趙凹油田泌304區淺層稠油油藏開發方案優化研究

夏銘輝，何曉川，馮智剛，胡 鵬

(中國石化河南油田分公司采油一廠,河南桐柏 474780)

趙凹油田泌304區淺層稠油油藏開發方案優化研究

夏銘輝，何曉川，馮智剛，胡 鵬

(中國石化河南油田分公司采油一廠,河南桐柏 474780)

趙凹油田泌304區屬于低滲砂礫巖稠油油藏，油藏埋深780～950 m，主力油層疊合含油面積1.06 km2。泌304淺層系各小層的平均孔隙度為8.09%，平均滲透率為11.41×10-3μm2，屬于低-特低孔、低-特低滲儲層，開發難度大，動用程度差。為改善開發效果，對射孔段、注汽參數、注汽組合、措施工藝等開發方案進行了優化，較好地解決開發中存在的主要問題，開發效果良好。

趙凹油田；泌304區；稠油開發；參數優化

1 油藏地質特征

泌陽凹陷是我國東部的一個中新生代富含油氣的小型斷陷，根據區域構造和沉積的差異，將該凹陷劃分為三個構造單元，即北部斜坡帶、中部深凹帶和南部陡坡帶。趙凹油田泌304區塊位于泌陽凹陷南部陡坡帶中段，處在由南東向北西傾沒的小型栗園斷鼻構造上，東北緊鄰凹陷生油中心，構造面積4.0 km2。泌304區分兩套系統進行開發，淺層系指核一段Ⅰ、Ⅱ油組，油藏埋深780～950 m，為層狀邊水稠油油藏；核一段Ⅲ油組以下儲層為稀油常規開采。趙凹油田泌304區淺層稠油分核一段Ⅰ、Ⅱ油組兩個層系，13個含油小層27個單層，單層有效厚度小于4 m，平均單個油砂體的含油面積為0.401 km2，疊加含油面積1.06 km2，地質儲量389.56×104t。泌304淺層系各小層的孔隙度為6.36%～9.73%，平均8.09%，滲透率為(6.3～23.92)×10-3μm2，平均為11.41×10-3μm2，屬于低-特低孔、低-特低滲儲層。

泌304區儲層屬近源水下扇沉積，具近源快速堆積特征，巖性粗，結構成熟度低，分選差，一般以中粗砂巖、含礫砂巖、砂礫巖和細砂巖為主，儲層非均質性較強，巖性主要以礫巖、中粗砂巖、含礫不等粒長石巖屑砂巖及砂礫巖為主。原油物性表現為脫氣原油性質，具有膠質、瀝青質含量較高的特點。縱向上從下到上，原油黏度、密度逐漸增大，含蠟量、凝固點逐漸減小，地面原油密度為0.93～0.97 g/cm3，地層溫度下脫氣原油黏度612.98～18 346 mPa·s[1]。

2 開發現狀及存在問題

2.1 油藏開發現狀

泌304區淺層稠油油藏孔、滲等各項物性指標均在稠油蒸汽吞吐開采篩選常規標準以下，開發難度大。方案部署結果：采用直井井型、逐層上返、蒸汽吞吐開發方式，采用140 m井距正方形井網共部署開發井13口(圖1)，單井設計注汽速度100～120 t/d，單井注汽壓力12～19 MPa，單井第一周期注汽量300～1 200 t，單井配產液量10～30 t/d，預期第一周期總注汽量8 600 t，總日配液153 t，周期總產油量4 700 t。實際投產后，13口新井第一周期單井注汽速度33～98 t/d，單井注汽壓力16.5～19.8 MPa，單井注汽量148.8～1 476 t，單井產液量2.7～14 t/d，總注汽量4 253.3 t，總日產液79.2 t，周期總產油量2 850.4 t，周期產水2376 m3，各項開發指標均低于方案預期。

2.2 存在的主要問題

為了提高該區的開發效果，能達到方案預期效果，根據泌304區淺層稠油的地質條件，結合目前開發現狀，通過儲層流體在低孔低滲多孔介質中流動特性及各項參數室內實驗結果與數模結果的對比分析，總結了目前該區稠油開發中存在的主要問題。

