小断块边水稠油油藏热采开发实践及认识

2014-12-23姚金焊时晓琴

江汉石油职工大学学报 2014年4期

姚金焊，时晓琴

（中石化股份胜利油田分公司清河采油厂，山东寿光262714）

1 油藏地质条件

八面河油田面37区位于山东省广饶县境内，其构造位置处于八面河油田断裂构造带西南段，西与草桥油田相邻，南以地层削蚀与广饶凸起相接，北与面120含油区块接壤，为一向东南方向抬升斜坡背景上的构造－岩性圈闭。主要含油层系为下第三系沙河街组，沉积微相为近南北相的水下分流河道沉积。2005年投入开发，探明含油面积1.25km2，地质储量1.990 3×106t，主力含油层系沙三中3砂组内部被东西和南北方向的断层分割成三个含油区域（见图1），油藏结构较复杂，边水活跃。油藏埋深962m，储层平均油层厚度7.3m，平均有效孔隙度35% ，渗透率1.010μm2，地下原油粘度7 288mPa·s，属于高孔高渗普通稠油油藏，油水流度比大，指进现象严重。

图1 M37区沙三中井位分布图

2 油藏开发历史及水淹特征

2.1 油藏开发历史

面37沙三中于2005年投入开发，先后有12口井投入生产，采取的是冷采结合蒸汽吞吐热采的开发方式。其中，河道中部物性好的区域实施冷采开发，靠近边部物性较差、冷采效益低，实施热采开发。河道中部储层物性好的M 37－9－X12井和M 37－9－8井，一直实施冷采开发，投产初期都获得了8t／d～13t／d的生产能力，且液量较高；靠近河道边部的 M37－9－X7、M37－5－X8和 M37－7－X10等井投产后均低产低液，实施热采开发后效果显著，日产达到了20t／d，平均单井注汽1 300 t、单井周期产油2 360t，综合油汽比达到1.82。随着开发的深入，地层压力降低，边水入侵速度快，导致单元开发水平较低。截至2012年底，各单井均不同程度地受到水侵影响，表现为低采油速度、低采出程度、高综合含水的“双低一高”的开发形势。其采油速度仅0.38% ，采出程度仅3.95% ，综合含水已经达到94.6%。

2.2 水淹特征

面37区沙三中水淹速度快，位于中腰部的4口油井 M 37－9－X12、M 37－9－8、M 37－9－X16和 M 37－9－X7开抽后的水淹时间均不足一年，部分井半年就发生了水淹（见表1）。

表1 面37区沙三中水淹情况统计表

从水淹的情况来看，指进现象较明显，统计各单井水淹顺序图显示（见图2），边水水淹顺序并非完全是从低部位向高部位逐步推进，位于高部位的油井M 37－9－8和M 37－9－X12水淹时间反而要早于低部位油井，同一水平线的 M 37－9－X7在 M 37－9－8水淹近一年后才受到边水影响。

图2 M37区沙三中水淹顺序图

应用单井乙型水驱特征曲线也可以较为明显地表征单井的水淹状况。根据 M 37－9－X7井的生产数据绘制的单井水驱特征曲线显示（见图3）:该井热采后初期曲线斜率大，表现为强水侵的特征；后期曲线斜率变平缓，表明受边水影响减弱。该曲线表明，M 37－9－X7热采后受到边水指进影响，初期地层压力降低，边水指进造成暴性水淹，由于 M 37－9－X7原油粘度较高，地下原油粘度达到5 539mPa·s，油水流度比大，指进通道较窄，随着油层温度降低，产液量下降，生产压差降低，边水指进通道受油水重新运移影响变窄或消失，从而油井后期受到边水影响减弱。

图3 M37－9－X7单井乙型水驱特征曲线

3 引起水淹的因素

面37区沙三中全面开发仅两年半，单元综合含水就已上升至90.4%，各单井均快速水淹，其原因值得分析。

3.1 地层倾角的影响

相关室内模拟试验表明，地层倾角越小，边水推进速度越快，油井见水越快，开发效果越差。面37区沙三中为北东倾单斜构造，地层较平缓，地层倾角仅6.4°，导致区块降压开采后水淹速度较快。

3.2 储层展布的影响

面37区沙三中属于水下分流河道沉积，其河道展布方向为近南北方向，边水方向垂直于河道展布方向，因此在砂体的腰部储层物性最好，在低部位及高部位储层物性变差，油层厚度变薄，形成非均质储层。非均质储层流体的流动特征决定了地层水更容易向厚度大、物性好的砂体腰部推进，这就是位于腰部的 M37－9－8井开采8个月后就发生水淹，而油层顶深仅比 M37－9－8高4m的M37井开采69个月后才受到水淹影响的原因。

4 提高水淹区热采效果的做法及效果

2012年底，面37区沙三中的综合含水已经达到94.6%，采出程度仅3.95%。为提高单元开发效果，近年来在该单元开展了相应工作，并收到了一定的成效。

4.1 间歇注汽

对于水淹区的油井采取了停抽关井、间歇注汽的模式，收到了较好的效果。该单元的 M 37－9－X18井第一轮注汽1 085t，周期增油857t，增油油汽比0.79。注汽后含水大幅上升，达到98%以上，对该井计关停抽2年后再次实施第二轮次注汽。注汽后最高产量达到23t／d，注汽量1 404t，周期增油量633t，增油油汽比0.45，取得了较好的经济效益（见图4）。对已经水淹的油井实施停抽关井，近井地带获得重新运移分布，再次注汽后能获得较好的效果。

图4 M37－9－X18井不同轮次热采日度产油曲线对比图

4.2 堵水热采

停抽关井、间歇注汽模式会导致油井产量损失，对于受边水指进影响水淹的井，目前主要的热采方法是实施高温封堵后热采。面37区沙三中堵水热采的现场应用结果表明，对于形成指进通道暴性水淹的油井，采用高温泡沫封堵效果不理想。高温泡沫具有“对油水及渗透层的选择性、对储层伤害小”等特征，但应用于堵水存在封堵强度不够的问题。面37区沙三中近年来对3口水淹井实施堵水，开抽后含水上升快，综合油汽比0.24，回采水率高达2.62，效果较差。

采用永久式的高温封堵剂堵水效果较好。2013年7月对M 37－9－X16井应用“热敏相转变凝胶堵水体系”实施封堵。该体系，耐温350℃、常温稠化、高温热敏固化，固结强度大，耐温性能好，永久性封堵，属于一种新型无机堵剂。M 37－9－X16井在施工前最高液量达到94m3，含水超过99%，液面200m左右。本次封堵注堵剂130t，注蒸汽1 300t。施工后效果显著，液量降至12m3，含水稳定在85% 以下，液面可抽至泵口，这表明该井指进通道被封堵。目前该井周期累计产油达到630t，油汽比0.48。