稠油油藏主力层动用状况评价及改善开发效果技术研究

2021-08-20吴晓谷晓亚周俊英田永林

商品与质量 2021年32期

吴晓谷晓亚周俊英田永林

河南油田采油二厂河南南阳 473400

稠油油藏主力层高周期吞吐后地层压力保持水平低、平面窜流严重、近井地带采出高、动态井网控制程度低，进一步扩大蒸汽有效波及体积难度大。由于缺乏对目前地下压力、温度和剩余油分布状况的精细认识，同时对地下稠油渗流状况认识不清，目前开发技术针对性不强，影响了主力层储量的有效动用，因此开展了稠油油藏主力层动用状况评价及改善开发效果技术研究。

1 研究区概况

1.1 油藏地质特点

井楼七区含油层位为古近系核桃园组Ⅲ-Ⅳ砂组，油层埋藏浅，主力油层Ⅳ2.3层，地面原油相对密度0.9047～0.9698mg／L，油层温度下脱气原油粘度164.1～10863.21mPa.S，属浅薄层普通稠油油藏。七区构造上处于高庄南鼻状构造的东翼。井楼七区含油范围内表现为一个由东南向西北平缓抬起的单斜构造，地层倾角11.2°，倾向98°～130°。区域内发育有①、②两条近东西走向的北倾正断层，两条断层对七区的油气聚集起着控制作用[1-2]。

1.2 开发简况

稠油主力层历经三个阶段，其中，1994-2001年为投产阶段；2002-2009年为井网完善阶段；2010年至今为经济递减阶段。目前平均吞吐周期高达15个，总井数626口，开井385口，日产液2686吨，日产油239.8吨，综合含水94.1%，单井日产油0.5吨，综合油汽比0.19。2010年以来开始大规模应用氮气辅助吞吐技术，有效周期仅5个左右，目前主力层呈现周期产油低、含水高、日产油低、油汽比低的三低一高现状。

2 存在问题

稠油主力层高周期吞吐后存在着地层压力保持水平低、平面窜流严重、近井地带采出高、动态井网控制程度低等问题，进一步扩大蒸汽有效波及体积难度大，导致目前的开发技术适应性不强，开发效果效益差。其中，研究区七区主力层Ⅳ1-3层目前主要存在以下几个问题：井下技术状况复杂，进一步动用难度加大；受岩性影响，出砂严重，多为细粉砂，治理难度大；井网较密，区域采出程度较高，吞吐效果逐渐变差，且汽窜日趋严重；东南部边水能量强，调剖治理效果较差[3]。

3 动用状况评价

热采主力油层动用储量1658.1万吨，采出程度22.0%，剩余储量1293.3万吨，其中受水淹影响无法动用储量161.7万吨，采出程度20.5%；受套损影响无法动用储量39.4万吨，采出程度16.8%；受剥蚀线安全风险无法动用储量20.1万吨，采出程度11.8%。

4 剩余油分布特征及潜力评价研究

对典型井区七区北开展油藏数值模拟及“三场”分布特征研究。

通过COMPONENTS模块定义油藏流体组分；通过ROCK-FLUID模块设置油藏的相渗曲线；通过INITIAL_SETTING模块输入油藏的参考温度、参考压力、油水界面深度等；通过WELL&RECURRENT模块完成井定义、射孔、动态数据导入及历史文件生成；最终完成七区北的完整地质模型[4]。

生产历史拟合结果表明：在定产液的工作制度下，区块累产液、累产油、累产水、累注蒸汽、累注氮的模拟误差均小于2%。单井生产动态历史拟合误差均小于5%，模型可靠

通过数值模拟研究了区域三场分布特征，结果表明：井间剩余油仍可高达50%以上，目前区块的平均含油饱和度由65%降至46%；区块压力保持水平约为原始地层压力的38%左右；区块平均温度由28.5℃增加到52.2℃，增加了23.7℃。

图1 研究区三场分布图（依次饱和度、压力、温度）

5 高周期吞吐后油层渗流状况研究

5.1 稠油渗流特征物理模拟实验研究

实验采用单管模型模拟均质地层，研究其在不同渗透率、不同注入流体温度以及不同饱和度条件下的采液指数，以建立产液能力与各变量参数之间函数关系。

（1）填砂管参数。填砂管内径：38mm；填砂管外径：50mm；填砂管长度：600mm。

（2）油样处理与测试。七区北油样；脱水，将原油样品先用孔径为0.045mm(325目)的不锈钢筛网在80℃下进行过滤，然后在原油脱水仪中120℃恒温2小时进行脱水，经过脱水处理滤油去除杂质，含水率以低于0.3%为合格。

（3）填砂管模型物性及实验运行参数。石英砂：40～80目；渗透率：1.25μm2、2μm2、2.75μm2、4.5μm2；实验温度：60°C、70°C、80°C、90°C、220°C；含水率：5%、10%、50%、95%；注入速度：2ml/min。

