天然水驱稀油油藏提高采收率技术对策研究

李福堂，辛春彦，吴 琼，李佳慧，王 博

（中国石油冀东油田分公司 勘探开发研究院，河北 唐山063000）

南堡陆地浅层油藏为边底水层状复杂断块油藏，含油层位为明化镇组和馆陶组，储层为河流相砂体，储层物性条件好。按照油品划分，南堡陆地浅层油藏类型包括稀油油藏和稠油油藏，其中稀油油藏地质储量占南堡陆地浅层总地质储量的60.9%。该类油藏具有边底水活跃，油藏断块小，含油面积小的地质特征，目前已进入特高含水阶段，采出程度低，标定采收率低。由于油藏含油面积小，难以形成规则驱替井网，且油藏天然能量充足，常用的聚合物驱、三元复合驱等驱替方式效果差，急需开展技术攻关探索适用的提高采收率方式。本文以高63⁃10断块NmⅡ4②小层为典型单元，针对油砂体含油面积小且天然能量充足的油藏地质特征，提出深部吞吐驱油方式，该技术立足于油井，能够兼顾提高油藏波及体积和驱油效率，具有规模小、投入低且调整灵活的技术优势。

1 先导试验区筛选

对南堡陆地浅层天然水驱稀油油藏砂体按开发单元、断块、井区、油组和层位进行归类，统计构造类型、含油面积、油柱高度、厚度、油品性质、水体类型、地层倾角、可采储量、井网井距等参数。按照井网条件分类，单井点或一排井的砂体地质储量占南堡陆地浅层稀油油藏总储量的46.0%，砂体数量占砂体总数量的72.7%；二排井以上砂体地质储量占总储量的54.0%，砂体数量占砂体总数量的27.3%。按照含油面积分类，含油面积大于0.2 km2的砂体地质储量占总储量的38.3%，砂体数量占砂体总数量的7.6%；含油面积小于等于0.2 km2的砂体地质储量占总储量的61.7%，砂体数量占砂体总数量的92.4%。考虑井网条件因素，选择单井点和一排井砂体仅能选择以单井为对象的驱替方式，考虑驱替方式优选应具有多样性，选择具有二排井及以上的砂体做试验区。考虑砂体含油面积因素，南堡陆地浅层天然水驱常规稀油油藏含油面积小于等于0.2 km2的砂体地质储量和数量所占总储量的61.7%，砂体数量占砂体总数量的92.4%，因此试验区应选取含油面积小于等于0.2 km2的砂体。综合考虑井网条件和砂体含油面积因素，选取符合两排井以上且含油面积小于等于0.2 km2的高63⁃10断块NmⅡ4②小层作为先导试验区，探索最优驱替方式。

高63⁃10断块NmⅡ4②小层为近东西向展布的断背斜构造，断块内主要发育两条近东西走向的南掉断层，地层整体北倾，倾角6°～10°。试验区储层为疏松砂岩，分布范围广，单砂层平均厚度6～8 m，平均孔隙度33.4%，平均渗透率2 432×10−3μm2，物性条件好，属特高孔高渗⁃高孔高渗储层。纵向上NmⅡ4②小层划分NmⅡ4②⁃S1和NmⅡ4②⁃S2两个砂体，砂体间夹层受河道下切影响发育不稳定。油藏储层孔喉值属大孔⁃中喉型，岩石润湿性为亲水，储层敏感性为弱速敏、弱水敏、无酸敏。高63⁃10断块NmⅡ4②小层属于层状边水构造油气藏，油气层分布范围广，厚度2～10 m，平均5.8 m，属正常温压系统，压力系数0.96，地层温度平均65℃，地温梯度3.01℃/（100 m）（见图1）。

图1 高63⁃10断块NmⅡ4②小层平面图Fig.1 Plan view of the small layer of Gao 63⁃10 fault block NmⅡ4②

2 剩余油定量评价研究

用理论公式法、室内实验法和数值模拟法等多方法协同手段研究天然水驱油藏特高含水阶段剩余油整体分布特征，利用数值模拟法在局部对剩余油按成因进行分类，对不同类型剩余油进行定量刻画，找出主要剩余油富集类型。

