冀东浅层高孔高渗油藏多段塞吞吐提高采收率技术

盖长城，王 淼，罗福全，刘阳平，高贺存

（中国石油冀东油田分公司勘探开发研究院，河北唐山 063004）

CO2吞吐技术控水增油机理主要为降低原油黏度，使原油体积膨胀、萃取、溶解气驱及酸化解堵等［1-2］。但仅依靠CO2气体段塞，难以实现特高孔特高渗油藏特高含水开发阶段持续扩大波及体积，提高油藏采收率。

高尚堡某断块某小层是南堡陆地浅层油藏典型单元，属于特高孔特高渗型储层，平均孔隙度30.4%，平均渗透率2 862×10-3µm2，油藏类型为层状边水构造油气藏，地层能量充足。在油藏开发过程中，受边底水能量充足、储层高孔高渗、非均质性强，以及后期采液强度大等综合作用，优势渗流通道发育。进入特高含水期后，注水、调驱、CO2吞吐等常规措施无效，目前该断块综合含水高，水驱潜力小，采油速度低，迫切需要改善开发效果，进一步提高采收率。

多段塞复合吞吐技术利用气体段塞溶解、抽提、降低原油黏度，乳化剂段塞乳化封堵扩大波及体积和提高驱油效率，堵剂段塞降低返排率的作用，提高油藏整体采收率，对解决高孔高渗小断块油藏提高采收率问题具有十分重要的作用。

1 潜力分析及挖潜对策

1.1 潜力分析

油田进入特高含水期后产量下降，确定剩余油分布成为提高采收率技术的关键［3-5］。在单砂体精细建模和历史拟合的基础上，利用油藏数值模拟方法研究了剩余油分布规律。

1.1.1 层内剩余油分布研究

受油层正韵律影响，纵向剩余油主要分布在各单砂体的顶部（见图1）。

图1 NmⅡ4②小层单砂体纵向剩余油分布

1.1.2 平面剩余油分布研究

应用数值模拟结果，通过再现油藏三维可视化水淹过程可以看出，其平面剩余油分布（见图2）具有以下规律：

图2 NmⅡ4②小层单砂体平面剩余油分布

（1）断层根部剩余油富集区，由于断层的封闭遮挡作用，水驱很难波及到油井与断层之间的区域，这种区域的储量动用比较困难，形成剩余油富集。

（2）构造高部位剩余油富集区，由于油水重力分异作用，构造高部位仍富集有剩余油。

（3）水流通道绕流区形成的剩余油富集，该区块经过多年开发，特别是水流通道发育区含油饱和度普遍较低，水流通道绕流区形成剩余油富集。

1.1.3 剩余油类型分类定量统计

根据剩余油分布规律，将剩余油分为残留型剩余油和滞留型剩余油两类。残留型剩余油为水驱已波及到的剩余油，滞留型剩余油为水驱未波及到的剩余油。

不同类型剩余油定量分类评价结果见表1，两个单砂体采出程度分别为35.7%，37.4%，残留型剩余油占比分别为36.1%，65.8%，滞留型剩余油占比分别为36.9%，34.2%。

1.2 挖潜对策

高尚堡某断块某小层油藏特点主要为油砂体含油面积小（单层0.2 km2），天然能量充足，剩余油类型为滞留型剩余油（55.5%）与残留型剩余油（44.5%）并存（见表1）。针对该类油藏特点，需采取立足油井，同时扩大波及体积，提高驱油效率的提高采收率技术。

表1 不同类型剩余油定量统计

多段塞吞吐技术是一项立足油井吞吐，不断提高气体作用宽度及深度，进一步提高气体波及体积，兼顾提高驱油效率的提高采收率技术。该技术采用气体+乳化剂+封堵三段塞设计，气体发挥溶解膨胀、降低原油黏度作用；乳化剂就地乳化封堵，提高气体在地层中的作用宽度，扩大气体波及体积，兼顾提高洗油效率；堵剂封堵优势渗流通道，降低气体返排率。

1.3 井网部署

根据多段塞吞吐技术立足油井，通过不断扩大波及体积，提高驱油效率来提高采收率的机理，吞吐井网应部署在剩余油富集区。通过对剩余油的分布规律研究以及分类定量评价，确定在剩余油富集区部署多段塞吞吐井5口，观察井1口（见图3）。