(1)區內夾層發育，注汽熱損失較大。該區淺層稠油油藏儲層薄，泥巖夾層發育，室內實驗結果表明，夾層熱容量為油層的1/3。而原方案的射孔方案將儲層中的夾層全部射開生產，不利于降低夾層的熱量損失。例如該區塊老井安4121井射孔未采取避射泥巖夾層措施，熱量損失較大，在4輪次吞吐過后注汽效果大幅下降(圖2)。

圖1 泌304區(H1Ⅱ1)淺層稠油開發井位

圖2 安4121井生產變化趨勢

(2)周期注汽量較大，熱利用率較低。該區油層物性差，注汽速度和采油速度低，回采水率低。但原方案參照其它區塊經驗每輪次配注100 t/m，注汽量較大，不可避免導致下一輪次注汽時較大部分熱量用來加熱前緣冷凝水，不能有效加熱地層內原油。

(3)蒸汽發生器的能力與井的吸汽能力不匹配。該區油層物性差，單井吸汽量一般為4～6 t/h；而目前使用的鍋爐最小排量為11.3 t/h、最高壓力為21 MPa。但原方案設計的是單爐對單井注汽，在注汽過程中，不可避免地因鍋爐憋壓過高頻繁出現自動放空現象，導致注汽效果大幅度下降。

(4)注汽速度低，熱損失大。該區儲層低孔低滲且水敏性強，注汽過程冷凝水對儲層的傷害率高達42.5%(數模結果)，進一步降低了油層的吸汽能力，導致注汽速度進一步降低，熱損失進一步擴大，井底蒸汽干度接近0，基本為高溫水，造成1～2吞吐周期注氣效果差，加熱半徑小，回吐率低。要提高注汽開發效果，必須想辦法提高注汽速度。

3 優化方案設計

根據開發過程中存在的主要問題，在實施過程中，對以下幾個方面進行了優化：優化射孔段長度，減少泥巖夾層影響；優化注汽參數，減少無效注汽；采取組合注汽方式，滿足地面設備運轉需求；采取壓裂、防膨等工藝措施，提高注汽速度。

3.1 射孔段優化

在2012年實施的13口新井中，分兩次投產，第一批6口井優化4口，后續7口井均采用避射泥巖夾層的方式投產(表1)。避射后，蒸汽沿夾層的熱量擴散相對減少，降低了熱量在夾層的損失。

表1 方案優化射孔井段統計

3.2 注汽參數優選

根據數值模擬結果，注汽強度、注汽速度、注汽遞增率存在一個優選組合值，注汽參數優化后，注汽強度由100 t/m調整至80 t/m，注汽速度由10 t/h調整至4～5 t/h，之后注汽量按每輪次10%～15%遞增，5輪次后不再遞增[2]。

3.3 組合注汽優化

組合注汽遵循以下原則：一是同層組合，所有的其它措施都必須在此原則下進行；二是同層新井老井分開組合注汽；三是選擇孔隙度、滲透率、原油性質相近，沉積處于同一相帶的井組合注汽，注入量實行單井控制。根據上述原則，依據鍋爐生產合格蒸汽的能力和各井的吸汽能力，組合2～3口井用一臺鍋爐同時注汽。第一輪次注汽組合優化結果：第1組注汽組合為安4122、安4123、安4124井3井組合注汽，第2組注汽組合為安4126、安4127、安4128井3井組合注汽，第3組注汽組合為安4130、安4131、安4134井3井組合注汽，第4組注汽組合為安4129、安4132、安4135井3井組合注汽(如圖3所示，圖中圓圈為各注汽組合區域)。之后注汽組合根據轉輪次前生產情況，結合區域注汽原則決定。

3.4 提高注汽速度的主要工藝措施

3.4.1 儲層壓裂改造

數值模擬結果顯示，壓裂改造可大幅度提高注汽速度，增加蒸汽波及體積，提高蒸汽吞吐效果。無裂縫存在時，相同物性油藏隨著吞吐輪次的增加，加熱范圍明顯增大，首輪加熱范圍小且加熱范圍溫度也較低；有裂縫存在時蒸汽吞吐的加熱范圍不呈現圓形特征，而是沿裂縫方向呈對稱的橢圓狀；在相同的滲透率和原油黏度條件下，壓裂后的加熱半徑比壓裂前的加熱半徑大，說明壓裂后有助于增注，可顯著提高開采效果。儲層經壓裂改造后(模擬裂縫半縫長75 m)，第5周期加熱半徑可增加5～7 m。蒸汽波及體積的增加有利于低滲井層的有效開發[3]。