2.1 剩余油整体分布研究

剩余油研究方法很多，各种方法均有利弊，为提高剩余油研究精度，需用多方法综合分析[1⁃6]。用理论公式法和室内实验法研究剩余地质储量中可动油和不可动油所占比例，与数值模拟中可动油与不可动油所占比例关系相对比，核实模型计算准确性，用数值模拟法确定剩余油富集区，并用矿场统计方法验证数值模拟结果。

用地质储量、剩余地质储量和地质储量采出程度导出剩余油饱和度与原始含油饱和度及地质储量采出程度关系（见式1），计算油藏剩余油饱和度：

式中，Soi为原始含油饱和度，%；RD为地质储量采出程度；So为剩余油饱和度，%。

式（1）表明，地质储量采出程度越大，剩余油饱和度越小。高63⁃10断块NmⅡ4②小层地质储量采出程度为35.8%，对应剩余油饱和度为0.39。

密闭取心井尤其是开发中后期检查井是观察和检验层内剩余油分布的直接手段，检查井能够综合分析水驱开发油藏剩余油饱和度及驱油效率分布规律。统计代表油藏特征的密闭取心资料，验证平均剩余油饱和度与理论公式计算结果是否吻合，受正韵律储层影响，边底水沿高渗段波及，造成油藏底部中强水淹或特强水淹，油藏上部多为未水淹或弱水淹，驱油效率小于10%，剩余油分布于油藏顶部，厚度占整个油藏厚度的40%～50%。

精细油藏数值模拟是定量研究剩余油分布的重要方法，油藏数值模拟研究突出“精”“细”特点。“精”体现在拟合的高精度、后处理技术的高精度及动静态资料的高精度；“细”体现在地质模型平面上网格步长的进一步细化。统计高63⁃10断块NmⅡ4②小层的剩余油饱和度为0.39，与理论计算结果相符。

2.2 剩余油分类定量评价

剩余油富集程度差异由油藏分隔性造成，所谓油藏分隔性是指在陆相水驱油藏中由于低序级断层、夹层、物性差异及水动力等对储层中流体产生分隔作用，这使水驱波及程度差异较大，在局部剩余油富集地区形成滞留型剩余油，在水驱采出程度较高区域形成残留型剩余油。残留型剩余油主要是水驱波及到采不出的水驱残余油及水洗未淹区剩余油。滞留型剩余油按富集成因又分为四种不同富集类型：断层遮挡的构造高部位、油层顶部、井网不完善区域和水淹路径的绕流区滞留型剩余油。

（1）断层遮挡的构造高部位：受封闭性断层影响，流体运动和断层附近油藏构造幅度高两者综合作用使剩余油沿断层延伸方向富集在断层根部。

（2）油层顶部：受储层非均质性影响，正韵律储层，边底水作用于油层的中下部区域，造成油层顶部剩余油富集。

（3）井网不完善区域：生产井网不完善区域边底水和生产井之间存在波及差异，波及不到的区域形成滞留区，剩余油相对富集。

（4）水淹路径的绕流区：开发过程形成优势渗流通道，边底水沿优势渗流通道舌状推进，舌进区油井含水率上升很快，而未波及区域剩余油富集。

对高63⁃10断块NmⅡ4②小层剩余油进行定量评价，滞留型剩余油占比55.5%，残留型剩余油占比44.5%。滞留型剩余油主要分布在构造顶部和断层附近的构造高部位，这部分剩余油饱和度较高，接近原始含油饱和度，此类型剩余油占总量的52.6%。因此对于试验区剩余油挖潜方向既要扩大油藏波及体积，挖潜滞留型剩余油，还应兼顾提高驱油效率，挖潜残留型剩余油。

3 提高采收率技术对策研究

3.1 研究总体思路

南堡陆地浅层天然水驱常规稀油油藏特高含水开发阶段开发调整存在两个技术难点，一是砂体含油面积小，小于0.2 km2的砂体数量占92.4%，储量占61.7%，这决定油藏难以建立注采井网。目前国内外常用的聚合物驱、三元复合驱、CO2驱等提高采收率方式难以应用[7⁃12]。二是油藏天然能量充足且难以抑制，天然能量在油藏开发初期使油藏能量充足，油藏产量较高，开发效果较好，但当油藏进入开发中后期特别是特高含水开发阶段后，充足的天然能量会减弱聚合物、表面活性剂及其他注入体系浓度，天然能量由开发初期的“正能量”转化为特高含水阶段的“负能量”且难以抑制。因此需要探索一种规模小、投入低的提高采收率方式满足天然能量较强且含油面积小的油藏。

