昌吉油田吉7井区稠油油藏注水开发原油黏度界限

谢建勇，石　彦，梁成钢，吴承美，罗鸿成，武建明

（中国石油新疆油田分公司准东采油厂，新疆阜康831511）

昌吉油田吉7井区稠油油藏注水开发原油黏度界限

谢建勇，石彦，梁成钢，吴承美，罗鸿成，武建明

（中国石油新疆油田分公司准东采油厂，新疆阜康831511）

由于经济和技术上的限制，深层稠油不适宜热采开发。国内一些稠油油藏采取常规注水开发，取得了较好的开发效果。如果原油黏度过大，水驱效果变差，当注水开发采收率低于经济极限时，就不再适合注水开发，因此原油黏度是决定能否进行注水开发的关键。准噶尔盆地昌吉油田吉7井区属于深层大型稠油油藏，埋藏深度大，原油黏度区间大。为确定注水开发稠油油藏原油黏度的界限，开展了现场注水开发试验和室内实验，确定了地层原油黏度小于2 470 mPa·s的油藏均可实施注水开发，为吉7井区深层稠油油藏较大规模地投入注水开发提供了科学依据。

准噶尔盆地；昌吉油田；吉7井区；深层稠油油藏；注水开发；原油黏度界限

目前国内外采用注水开发的稠油油藏原油黏度基本上都小于300 mPa·s，高于此原油黏度的油藏没有成功注水开发的先例，无现成的经验可以借鉴。准噶尔盆地昌吉油田吉7井区是2011年探明的一个大型稠油油藏，埋藏深，原油黏度范围大，具有较强的代表性，探索其注水开发原油黏度界限，对于类似油田的开发具有借鉴意义。吉008试验区是吉7井区第一个注水试验区，注水时间较长，采出程度较高，资料录取丰富，能够反映稠油油藏实际注水开发规律。

吉7井区为受断裂控制的构造油藏，含油面积25.36 km2，探明石油地质储量7 205.86×104t，油层埋藏深度1 317～1 836 m；储集层为二叠系梧桐沟组（P3wt）砂岩，平均孔隙度19.53%，平均渗透率80.8 mD；地层条件下原油黏度为40～3 000 mPa·s.

国内把埋深小于500 m的稠油油藏定义为浅层稠油油藏；600～900 m的稠油油藏定义为中深层稠油油藏；大于900 m的稠油油藏定义为深层稠油油藏。稠油开采目前仍以热采为主［1-5］，国外热采技术已成熟应用于500 m以内的浅层稠油油藏，国内在中深层稠油油藏开发中应用热采技术也取得较好的效果［6-7］。调研国内外深层稠油油藏的开发经验可知，注蒸汽、注天然气、注CO2、火烧油层等开发方式成本高，不能实现经济有效开发［8-10］，但采取常规注水的方式进行中深层稠油油藏开发［11-12］，却取得了较好的效果（表1）。国内外注水开发稠油油藏的原油黏度大多低于300 mPa·s，而昌吉油田吉7井区的原油黏度大多在500 mPa·s以上。2011年在吉7井区原油黏度500 mPa·s左右的区域内开展了注水开发试验［13］，取得了良好的效果，预计水驱采收率可达到20%以上。为进一步拓展注水开发的范围，室内对稠油驱油效率进行了评价，结合试验区开发指标，得出了吉7井区注水开发的原油黏度界限，为深层稠油油藏开发提供了可借鉴的经验。

表1　国内外稠油油田注水开发状况

1　注水试验区开发效果

1.1基本情况

为了研究深层稠油油藏注水开发的可行性，为后期整体开发确定合理的开发方式，2011年选择了吉7井区中部油层连通性好、井控程度高且周围完钻井试采效果好的吉008试验区（图1），作为注水开发试验区，为尽早获得注水开发的试验效果，采用了150 m井距反七点井网实施同步注水开发，部署采油井12口，注水井7口。油藏埋深1 575 m，油层平均厚度13.6 m，地层条件下原油黏度463 mPa·s，动用地质储量61.91×104t，单井控制储量5.16×104t.

图1　吉7井区二叠系梧桐沟组顶面构造

截至2015年5月，试验区12口油井合计产液63.6 t/d，其中产油38.3 t/d，综合含水率36.7%，采油速度2.0%，采出程度8.7%.7口注水井平均月注采比0.9，累计注采比1.1，累计亏空-0.13×104m3，存水率0.71，水驱指数0.69.