5.2 渗流特征实验结果及分析

实验结果表明：储层渗流能力随渗透率和注入流体温度增加而加；温度越高油相渗流能力越强，渗透率越大，油相渗流能力也越强（图2）。

图2 不同试验条件下的采液指数

5.3 吞吐后油层渗流状况研究

储层的渗流能力与地层渗透率、温度以及原油的黏度等参数相关，而采油指数可以综合反映了这些参数对其的影响，因此引入综合渗流能力函数来定量表征油层的流动能力。

由不同实验条件下的采液指数可以求得对应的采油指数，再根据折算系数换算为矿场条件下的流动能力。利用数理统计中的多元非线性回归，选取剩余油饱和度、渗透率等为自变量进行回归分析，得到适用于矿场实际的流动能力函数[5]。

最后基于七区北地质模型的地质静态情况和历史拟合结束后的油藏“三场”分布数值模拟结果，将建立的渗流能力函数加载到地质模型中，获得高吞吐周期后的油藏各小层渗流能力分布，并以此为基础指导后续转驱有利区的筛选工作。

图3 研究区主力层原油渗流能力分布图

6 高周期蒸汽吞吐优化技术研究

6.1 动态井网恢复及静态井网完善调整研究

通过大量现场试验印证，主力层回采、复产、修井等完善井网措施的潜力井层界限为：①采出程度小于30%；②油藏条件好、关停前单井吞吐仍有一定产能；③面积治理井网需要。通过梳理，研究期间通过回采、复产、修井等措施完善主力层动态井网97井次。

6.2 单井蒸汽吞吐技术优化研究

针对具有开发潜力的高采出程度井，可选择化学辅助吞吐，包括：氮气、氮气+降粘剂、氮气泡沫、氮气泡沫+降粘剂等。其中降粘剂浓度优选0.3wt%～0.5wt%，利用周期注汽量折算得到所需的降粘剂注入量；发泡剂浓度取0.5wt%，利用实际的周期注汽量折算得到所需的发泡剂注入量；氮气量可根据单井渗透率、有效厚度的不同，参照图版进行优化得到最佳的气汽比；注汽量则根据高周期后地层压力保持水平的不同，选取相应图版进行差值计算。

6.3 化学辅助面积组合蒸汽吞吐技术优化研究

面积注汽主要适用于一个或多个汽窜现象严重的井组，尽可能采取集中注汽，同时转抽开采，达到多井整体吞吐，减少汽窜的效果。研究期间以节点调剖堵窜，平面注氮补压，辅助驱剂提效，提速注汽扩容，均衡注采保效的技术思路为指导，开展了化学辅助面积组合吞吐技术优化，其中，低部位水淹井采取节点调剖措施；辅助治理井实施氮气辅助吞吐；特、超稠油井配套降粘、二氧化碳等化学剂提效；最佳注汽速度100～120t/d；组合内油井同注同采。

由于高周期吞吐后井组油井采出状况差异大，早期注汽强度、排液量等参数适应性变差。为进一步提升油汽比，改善区域面积治理效果，在数模结果的基础上，根据现场对不同压力保持状况、不同采出状况油井进行差异配注。针对采出程度低、压力保持水平高的油井，正常配注，扩大蒸汽有效波及范围；针对采出程度低、压力保持水平低，加大注汽量，提高区域地层压力，动用井间剩余油；采出程度高、压力保持水平高，减少注汽量，辅助治理、防窜；采出程度高、压力保持水平低，少注汽，不注汽，利用邻井住汽能量干扰增油。

7 高周期吞吐后转蒸汽驱技术优化

7.1 蒸汽驱油藏筛选分析

对比国内外外蒸汽驱筛选标准可以看出：七区北油藏除了有效厚度、储量系数两个参数略低于汽驱标准外，其他参数均满足蒸汽驱筛选条件。另外，根据调研，认为蒸汽驱潜力区筛选标准为fw≤90%且Jo≥4.59m3/(d.MPa)，通过对比图4可看出，研究区中部适合转驱。

所选蒸汽驱目标位于采出程度较低、储量丰度较高、剩余油渗流能力较强区域。潜力区范围内剩余油地质储量9.96万吨，平均剩余油饱和度为53%，平均地层温度已达到66.37℃，较初始温度增加37.87℃。

7.2 蒸汽驱技术政策界限优化

（1）井网井距优化。立足现有蒸汽吞吐井网，对筛选出的潜力区制定了反九点等五种不同类型转蒸汽驱井网，并分别进行数值模拟分析对比。对比转驱至OSRin=0.12、0.10的开发效果：反九点井网增油量和采出程度最高，因此推荐七区北蒸汽驱采用反九点井网进行开发。井网控制地质储量19.33万吨，吞吐阶段累采油6.02万吨，采出程度达30.04%。

（2）注采参数优化。通过开展数值模拟，确定研究区最优参数为：蒸汽干度为0.7，注汽强度2.4m3/（d.ha.m），采注比1.2，注汽方式推荐使用两个月注停的间歇汽驱，氮气泡沫气液比为2：1，段塞大小0.25PV。

（3）蒸汽驱最优方案。采用反九点井网，注汽井3口，生产井19口，注汽强度2.8t/（d.ha.m）、注汽干度0.7、采注比1.2，氮气泡沫辅助蒸汽驱，气液比为2：1，段塞大小0.25PVc，日配注汽149.39t，日配产液89.64t。预测转驱生产4.21a，瞬时油汽比低于0.12，阶段增油2.75×104t，采收率达50.64%，提高采收率20.54%，采取调剖方案后，采收率为54.93%，提高采收率24.8%。