一种叠加汽窜影响的稠油剩余油潜力评价方法<br/>——以井楼油田中区为例

一种叠加汽窜影响的稠油剩余油潜力评价方法
——以井楼油田中区为例

2020-04-25费永涛张辉松刘士梦

石油地质与工程 2020年1期

费永涛，刘宁，丁勇，李星，张辉松，刘士梦

（1.中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州 450048；2.中国石化河南油田分公司采油二厂，河南南阳 473400）

河南油田稠油油藏油层厚度薄，蒸汽吞吐转换频繁，自1987 年投入开发以来已达三十余年，目前主力开发单元吞吐达到20 个周期，大多数生产井已进入超高轮次蒸汽吞吐开发期，油井普遍呈现低能低产低效，亟待综合调整改善开发效果。综合调整的基础是精准识别地下剩余油的潜力，但超高轮次蒸汽吞吐阶段的汽窜程度加剧且已升级为面积汽窜，导致地下剩余油的赋存状态日益复杂，增加了剩余油潜力评价的难度。而常规的剩余油潜力评价方法，如密闭取心法分析井点较少、成本较高，测井解释法对于已吞吐的老井不适用，测试分析法只能定性识别纵向油层状况，数值模拟法受模型精度影响大、调参繁琐、计算时间长[1-2]，均难以满足超高轮次蒸汽吞吐阶段的需要，制约了稠油油藏综合调整的研究与决策。探索一种适应超高轮次蒸汽吞吐阶段的剩余油潜力评价方法，成为河南油田稠油开发亟待解决的问题。

1 油藏地质特征

河南油田稠油油藏主要分布在泌阳凹陷北部斜坡带及凹陷西端，储层具有多物源、沉积类型复杂的特点。北部斜坡带西部为河流三角洲沉积体系，岩性以细砂岩为主；北部斜坡带东部属辫状河三角洲沉积体系，岩性以含砾砂岩和中砂岩为主；凹陷西端的井楼油田南部属扇三角洲沉积体系，岩性以砾岩、含砾砂岩和中砂岩为主。油层埋藏深度90.0～1 113.0 m，大部分为100.0～400.0 m；油层厚度5.0～15.0 m，纯总厚度比（油层有效厚度与含油井段之比）为0.5～0.8，纵向上呈薄互层状；原油密度0.943 5～0.962 8 g/cm3，油层温度下的脱气原油黏度3 070.00～80 000.00 mPa·s，稠油类型包括普通稠油Ⅱ类、特稠油和超稠油；储层成岩程度低，岩心呈松散状，孔隙度为28.0%～31.7%，渗透率为0.400～2.290 μm2，原始含油饱和度为61.1%～75.0%，属于高孔、高渗储层[2]。

2 不同开发阶段汽窜对剩余油的影响

河南油田自1987 年薄层稠油蒸汽吞吐攻关成功后，井楼、古城等油田相继投入开发。

1987—1995 年为基础井网+常规蒸汽吞吐阶段。井楼和古城油田等主力区块以100 m×141 m正方形井网、100 m×100 m 六边形井网为主，吞吐5～7 个周期后汽窜频次增加，呈单边窜、对角窜、“X”型交叉窜，剩余油基本上集中分布在井组内吞吐井间的汽窜带旁侧，基础井网难以采出。1996—2008 年为加密井网+组合蒸汽吞吐阶段。通过进一步缩小井距加密吞吐井网，实施面积式和井排部分重叠方式组合注汽，动用了吞吐井间以及汽窜带之间的剩余油，但加密井吞吐6 个周期后（相当于老井12 个周期），受汽窜、油藏压力、平面非均质性和边底水等影响，剩余油在平面上分布零散化，主要集中在河道侧翼及分流间湾处。2009—2015 年为局部井网调整+热化学吞吐阶段。通过在局部剩余油相对集中的区域部署少量调整井继续常规吞吐，同时加大热化学辅助蒸汽吞吐技术实施力度，剖面矛盾有所抑制，但随着应用年限增加，被汽窜条带分割的剩余油在平面上的分布更加零散，平面矛盾上升为主要矛盾。自2016 年进入超高轮次蒸汽吞吐阶段。主力开发单元吞吐已达到20 个周期，面积汽窜频发，网状汽窜条带加剧蒸汽无效循环程度，导致地下剩余油的赋存状态更为复杂，剩余油认识难度更大[3]。

