營13斷塊薄層邊底水稠油油藏開發技術及效果

蘆玉花，梁 偉，曾麗娟，蘇金長，朱大偉

（1.中國石化勝利油田分公司，山東東營257000；2.中海石油能源發展股份有限公司鉆采工程研究院）

1 營13斷塊基本情況

營13斷塊位于東辛油田西部，構造位置屬于濟陽坳陷東營凹陷中央隆起帶中段的東營穹隆背斜構造內，位于營8大斷層西部末端下降盤及營1斷層下降盤，是被兩條二級斷層夾持的地塹構造，三維地震覆蓋全區。該斷塊內部構造破碎，斷層極為發育，次級斷層將該斷塊分割為多個小斷塊。營13斷塊油水關系復雜，各含油斷塊區無統一的油水界面，每個小層各自成為一個獨立的油水系統，都有各自的油水界面；而同一小層在不同區塊，油水界面也不相同。根據常規巖心物性分析報告，儲層以塊狀砂巖、粗礫級砂巖為主，孔隙度平均為35.2%；滲透率平均為4 300×10-3μm2；原始含油飽和度平均為58%；泥質含量7%～45%，平均為20%，水敏性強。

營13斷塊區油藏為有邊底水的復雜斷塊稠油油藏，常規水驅開發產能較低，現有開發方式已無法滿足生產要求，因此開展了提高稠油油藏開發效果技術研究，以進一步提高區塊的整體開發效果。

2 實驗設備及用品

2.1 實驗設備

DV-III Ultra型旋轉流變儀（轉速0.10～250 r／min可調）；恒溫水浴鍋；CRZF-2 型蒸汽發生器；LC6000型制備高效液相色譜儀、蒸汽驅線性模型。

2.2 實驗用品

GWFP-1、GWFP-2（自制），KCl、FP-1、GDJD-04、GFP-2（工業品），二氧化碳、氮氣（工業品）。試驗用油樣取自營13塊試油井，地面原油密度0.9533 g／cm3，地面原油粘度5 711 mPa·s；試驗用水樣取自營13塊試油井，地層水水型為CaCl2型，總礦化度17 139 mg／L；試驗用巖心為室內填制人工巖心。

3 主要研究成果

3.1 熱采水平井開發技術

稠油油藏原油粘度大，使得開發過程中原油流動阻力大，流動壓差大，邊、底水侵嚴重。水平井技術能夠很大程度上減少這些開發中的不利因素，因此廣泛地應用于稠油油藏開發［1］。與直井相比，水平井能有效增大泄油面積，改善滲流條件，控制更多的地質儲量，提高儲量動用［2］；利用水平井開采，在相同采液量的情況下具有更低的采液強度，生產壓差較低，可改變邊水推進模式，抑制邊水舌進入侵，有效緩解油井含水上升速度；延長低、中含水采油期，從而獲得較高采收率和采油速度［3-4］。對于儲層較薄的油藏，水平井水平段大面積展布于油藏，注汽過程中油藏均勻受熱，最大程度的減少蓋、底層散熱，提高熱采效果。

根據區塊油藏靜態數據，應用數值模擬CMG軟件的STARS模塊建立了單井直井徑向模型、水平井模型，同時考慮與底水間有無隔層，分別預測了直井、水平井蒸汽吞吐的效果，數值模擬結果表明，對于薄層邊底水稠油油藏，水平井熱采開發效果要好于直井。

3.2 高溫儲層保護技術

該區塊泥質含量7%～45%，平均含量為20%，具有較強的敏感性因素，為此開展了高溫儲層保護技術研究。實驗方法：將防膨劑配制成質量分數5%的溶液，稱取3g鈉土放置于高溫密閉反應器中，分別加入上述防膨劑溶液50 mL 于反應器中，用玻璃棒充分攪勻，密封后于300℃高溫烘箱放置24 h。高溫加熱后冷卻到室溫后將防膨劑溶液倒出，對經過高溫處理后的防膨劑進行防膨性能評價（表1）。

