Lusheng Oil Production Company of Downhole Operation Company, Shengli Petroleum Administrative Bureau, Dongying, Shandong257077,China 2.Geological Scientific Research Insititute of Shengli Oilfield, Sinopec, dongying, Shandong 257015, P. R. China

The performance of water flooding was low in heavy oil reservoir. Chemical fooding is also not applicable for the viscosity oil, however its recovery factor could be enhanced greatly by means of thermal development. Lindong reservoir of the third member of Guantao Formation in Linfanjia Oilfield has the characteristics of complicated geological condi-tions, sensitive formation, poor liquid supplying capacity, low production capacity, heavy oil, serious sand production, etc. Therefore good water flooding development results were not obtained through using various techniques. Taking Lindong Reservoir of the third member of Guantao Formation in Linfanjia Oilfield as the example, the feasibility of steam injection after low efficiency water flooding was studied through the analysis of main factor controlling water flooding in heavy oil reservoir. The field applications show that a good result has been obtained，and the research provides a basis for exploitation in this block and in the same type of oil reservoirs.

10.3969/j.issn.1001-8972.2011.17.001

中国石油化工集团公司科技攻关项目“厚油层挖潜配套技术”（P03027）中国石油化工集团公司科技攻关项目“普通稠油水驱后注蒸汽提高采收率技术研究”（P07071）

李守朝，男，（1978—），广西桂平人，工程师，2001年毕业于江汉石油学院石油工程专业，现从事储层评价及油气田开发研究及管理工作。