稠油油藏吞吐后期开发的技术对策

柴君良

【摘要】以锦州油田层状边底水稠油油藏为例，由于油层水淹问题一直制约了油藏的持续稳定生产，通过总结吞吐开发阶段的实践，针对边底水对吞吐阶段采收率的影响，避水油层的动用时机，吞吐中后期油层水淹后剩余油分布规律，抑制边底水内侵的合理做法进行了分析和认识，认清了油水分布规律和剩余油潜力，进而实施配套的水淹区挖潜采油工艺技术，使油藏保持较高的开发水平。

【关键词】层状边底水 稠油 避水油层 水淹 锦州油田

1 油藏基本地质特点

锦州油田稠油油藏构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中上台阶，以层状边底水油藏为主。含油面积31.37Km2，石油地质储量12160×104t，油藏埋深660～1286m。构造复杂，为典型的复杂断块油藏，断层及其发育，地层倾角3～15°左右；油层分布稳定，但纵向上分布零散，呈砂泥岩互层状，油层有效厚度在9.1～35.0m；油层物性差异大，平均孔隙度19.0～32.4%，渗透率0.31～1.2μm2；原油物性差别也比较大，具有高密度、高粘度、高胶质十沥青质含量的特点，原油密度在0.945～1.032g/cm3，地层原油粘度在420～11233MPa.s，含蜡量1.76～5.26%，胶质十沥青质含量27.6～46.1%。

2 蒸汽吞吐开采特征

2.1 油井产能差异较大，存在分区性

投产初期，由于受边底水的影响，平面上，构造高部位油井产能高，注蒸汽吞吐热采初期日产油在20t/d以上，具有较高产能，一周期油汽比0.87～3.5之间；构造低部位油井产能低，热采初期日产油在6～10t/d，产能较低，一周期油汽比0.23～0.56之间，而且生产1～3个周期后易水淹。

2.2 油井见水时间存在差异性，油井见水后生产特点不一

总体上，靠近边水、构造低部位油井先见地层水，由于受沉积相的影响，水淹呈指状、舌状推进，主河道或高渗透带易水淹。油井见水后生产特点不一，边水能量不大的油井见水后含水逐渐上升，产量逐渐下降，延长了油井生产周期，吞吐效果变好，但含水大于80%以后，吞吐效果逐渐变差；断块边水能量大的油井见水后含水迅速上升，吞吐效果差。

2.3 周期峰值产量高，递减快，随着吞吐周期增加，日产油量及油汽比迅速下降

稠油油藏蒸汽吞吐开采属于单井注采，对于边底水油藏，其产量变化规律是，开井生产初期压力、温度较高，周期峰值产量高，但随着压力、温度降低，产油量递减快。随着吞吐周期数增加、压力的下降，油井逐渐水淹，油井水淹后，周期平均日产油量及油汽比迅速下降。周期间平均日产油量与吞吐周期数呈线性递减关系，周期间产量递减率平均为22.3%。

2.4 同一周期内，初期含水高，下降快，随着周期数增加，综合含水上升快

在同一周期内，由于开井初期主要是排出井筒附近的冷凝水，因此，初期含水率一般在90%以上，经过一段时间（15天左右）后，含水率迅速下降至60%以下，以后基本上趋于稳定，但随着吞吐周期数增加，周期综合含水率迅速上升。

2.5 周期产油量及油汽比随着油层厚度增加而增加

国内外油田稠油蒸汽吞吐资料表明，周期产油量及油汽比的高低与油层厚度大小有关。在一定条件下，随着油层厚度增加，单井周期生产时间延长，产油量及油汽比明显提高。

3 层状边底水稠油油藏吞吐开发技术对策3.1 精细油藏数值模拟，研究剩余油潜力

在油藏地质三维建模的基础上，运用网格粗化技术，得到适于油藏数模的静态模型，同时将小层作为基本单元进行模拟研究，提高模拟精度，为油藏剩余油的描述提供更准确、可靠的依据。

通过分析，锦州油田层状边底水稠油油藏水淹不够均匀，在吞吐采油中后期仍旧存在剩余油富集带，剩余油分布具有如下特点：

3.1.1 平面上构造高部位剩余油富集

由于受边水影响小，构造高部位剩余油富集，而在构造低部位水淹区连片状分布。但由于储层物性（沉积相有关）、粘度不同，分布有差异。

3.1.2 现井网井间仍为高含油饱和带

借鉴锦45块的室内数模、物模研究可以看出，于楼油层的加热半径为40m，吞吐泄油半径为56m，兴隆台油层的加热半径为51m，吞吐泄油半径为66m。

3.1.3 断层边角地带及局部井网不完善地区剩余油相对富集

由于断层的密封性，在断层的边角部位，蒸汽难以波及而形成滞油区。同时由于井况等原因造成的井网不完善地区和平面的非均质性，局部形成滞油区。3.1.4 纵向上剩余油分布特征

油层纵向动用程度主要受原油物性、渗透率、渗透率级差、单层厚度及采油井段位置控制。其中层间非均质性影响较大，利用C/O资料及调整井、侧钻井电测解释资料分析，认为油层动用状况：纵向上动用好的油层占75.3%，动用差的占4.2%，未动用的油层占20.5%。说明仍有五分之一的油层未动用，主要是低渗的薄层吸汽能力差或不吸汽，纵向上具有一定潜力。

3.2 水淹区剩余油挖潜技术对策优化设计

在对油层水淹状况和剩余油分布认识清楚的前提下，对油藏水淹区实施了综合治理配套技术，使老井吞吐采油效果得到明显改善，油藏开发效果提高。

3.2.1 水淹区实施加密、细分层系调整技术

区块水淹区综合调整的主要做法有三个方面：一是直井井网加密及优选射孔技术提高吞吐阶段采收率，提高平面上的储量动用程度；二是根据部分断块含油井段长、油层厚度大、层间差异大、水淹严重的情况，在井网加密的基础上细分层系开发，提高纵向上的储量动用程度；三是针对未水淹薄油层利用直井无法实现经济有效开发的问题，利用水平井技术实现开发。

3.2.2 实施大位移侧钻，挖潜井间剩余油

对于套管未损坏的高含水井采用大位移侧钻手段在水淹区挖潜井间剩余油。几年以来，共实施此类侧钻井28口，成功25口，已累增油6.64×104t，使井网对储量的控制程度恢复了30.1%。

3.2.3 封堵出水层位，提高纵向动用程度

利用监测资料有效地指导动态分析，对具有隔层条件的高含水井及时采取封堵出水层位措施，在水淹区挖潜取得显著成效。结合水淹规律研究成果，在重水淹区测产液剖面28口，变密度4口，中子寿命测试12口，利用监测资料及开发动态研究，对135口井进行大修、堵水、分采和补堵措施，日增油714t/d，累增油13.8×104t，累降水25.5×104t。

4 结论

（1）边底水对吞吐阶段采收率的影响主要是由于储量损失造成的；

（2）通过合理动用避水油层研究认为，当年度水侵量降为高峰期的0.3倍时是动用避水油层的最好时机；

（3）层状边底水稠油油藏在吞吐中后期水淹不够均匀，存在剩余油富集带，通过对水淹区实施综合治理配套技术，使老井吞吐采油效果得到明显改善，油藏开发效果提高；

（4）在层状边底水稠油油藏的开发方案研究中，必须进行同步排水采油方案的对比研究。