1.2开发效果

经过3年多的注水试验，吉008试验区取得了较好的开发效果，主要表现在以下几个方面。

（1）注水见效后产量递减率降低，含水基本稳定

注水开发后，油井见效明显，区块日产液量上升，由30 t上升到80 t左右并保持稳定，初期含水率快速上升，到40%后保持稳定，注水见效前折算年产量自然递减率43.2%，见效后降为-12.3%（图2）。

图2　吉008试验区开发曲线

（2）平面见效方向多，注水利用率高试验区平均见水时间为130 d，根据监测，在10口井见示踪剂，占总井数的83.3%，其中有8口井存在2个及2个以上的见效方向，平均注水推进速度为1.15 m/d，说明油井和注水井间注采连通程度相对较高，注入水平面驱替效果较好，受效方向多，平面矛盾不突出（图3）。

据示踪剂跟踪试验，平均单井回采率0.013 0%，井组平均累计回采率为0.044 5%，示踪剂并未通过主流通道大量产出，表明注水利用率较高，无效或低效循环水量较少，存水率大于70%.

（3）剖面动用程度高因为采用单层开发，剖面矛盾不突出，随着分注工作的开展，剖面动用程度不断提高，目前吉008试验区吸水剖面动用程度达到95.9%，产液剖面动用程度达到78.2%（表2）。

图3　吉008试验区示踪剂见剂方向示意

表2　吉008试验区吸水剖面纵向动用程度%

（4）压力保持程度高由于采取了同步注水的方式，井距小，见效快，目前注采比保持在1.0，累计注采比1.1，试验区压力保持程度为110%～120%，略高于原始地层压力（图4），油井保持了较好的生产能力，采液速度保持在3.7%，采油速度保持在2.0%.

图4　吉008试验区压力保持程度曲线

（5）预测水驱采收率较高从含水率与采出程度关系来看，试验区前期，2011年9月至2012年7月含水率上升快，采出程度为2.1%时含水率达到46%，2012年7月后，含水率略有下降，稳定在40%左右，2015年5月采出程度已达到8.7%，含水率仍然在40%左右，实际生产数据表明采收率至少可以达到20.0%（图5）。

图5　吉008试验区含水率与采出程度关系曲线

2　稠油油藏水驱试验效果

由于吉7井区原油黏度范围大，仅靠吉008试验区的矿场试验还不能完全代表整个吉7井区的注水开发效果，因此，对吉7井区不同黏度的原油进行了室内水驱油实验。参考吉7井区油层渗透率，实验采用渗透率为50 mD左右填砂管（直径3.8 cm，长度30 cm）。吉7井区地层原油黏度为40～3 000 mPa·s，高于3 000 mPa·s的原油用降低实验温度的方法进行实验，以获得稠油水驱的技术界限，为类似油藏提供借鉴。按照原油黏度由低到高的顺序进行水驱实验，观察随原油黏度的变化，水驱至含水率98%时的驱油效率。实验结果（表3）具有以下几个特点。

表3　不同黏度稠油水驱实验结果

（1）含水率上升趋势呈“凸”形即岩心驱替实验时，末端一旦见到注入水，含水率就开始快速上升［14］，含水率达到80%以后，上升速度减缓，不含水至含水率80%之间的阶段采出程度很低，主要驱油阶段在无水采油期和高含水期。原油黏度越高，无水采油期越短，含水率上升速度越快。原油黏度达3 398 mPa·s后，含水率呈波动式上升，即含水率在整体上升的趋势下有波动，推测是原油黏度超过3 398 mPa·s后水驱指进明显，推进很不均匀，形成多条“驱油线”，每条“驱油线”到达末端的时间有差异，因此出现了含水率的波动（图6）。

图6　不同原油黏度条件下含水率与驱油效率关系

（2）随原油黏度增大，驱油效率呈台阶式下降原油黏度为50～1 500 mPa·s时，驱油效率为44.4%～46.6%，变化不大，但黏度较高的原油需要注入更多的水才能达到类似的驱油效果（图7）。原油黏度由1 500 mPa·s上升到2 176 mPa·s，驱油效率降低了7.2%，在原油黏度为3 398 mPa·s时，驱油效率为30.9%，当原油黏度为8 300 mPa·s，驱油效率降至19.5%.

