赵凹油田泌304区浅层稠油油藏开发方案优化研究

2015-07-02夏铭辉何晓川冯智刚

石油地质与工程 2015年3期

关键词：新井单井稠油

夏铭辉，何晓川，冯智刚，胡鹏

(中国石化河南油田分公司采油一厂,河南桐柏 474780)

赵凹油田泌304区浅层稠油油藏开发方案优化研究

夏铭辉，何晓川，冯智刚，胡鹏

(中国石化河南油田分公司采油一厂,河南桐柏 474780)

赵凹油田泌304区属于低渗砂砾岩稠油油藏，油藏埋深780～950 m，主力油层叠合含油面积1.06 km2。泌304浅层系各小层的平均孔隙度为8.09%，平均渗透率为11.41×10-3μm2，属于低-特低孔、低-特低渗储层，开发难度大，动用程度差。为改善开发效果，对射孔段、注汽参数、注汽组合、措施工艺等开发方案进行了优化，较好地解决开发中存在的主要问题，开发效果良好。

赵凹油田；泌304区；稠油开发；参数优化

1 油藏地质特征

泌阳凹陷是我国东部的一个中新生代富含油气的小型断陷，根据区域构造和沉积的差异，将该凹陷划分为三个构造单元，即北部斜坡带、中部深凹带和南部陡坡带。赵凹油田泌304区块位于泌阳凹陷南部陡坡带中段，处在由南东向北西倾没的小型栗园断鼻构造上，东北紧邻凹陷生油中心，构造面积4.0 km2。泌304区分两套系统进行开发，浅层系指核一段Ⅰ、Ⅱ油组，油藏埋深780～950 m，为层状边水稠油油藏；核一段Ⅲ油组以下储层为稀油常规开采。赵凹油田泌304区浅层稠油分核一段Ⅰ、Ⅱ油组两个层系，13个含油小层27个单层，单层有效厚度小于4 m，平均单个油砂体的含油面积为0.401 km2，叠加含油面积1.06 km2，地质储量389.56×104t。泌304浅层系各小层的孔隙度为6.36%～9.73%，平均8.09%，渗透率为(6.3～23.92)×10-3μm2，平均为11.41×10-3μm2，属于低-特低孔、低-特低渗储层。

泌304区储层属近源水下扇沉积，具近源快速堆积特征，岩性粗，结构成熟度低，分选差，一般以中粗砂岩、含砾砂岩、砂砾岩和细砂岩为主，储层非均质性较强，岩性主要以砾岩、中粗砂岩、含砾不等粒长石岩屑砂岩及砂砾岩为主。原油物性表现为脱气原油性质，具有胶质、沥青质含量较高的特点。纵向上从下到上，原油黏度、密度逐渐增大，含蜡量、凝固点逐渐减小，地面原油密度为0.93～0.97 g/cm3，地层温度下脱气原油黏度612.98～18 346 mPa·s[1]。

2 开发现状及存在问题

2.1 油藏开发现状

泌304区浅层稠油油藏孔、渗等各项物性指标均在稠油蒸汽吞吐开采筛选常规标准以下，开发难度大。方案部署结果：采用直井井型、逐层上返、蒸汽吞吐开发方式，采用140 m井距正方形井网共部署开发井13口(图1)，单井设计注汽速度100～120 t/d，单井注汽压力12～19 MPa，单井第一周期注汽量300～1 200 t，单井配产液量10～30 t/d，预期第一周期总注汽量8 600 t，总日配液153 t，周期总产油量4 700 t。实际投产后，13口新井第一周期单井注汽速度33～98 t/d，单井注汽压力16.5～19.8 MPa，单井注汽量148.8～1 476 t，单井产液量2.7～14 t/d，总注汽量4 253.3 t，总日产液79.2 t，周期总产油量2 850.4 t，周期产水2376 m3，各项开发指标均低于方案预期。

2.2 存在的主要问题

为了提高该区的开发效果，能达到方案预期效果，根据泌304区浅层稠油的地质条件，结合目前开发现状，通过储层流体在低孔低渗多孔介质中流动特性及各项参数室内实验结果与数模结果的对比分析，总结了目前该区稠油开发中存在的主要问题。

(1)区内夹层发育，注汽热损失较大。该区浅层稠油油藏储层薄，泥岩夹层发育，室内实验结果表明，夹层热容量为油层的1/3。而原方案的射孔方案将储层中的夹层全部射开生产，不利于降低夹层的热量损失。例如该区块老井安4121井射孔未采取避射泥岩夹层措施，热量损失较大，在4轮次吞吐过后注汽效果大幅下降(图2)。

图1 泌304区(H1Ⅱ1)浅层稠油开发井位

图2 安4121井生产变化趋势

(2)周期注汽量较大，热利用率较低。该区油层物性差，注汽速度和采油速度低，回采水率低。但原方案参照其它区块经验每轮次配注100 t/m，注汽量较大，不可避免导致下一轮次注汽时较大部分热量用来加热前缘冷凝水，不能有效加热地层内原油。

(3)蒸汽发生器的能力与井的吸汽能力不匹配。该区油层物性差，单井吸汽量一般为4～6 t/h；而目前使用的锅炉最小排量为11.3 t/h、最高压力为21 MPa。但原方案设计的是单炉对单井注汽，在注汽过程中，不可避免地因锅炉憋压过高频繁出现自动放空现象，导致注汽效果大幅度下降。