圖3 泌304區淺層(H1Ⅱ1)稠油注汽組合示意

安4122井儲層條件差，孔隙度5.83%～8.9%，滲透率(1～4)×10-3μm2，在投產時采取了儲層改造措施投產，由于該區隔層較薄，需控制壓裂規模，因此，在具體實施時采用了擠壓充填方式，壓裂規模較小。壓裂后該口井階段綜合油汽比為0.42(表2)。目前該區有3口井采取了儲層改造措施，均為特低孔特低滲儲層，壓裂后生產均達到預期的效果[4]。

3.4.2 儲層防膨處理

泌304區儲層以泥質膠結為主，蒙脫石含量為60%～74%，平均64.7%，水敏性較強，室內實驗結果表明，該區地層水敏性強，地層填充物膨脹，地層有效滲透率降低，致使注氣壓力增高，嚴重影響吞吐效果。注汽前對地層實施防膨處理后，提高了儲層有效滲透率保持率，注入壓力大幅度下降。例如安4123井投產層段H1Ⅱ91-2、101-2，注入防膨劑、降黏劑后，注入壓力逐漸由18 MPa下降至13 MPa。該區塊后續注汽均采取注汽前對地層實施防膨處理[5-6]。

表2 安4122井注采情況統計(截至2013年12月)

4 實施效果

2012年7月后的13口新井按照優化方案投產。在生產過程中新、老井注汽前均采取防膨措施，部分新井投產采取擠壓充填防砂措施，所有新、老井均采用按區域或投產進度搭配組合注汽，12口新井中10口射孔段進行了避射泥巖段優化，同時優化注汽量，減少無效注汽3 200 t。通過以上多種措施的綜合運用，新井產量達到預期的目標，新井第一周期井均產油237.5 t，取得了較好的技術經濟效果。新井自2012年投產至2013年底，累計注汽5 645.1 t，產油2 941.8 t，綜合油汽比0.52，投產情況較老井有明顯改善(表3)。

截至2013年12月，該區塊平均吞吐生產3個周期，累計注氣5.891×104t，累計采油1.398×104t，采出程度1.05%，階段汽油比0.24，已取得較好的開發效果。

表3 泌304淺層稠油新老井前2個周期情況對比

5 結論與認識

趙凹油田泌304區淺層稠油區塊為強水敏的低孔低滲砂礫巖稠油藏，采用優化開發方案后，目前達到較好的開發效果。

(1)避射泥巖夾層可有效提高注入蒸汽熱利用率，減少無效注汽；

(2)組合注汽可有效提高注汽效果，一方面可以防止相鄰井過早汽竄，另一方面可有效利用注汽熱量，不會造成嚴重偏注，可使設備安全有效運行；

(3)儲層改造是有效提高注汽效果、提高產量的措施手段；對地層進行防膨處理，可有效降低水敏影響，降低注汽壓力，提高注汽吞吐效果。

[1] 邵先杰，湯達禎，樊中海，等．河南油田淺薄層稠油開發技術試驗研究[J]．石油學報，2004，25(2)：74-79．

[2] 黃志剛.河南趙凹油田泌304區稠油蒸汽吞吐合理參數研究與運用[J].石油天然氣學報，2012，34(2)：263-266．

[3] 顧浩，劉慧卿.低滲稠油油藏蒸汽吞吐注采參數優化設計及圖版制作[J].科學技術與工程,2013,13(27)：7960-7964.

[4] 魏躍進，申景鋒，王海軍．端部脫砂壓裂技術在低滲透油藏改造中的應用[J]．石油鉆采工藝，2007，29(7)：45-58．

[5] 司玉梅，劉洪濤，張艷麗，等.趙凹油田泌304井區淺層系儲層敏感性評價[J].石油地質與工程，2013，27(1)：128-130.

[6] 尹祥翔，蔣明.砂礫巖稠油油藏蒸汽吞吐防縮膨技術研究[J].新疆石油天然氣，2013，9(3)：66-71.

編輯：吳官生

1673-8217(2015)03-0087-04

2014-11-20

夏銘輝，1988年生，2010年畢業于長江大學，現從事石油地質開發研究工作。

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