3 一种叠加汽窜影响剩余油潜力评价的方法

本次研究在原有常规剩余油潜力评价方法的基础上，通过叠加汽窜的特征来约束剩余油的形态，形成了一种适用于超高轮次吞吐阶段的叠加汽窜影响的剩余油潜力评价方法。一方面，先依据动态分析确定目标区的汽窜发生井、汽窜方向和频次等信息，再结合油藏静态地质参数和动态数据，定量计算出每一口蒸汽吞吐井的泄油半径和井间汽窜通道宽度，并绘制出定量化的汽窜分布图。另一方面，应用宏观剩余油分布研究方法，确定出目标区的采出程度图或“三场”（地层温度场、含油饱和度场和地层应力场）分布图。在上述两个方面认识的基础上，将汽窜分布图与采出程度图或“三场”分布图相叠合，分析剩余油平面分布特征，建立井间剩余油分布模式，分类确定剩余油潜力区。

确定目标区的汽窜发生井、汽窜方向和频次等信息，以及宏观研究剩余油分布的方法已在实际研究中得以运用[4-6]，在此不做赘述。确定单井泄油半径和井间汽窜通道宽度，是绘制出定量化汽窜分布图的基础，也是叠加汽窜影响的剩余油潜力评价的基础。其中，泄油半径（或面积）采用以井为中心的近似圆形模型定量表征，忽略平面非均质性和汽窜的影响。

由式（1）、（2）可推导出泄油半径及泄油面积：

式中：R 为采出程度，%；r 为根据井网类型确定的理论最大波及半径，m； 1r 为泄油半径，m；S 为泄油面积，m2； ED为理论条件下的驱油效率，%； EZ为纵向波及系数，无量纲； EA为平面波及系数，无量纲。

汽窜通道宽度则采用等效法计算，忽略渗透率变化、注汽量热损失的影响，假定未汽窜的单井累计产油增量等效为泄油面积增量，发生汽窜的两井产油增量或减量等效为汽窜通道面积增量或减量，从而计算汽窜宽度。推导公式如下：

式中： SL为发生汽窜的a、b 两口油井间汽窜通道面积增量或减量，m2； Sa为a 井泄油面积，m2； Sb为b 井泄油面积，m2；Sr为未汽窜时平均泄油面积，m2；L为汽窜宽度，m；d 为发生汽窜的两口井之间的距离，m。

4 剩余油潜力评价实例

4.1 概况

以井楼油田中区为例，该区构造相对简单，为一向东南倾伏的宽缓鼻状构造，边部发育9条正断层，对油层的分布起一定控制作用。含油层分布在古近系核桃园组三段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ四个油组，达40 个含油小层，含油井段长，分布零散，单砂体油层厚度为0.8～5.0 m，纯总厚度比为0.5～0.8，纵向上呈薄互层状。油层胶结松散，含油饱和度为65.0%～75.0%，孔隙度为25.3%～34.0%，渗透率为0.468～3.432 μm2，属于高孔、高渗储层，普通稠油、特稠油和超稠油在区内均有分布[7]。1989 年开始采用100 m×141 m 正方形井网蒸汽吞吐开发，后加密至井距70 m×100 m，2010 年开始热化学蒸汽吞吐，2016 年底进入超高轮次蒸汽吞吐阶段。

4.2 平面剩余油分布特征

经计算，井楼油田中区吞吐井的泄油半径为8.0～42.0 m，井间汽窜通道宽度为13.0～35.0 m。采用油藏工程与数值模拟相结合的方法，确定了目标区高轮次蒸汽吞吐后的采出程度或“三场”分布状况，以及平面剩余油分布特征。结果显示：

（1）低井网控制区是剩余油富集区。受地面条件限制或过去对油层认识程度不够，井网控制程度比较低的地区油层仍然保持原始状态。

（2）井间、低采出程度区是剩余油富集区。井楼油田中区主要采用正方形井网，蒸汽吞吐后剩余油主要分布在4 口井中间或局部采出程度低的井（井组），但各井（井组）的剩余油富集差异较大。如Eh3Ⅳ2、Eh3Ⅳ9特稠油油藏，局部汽窜严重，平面上剩余油仅局部井间富集，连片性差；Eh3Ⅱ6超稠油油藏，汽窜少，剩余油富集，且平面上连片性好。

（3）沉积微相影响剩余油富集程度。不同沉积微相的非均质性表现迥异，其生产效果和汽窜特征也不尽相同，对剩余油的富集程度也会产生影响。如西部井区的Eh3Ⅳ2处于扇三角洲前缘水下分流河道主体部位，物性好，采出程度高，汽窜严重，剩余油连片性差；而河道侧缘沉积微相均质性相对均好，汽窜次数明显变少，剩余油呈连片分布。

4.3 井间剩余油分布模式

在平面剩余油分布特征研究的基础上，总结了单井间剩余油分布模式（图1）。

（1）井间热不连通模式。该模式井间剩余油仍然保持原始状态，其形成原因复杂，多为过早返层形成的长停井层、尚未射孔投产的井层、井况恶化的井层，地面障碍影响区、井间压力平衡区、近剥蚀面的难动用区域等。