通过提高气体作用宽度和深度，提高气体波及体积，注入乳化驱油段塞兼顾提高油藏驱油效率。采用三个段塞注入，第一个段塞为气体段塞，目的是利用气体溶解和抽提能力降低原油黏度；第二个段塞为乳化驱油段塞，目的是注入具有强乳化性能的表面活性剂使其在油藏就地乳化封堵，提高作用宽度，增大波及系数，提高驱油效率；第三个段塞为封口段塞，目的是通过注入自聚集微球实现封堵，防止开井后第一、第二段塞直接返排，降低驱油段塞返排率。

3.2 先导试验方案研究

3.2.1 驱替方式优选 根据剩余油定量评价结果，在NmⅡ4②小层S1和S2两个单砂体剩余油富集区部署深部吞吐驱油井5口，观察井1口（见图2）。

图2 NmⅡ4②小层深部吞吐驱油井网部署Fig.2 Huff and puff flooding well pattern deployment diagram in the deep part of NmⅡ4②

通过室内实验研究筛选三个段塞的驱替介质。一是气体段塞优选：评价CO2、烃类气和N2的溶解膨胀原油能力和降低原油黏度能力。实验结果显示，当注气压力达到试验区地层压力20 MPa时，注CO2、烃类气和N2的地层原油膨胀系数分别为1.338、1.202和1.064，说明溶解膨胀原油能力由强到弱依次为CO2、烃类气、N2，注CO2、烃类气和N2的地层原油黏度由原始的4.84 mPa⋅s分别降低为0.64、1.02、2.81 mPa⋅s。从降低原油黏度能力评价看，烃类气略好于CO2，N2能力最差，综合优选CO2为吞吐气体介质[13⁃17]。二是乳化驱油段塞优选：综合考虑强乳化能力和低界面张力两项评价指标，采用质量分数分别为0.3%RA（甜菜碱）+0.1%AES（脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠）+0.05%WT⁃J80Z（微调助剂）。三是封堵段塞优选：注入交联膨胀颗粒和凝胶封堵近井地带大孔道。

3.2.2 开发技术政策优化 开展开发技术政策研究，论证焖井时间、吞吐半径、注入比例、注入组数、产液速度、堵剂浓度设计、注入顺序和注入轮次等注采参数[18⁃22]。评价不同注采参数对应的增油量和投入产出，经过论证，最终确定最优注采参数，即焖井时间20 d，吞吐半径40 m，段塞注入CO2与乳化驱油剂体积比例1∶1，段塞注入组数CO2⁃乳化驱油剂⁃堵剂2组交替注入，产液速度20 m3/d，注入顺序采用顶部井与腰部井同时注入，吞吐轮次3轮，堵剂浓度实施差异化设计，对处于水流通道上的井应增加堵剂浓度，折算单井注入量见表1。

表1 单井注入量Table 1 Single well injection volume

3.2.3 开发指标预测 实施深部吞吐后，试验区预计累积增油0.86×104t，油价50美元/桶，投入产出比为1∶1.51，有效改善该区块开发效果。

4 结论

（1）通过梳理南堡陆地浅层稀油油藏砂体地质油藏参数，依据含油面积和井网形式两个关键因素，筛选高63⁃10断块NmⅡ4②小层作为典型单元开展提高采收率先导试验方案研究，探索最优提高采收率方式。

（2）开展剩余油定量评价，合理划分剩余油类型，明确南堡陆地浅层稀油油藏特高含水阶段剩余油挖潜应同时兼顾扩大波及体积和提高驱油效率的技术方向。

（3）针对南堡陆地浅层稀油油藏砂体含油面积小和天然能量充足的油藏特征，针对性地提出深部吞吐驱油方式，设计气体段塞、乳化驱油剂段塞和堵剂段塞三段塞组合，具有实施规模小、投入低且易调整的优势。

（4）开展典型单元先导试验方案研究，优选驱替方式，优化注采参数，有效改善该区块开发效果。