(4)注汽速度低，热损失大。该区储层低孔低渗且水敏性强，注汽过程冷凝水对储层的伤害率高达42.5%(数模结果)，进一步降低了油层的吸汽能力，导致注汽速度进一步降低，热损失进一步扩大，井底蒸汽干度接近0，基本为高温水，造成1～2吞吐周期注气效果差，加热半径小，回吐率低。要提高注汽开发效果，必须想办法提高注汽速度。

3 优化方案设计

根据开发过程中存在的主要问题，在实施过程中，对以下几个方面进行了优化：优化射孔段长度，减少泥岩夹层影响；优化注汽参数，减少无效注汽；采取组合注汽方式，满足地面设备运转需求；采取压裂、防膨等工艺措施，提高注汽速度。

3.1 射孔段优化

在2012年实施的13口新井中，分两次投产，第一批6口井优化4口，后续7口井均采用避射泥岩夹层的方式投产(表1)。避射后，蒸汽沿夹层的热量扩散相对减少，降低了热量在夹层的损失。

表1 方案优化射孔井段统计

3.2 注汽参数优选

根据数值模拟结果，注汽强度、注汽速度、注汽递增率存在一个优选组合值，注汽参数优化后，注汽强度由100 t/m调整至80 t/m，注汽速度由10 t/h调整至4～5 t/h，之后注汽量按每轮次10%～15%递增，5轮次后不再递增[2]。

3.3 组合注汽优化

组合注汽遵循以下原则：一是同层组合，所有的其它措施都必须在此原则下进行；二是同层新井老井分开组合注汽；三是选择孔隙度、渗透率、原油性质相近，沉积处于同一相带的井组合注汽，注入量实行单井控制。根据上述原则，依据锅炉生产合格蒸汽的能力和各井的吸汽能力，组合2～3口井用一台锅炉同时注汽。第一轮次注汽组合优化结果：第1组注汽组合为安4122、安4123、安4124井3井组合注汽，第2组注汽组合为安4126、安4127、安4128井3井组合注汽，第3组注汽组合为安4130、安4131、安4134井3井组合注汽，第4组注汽组合为安4129、安4132、安4135井3井组合注汽(如图3所示，图中圆圈为各注汽组合区域)。之后注汽组合根据转轮次前生产情况，结合区域注汽原则决定。

3.4 提高注汽速度的主要工艺措施

3.4.1 储层压裂改造

数值模拟结果显示，压裂改造可大幅度提高注汽速度，增加蒸汽波及体积，提高蒸汽吞吐效果。无裂缝存在时，相同物性油藏随着吞吐轮次的增加，加热范围明显增大，首轮加热范围小且加热范围温度也较低；有裂缝存在时蒸汽吞吐的加热范围不呈现圆形特征，而是沿裂缝方向呈对称的椭圆状；在相同的渗透率和原油黏度条件下，压裂后的加热半径比压裂前的加热半径大，说明压裂后有助于增注，可显著提高开采效果。储层经压裂改造后(模拟裂缝半缝长75 m)，第5周期加热半径可增加5～7 m。蒸汽波及体积的增加有利于低渗井层的有效开发[3]。

图3 泌304区浅层(H1Ⅱ1)稠油注汽组合示意

安4122井储层条件差，孔隙度5.83%～8.9%，渗透率(1～4)×10-3μm2，在投产时采取了储层改造措施投产，由于该区隔层较薄，需控制压裂规模，因此，在具体实施时采用了挤压充填方式，压裂规模较小。压裂后该口井阶段综合油汽比为0.42(表2)。目前该区有3口井采取了储层改造措施，均为特低孔特低渗储层，压裂后生产均达到预期的效果[4]。

3.4.2 储层防膨处理

泌304区储层以泥质胶结为主，蒙脱石含量为60%～74%，平均64.7%，水敏性较强，室内实验结果表明，该区地层水敏性强，地层填充物膨胀，地层有效渗透率降低，致使注气压力增高，严重影响吞吐效果。注汽前对地层实施防膨处理后，提高了储层有效渗透率保持率，注入压力大幅度下降。例如安4123井投产层段H1Ⅱ91-2、101-2，注入防膨剂、降黏剂后，注入压力逐渐由18 MPa下降至13 MPa。该区块后续注汽均采取注汽前对地层实施防膨处理[5-6]。

表2 安4122井注采情况统计(截至2013年12月)

4 实施效果

2012年7月后的13口新井按照优化方案投产。在生产过程中新、老井注汽前均采取防膨措施，部分新井投产采取挤压充填防砂措施，所有新、老井均采用按区域或投产进度搭配组合注汽，12口新井中10口射孔段进行了避射泥岩段优化，同时优化注汽量，减少无效注汽3 200 t。通过以上多种措施的综合运用，新井产量达到预期的目标，新井第一周期井均产油237.5 t，取得了较好的技术经济效果。新井自2012年投产至2013年底，累计注汽5 645.1 t，产油2 941.8 t，综合油汽比0.52，投产情况较老井有明显改善(表3)。

截至2013年12月，该区块平均吞吐生产3个周期，累计注气5.891×104t，累计采油1.398×104t，采出程度1.05%，阶段汽油比0.24，已取得较好的开发效果。