（2）井间热连通模式。该模式主要受沉积微相、物性及井网控制，生产井井间受蒸汽的影响，发生了热传递，吞吐效果较好。

（3）井间汽/水连通模式。该模式主要发生在井网完善程度高、吞吐轮次高、物性较好的区域，生产井井间汽窜严重导致汽连通，或者存水率高导致注入蒸汽顶推热水，形成水连通，生产效果明显变差。

4.4 剩余油潜力评价及特征

井楼油田中区主力层Eh3Ⅳ2剩余油潜力研究显示，超高轮次蒸汽吞吐阶段的剩余油潜力呈现出三种类型。

图1 井间剩余油分布模式

Ⅰ类为低采高黏区。主要指由于过早返层形成的长停井层、尚未射孔投产的井层、套变窜槽等井况恶化及地面障碍影响、近剥蚀面等原因形成的连片井区。整体表现为油层温度抬升幅度低，原油黏度和地层压力下降幅度均较小，呈现低温、高压的特点；另外，剩余油饱和度较高，甚至处于原始含油饱和度状况，采出程度普遍低于15%，在网状高耗汽条带之间较为发育，主要受控于井网完善程度和油藏非均质性，汽窜的影响较弱。

Ⅱ类为中采中黏区。该区域井网完善程度较好，其形成原因主要是超高轮次吞吐后局部井区网状面积汽窜导致蒸汽偏流严重；另外，部分井组蒸汽吞吐已接近极限，在局部形成热连通，致使油层温度有所抬升，原油黏度和地层压力均有一定幅度下降，采出程度多为15%～20%，剩余油的聚集主要受控于油藏非均质性和网状面积汽窜。

Ⅲ类为高采低黏区。主要发育于井网完善程度较高，储层物性和原油性质较好的主力层、段，包括因超高轮次吞吐形成连片热连通的部分普通稠油油藏和吞吐已达到极限的部分特稠油油藏。区域内油层温度抬升幅度、原油黏度和地层压力下降幅度均较大，原油流动能力大幅度提升，剩余油饱和度相对较低，采出程度多为20%以上。

4.5 提高采收率的技术策略

针对井楼油田中区剩余油潜力评价结果和特征，提出了以剩余油开发的技术成熟度和经济风险程度为基础，突出问题导向，强化工艺配套，实施分类施策、精准优化、分步实施的技术策略。

第一步：井网立体调整增加Ⅰ类剩余油区域产能。针对过早返层形成的长停井层采取下返回采，进行二次吞吐；针对上部层位尚未射孔投产的井层适时上返，进行常规吞吐；针对套变、窜槽等井况恶化的井层开展修复利用，进行短周期吞吐；针对地面影响的区域开展定向侧钻，进行常规吞吐，特别是对于井间单一油层剩余油滞留区面积较大的区域，应用低成本高强度堵调工艺技术改善平剖面后，利用老井侧钻水平井、老井下返或上返予以动用；针对相邻井间汽窜造成的平剖面剩余油滞留区，可以通过组合相邻井利用汽窜通道形成仿短水平井、仿分支水平井，重新构建地下蒸汽流场，实施热化学蒸汽吞吐，充分动用低采出区域[8-11]。另外，针对近剥蚀面的难动用区域，可以采取微生物吞吐方式逐步动用[12-13]。

第二步：吞吐组合升级改善Ⅱ类剩余油区域开发效果。针对局部网状面积汽窜，蒸汽偏流严重的Ⅱ类剩余油区域，在配套长效低成本调剖技术的基础上，通过组合应用化学辅助吞吐，升级改善开发效果；而针对蒸汽吞吐已接近极限，局部形成热连通，剩余油相对富集在1～3 个井组的Ⅱ类剩余油区域，采取一注多采，控制和协调配汽，升级改善区域开发效果[14-15]。

第三步：开发方式转换恢复Ⅲ类剩余油区域产能。已形成连片热连通，原油流动能力提升的普通稠油油藏，特别是地层原油黏度降低到500.00 mPa·s的区域，通过注热水，与井网协同恢复重构有效驱动流场，具有技术和经济上的可行性[16-17]；吞吐已到极限，已经形成连片热连通的特稠油油藏，油层温度平均上升30 ℃，原油流动性明显变好，但区域内的地层亏空严重，压力水平低至20%，难以建立有效的剩余油驱动流场，可以利用现有井网，通过优化注入介质，配套高强度、大剂量、低成本调剖技术，填充地层亏空，提高有效蒸汽波及范围，重新构建地下蒸汽流场，实施热化学蒸汽驱[18-20]来提高剩余油产能。