（3）随原油黏度增大，驱替压力升高（图8）从图8可看出，随着注入水体积倍数的增加，注入压力初期快速上升，后缓慢下降。随原油黏度增大，水驱启动压力、突破压力增大，当原油黏度升至3 398 mPa·s时，启动压力达到17.4 MPa，驱替变得十分困难，已不适合水驱。当原油黏度升至8 300 mPa·s时，启动压力更大，已达35.5 MPa，驱替更加困难。

图8　不同黏度原油水驱时注入压力与注入水体积倍数关系曲线

3　水驱稠油黏度界限确定

水驱采收率（ER）与体积波及系数（EV）和驱油效率（ED）有以下关系［15］：

确定了水驱采收率和体积波及系数，驱油效率就可计算出来［16］，再与实验数据对比，即可确定水驱油效率的界限。

（1）水驱采收率的确定经济评价结果表明，吉7井区水驱采收率达到15%即有较好的经济效益，因此将15%作为吉7井区稠油油藏水驱采收率的下限。

（2）体积波及系数的确定采用150 m井距反七点面积注水井网，纵向上分单层开发。吉7井区储集层分布稳定，可借用吉008试验区的数据，预测采收率20%，对应试验区（原油黏度500 mPa·s左右）的驱油效率为44.5%，计算体积波及系数为0.45.

（3）计算驱油效率由（1）式得ED=ER/EV，将已确定的各个参数代入（1）式中，得到ED=0.15/0.45=0.33.

从原油黏度与驱油效率关系曲线上（图9）可以得出，驱油效率为33%所对应的地层原油黏度为2 470 mPa·s，这就是注水开发稠油油藏的原油黏度界限，原油黏度小于2 470 mPa·s的稠油油藏均可采取水驱方式进行开发。在吉7井区，原油黏度小于2 470 mPa·s的储量占总储量的75.8%.

图9　驱油效率与原油黏度关系曲线

4　结论

（1）原油黏度小于500 mPa·s的稠油油藏采用注水开发可取得较好的开发效果，预测采收率达到20%以上。

（2）稠油油藏含水率上升呈“凸”形，则原油黏度升高，驱油效率下降，水驱启动压力升高，无水采收率降低。

（3）吉7井区地层原油黏度小于2 470 mPa·s的油藏可采用水驱方式经济有效地开发。

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Approach to Deep Heavy Oil Viscosity Limit by Waterflooding Process：A Case Study of Wellblock Ji⁃7 in Changji Oilfield，Junggar Basin

XIE Jianyong，SHI Yan，LIANG Chenggang，WU Chengmei，LUO Hongcheng，WU Jianming
（ZhundongProduction Plant，XinjiangOilfield Company，PetroChina，Fukang，Xinjiang 831511，China）

The thermal recovery process is not appropriate to deep heavy oil reservoir development due to economic and technical con⁃straints.Some domestic heavy oil reservoirs developed by conventional waterflooding process have achieved the better results.But with the crude oil viscosity increasing，the water flooding effect is getting worse and worse，and the recovery efficiency is lower than the related eco⁃nomic limit，this process is not suitable for such a reservoir.So viscosity is the key to determine whether such a reservoir is developed by waterflooding process or not.Wellblock Ji⁃7 in Changji oilfield of Junggar basin is a deep and large heavy oil reservoir with depth of 1 317～1 836 m and oil viscosity of 40～3 000 mPa·s.This paper makes field water floodingtest and lab experiment to determine the limit of oil vis⁃cosity suitable for waterflooding process.It is suggested that the reservoir with formation oil viscosity less than 2 470 mPa·s can be devel⁃oped by waterflooding process，which provides scientific basis for large⁃scale waterflooding development of Wellblock Ji⁃7 deep heavy oil reservoir.

Junggar basin；Changji oilfield；Ji⁃7 well area；deep heavy oil reservoir；waterflooding；oil viscosity limit

TE345

A

1001-3873（2015）06-0724-05

10.7657/XJPG20150616

2015-07-10

2015-08-20

谢建勇（1968-），男，广东梅县人，高级工程师，油气田开发，（Tel）0994-3832044（E-mail）xiejy@petrochina.com.cn.