表1 高溫300 ℃處理后不同防膨劑中的粘土膨脹結果

由表1可以看出，GWFP-1、GWFP-2、KCl防膨效果最好，防膨率都高于95%以上。

對防膨效果較好的GWFP-1、GWFP-2、KCl三種防膨劑進行耐水洗實驗，水洗實驗結果如表2。結果表明，盡管KCl的防膨率很高，但不耐水洗，水洗6次后防膨率由95.96%下降到75.23%，GWFP-1、GWFP-2水洗6 次后防膨率基本保持不變，且GWFP-1防膨率最高，因此選擇使用GWFP-1防膨劑進行地層預處理。

表2 高溫防膨劑的水洗實驗結果

3.3 高溫氮氣泡沫堵調技術

對于存在邊底水的油田稠油熱采來說，邊底水的侵入導致油井含水大幅度上升，邊底水的存在對稠油熱力開采帶來不同程度的影響，這種影響主要表現在邊水侵入和底水錐進［5］。

高溫氮氣泡沫堵調技術是稠油熱采井封堵封竄的有效技術［6-7］。通過室內高溫巖心流動裝置，研究巖心殘余油飽和度同泡沫阻力因子之間關系，結果見圖1。

圖1 殘余油飽和度同泡沫封堵壓差之間關系

實驗結果分析：當殘余油飽和度高于20%時，泡沫體系難于形成較高的封堵壓差；當殘余油飽和度低于20%時，體系的封堵壓差明顯增加。氮氣泡沫具有“堵大不堵小”及“堵水不堵油”的作用，封堵高含水高滲層段，實現蒸汽轉向動用高含油飽和度層段的目的，從而實現降水增油、提高邊水侵入油藏的開發效果。

3.4 二氧化碳輔助蒸汽吞吐提高采收率技術

利用CO2提高原油采收率已成為油田三次采油的一項重要手段。其主要途徑是通過原油體積膨脹和粘度降低的非混相驅和通過在油藏中析取原油中烴的混相效應［8-10］降低原油粘度。考察了蒸汽和不同氣體條件下的驅替效率，結果見表3。從表3可以看出，在注蒸汽（250 ℃）驅替的幾種方式中，注蒸汽＋CO2驅油效率最高，可提高采收率22.09%。

表3 不同驅替方式下的驅替效率

4 礦場試驗

4.1 工藝流程

下注汽管柱→環空氮氣隔熱→擠注液態CO2→擠注高溫防膨劑→注蒸汽伴注氮氣泡沫→燜井→下生產管桿生產。

4.2 實施效果

營13-P7B井于2010年8月23日下泵開抽，工作制度：φ70 mm 閥式泵下深1 011 m，沖程6.0 m，沖次1.5次／min。至2012年5月12日共生產628天，累計產液2 0678.6 t，累計產油4781.8 t，平均含水76.9%。峰值日液36.5 t，峰值日油17.1 t；目前日液31.9 t，日油4.4 t，生產情況良好。

營13-平7B 井現場試驗結果表明：采用熱復合化學水平井開采技術后，與營13塊常規生產（平均單井日油1.06 t，綜合含水91%）相比，產油量大幅度增加，含水降低，取得了明顯的增油降水效果，該技術可有效提高營13塊復雜斷塊薄層邊底水稠油油藏開發效果。

5 結論與認識

（1）對薄層邊底水稠油油藏，水平井蒸汽吞吐開發效果明顯要好于直井蒸汽吞吐。

（2）對于泥質含量高的營13斷塊優選的高溫防膨劑經過300 ℃高溫處理后防膨率為96.23%，且具有良好的耐水洗性能，可作為注汽前的地層預處理劑。

（3）高溫氮氣泡沫具有良好的油水選擇性和封堵性能，能有效抑制邊水突進和底水錐進；二氧化碳輔助蒸汽吞吐與單純蒸汽吞吐相比，可提高原油采收率22.09%。

（4）優化后的施工工藝流程，在營13-平7B井現場實施取得了良好的應用效果。

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