图3 井网部署

2 驱替方式优选

2.1 气体段塞筛选

常用的气体段塞主要有CO2、N2和烃类气，根据三种气体的增油机理对比其溶解作用、膨胀作用以及降黏作用［1-2］。

溶解膨胀原油能力CO2最强，烃类气其次，N2最差；降低原油黏度能力烃类气略好于CO2，N2最差。综合考虑优选CO2作为吞吐气体介质。

2.2 乳化剂段塞筛选

通过室内实验筛选出乳化能力强，适度低界面张力的表面活性剂［6-7］。对比不同时间段的乳化水率，看出化学剂ZZP 具有强乳化能力；对比不同时间段的界面张力，筛选出化学剂XXS 具有适度低界面张力（见图4）。综合考虑其乳化能力，对两种化学剂进行不同比例浓度复配，结果显示浓度为0.2%的ZZP与浓度为0.1%的XXS复配，乳化水率明显更高。因此，选择该复配体系为多段塞吞吐体系。

图4 乳化驱油剂段塞增油机理对比曲线

2.3 堵剂段塞筛选

通过室内实验，研发出具有自组装性、耐温性以及深部封堵性的自组装微球堵剂，以解决深部调剖剂注入性与封堵能力间的矛盾［8］。自组装微球在注入时成分散状态，当达到地层深部时自动形成集聚状态，可最大限度扩大注入范围，比常规颗粒型调剖体系具有更强的耐温性和封堵能力，可注入并作用至岩心深部，阻力系数较大（见图5、图6）。

图5 自组装微球堵剂耐温性曲线

图6 自组装微球堵剂注入性与封堵能力曲线

2.4 驱替方式优选

在注入介质筛选的基础上，通过室内实验、数值模拟和矿场试验开展驱替方式优选研究。

通过室内实验的方式开展CO2吞吐技术与多段塞吞吐技术提高采收率效果对比。选取两块非均质岩心，高渗层渗透率为800×10-3µm2，中渗层渗透率为500×10-3µm2，低渗层渗透率为200×10-3µm2，其中一块岩心通过水驱至高含水后，实施CO2吞吐；另一块岩心水驱至高含水后，实施多段塞吞吐技术，对比结果显示，多段塞吞吐技术提高采收率24.88%，比常规吞吐技术总采收率提高10.67%，措施效果最佳（见图7、图8）。

图7 CO2吞吐技术实施效果

图8 多段塞吞吐驱油技术实施效果

3 方案比选及技术政策优化

3.1 方案比选

利用Petrel 地质建模软件，建立该断块地质模型，采用角点网格系统划分网格，共划分了113×15×64=108 480 个网格，网格精度20×20×0.5 m。利用CMG 数值模拟软件，在历史拟合的基础上，建立5个提高采收率方案。

在保持每个段塞注入总量不变的情况下，对比CO2吞吐、CO2+堵剂吞吐、堵剂+CO2吞吐、多段塞吞吐技术提高采收率效果，结果见图9。从图9可以看出，CO2吞吐技术效果最差，多段塞吞吐技术效果最好。

图9 不同吞吐方式提高采收率效果对比

3.2 技术政策优化

在驱替方式论证的基础上，开展技术政策论证，论证参数包括吞吐半径、段塞设计、注入方式设计、焖井时间、产液速度、堵剂差异化设计、吞吐轮次设计、注入量差异化设计等，并在最优技术参数组合条件下，预测开发指标。

论证结果认为优化吞吐半径能够考虑油藏差异性，比优化吞吐注入量更为科学，论证吞吐半径40 m 时，效果最优。腰部与顶部同时实施可防止发生气窜，保持油藏压力平衡，吞吐效果最好。可适当提高水流通道处多段塞吞吐井的堵剂浓度，有效防止边水突进影响吞吐效果。

多段塞吞吐段塞注入方式分为连续注入和交替注入，连续注入是连续将CO2、乳化剂、微球堵剂三段塞的设计用量一次性注入；交替注入是将三段塞的设计用量等分为几组，每组段塞类型不变，分组进行注入，考虑到现场实施情况，交替注入组数以不超过3组为宜。

其主体段塞为CO2段塞和乳化剂段塞。综合考虑增油量与投入产出比，优选CO2与乳化剂的段塞比例为1：1。

开井后设计吞吐井产液速度20 m3/d，预计实施多段塞吞吐3 轮次，累积增油0.86×104t，提高采收率2.97%。

4 结论

（1）研究特高含水期油藏剩余油富集模式，并定量描述和评价剩余油是研究提高采收率技术的基础。

（2）针对油藏和剩余油分布特征依次开展提高采收率技术调研、物理模拟实验、数值模拟研究和经济评价，是行之有效的提高采收率技术筛选方法。

（3）确定浅层油藏提高采收率驱替技术为CO2气体段塞+强乳化剂段塞+微球堵剂段塞组合的“多段塞吞吐技术”。