一種疊加汽竄影響的稠油剩余油潛力評價方法
——以井樓油田中區為例

費永濤，劉 寧，丁 勇，李 星，張輝松，劉士夢

（1.中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南鄭州 450048；2.中國石化河南油田分公司采油二廠，河南南陽 473400）

河南油田稠油油藏油層厚度薄，蒸汽吞吐轉換頻繁，自1987 年投入開發以來已達三十余年，目前主力開發單元吞吐達到20 個周期，大多數生產井已進入超高輪次蒸汽吞吐開發期，油井普遍呈現低能低產低效，亟待綜合調整改善開發效果。綜合調整的基礎是精準識別地下剩余油的潛力，但超高輪次蒸汽吞吐階段的汽竄程度加劇且已升級為面積汽竄，導致地下剩余油的賦存狀態日益復雜，增加了剩余油潛力評價的難度。而常規的剩余油潛力評價方法，如密閉取心法分析井點較少、成本較高，測井解釋法對于已吞吐的老井不適用，測試分析法只能定性識別縱向油層狀況，數值模擬法受模型精度影響大、調參繁瑣、計算時間長[1-2]，均難以滿足超高輪次蒸汽吞吐階段的需要，制約了稠油油藏綜合調整的研究與決策。探索一種適應超高輪次蒸汽吞吐階段的剩余油潛力評價方法，成為河南油田稠油開發亟待解決的問題。

1 油藏地質特征

河南油田稠油油藏主要分布在泌陽凹陷北部斜坡帶及凹陷西端，儲層具有多物源、沉積類型復雜的特點。北部斜坡帶西部為河流三角洲沉積體系，巖性以細砂巖為主；北部斜坡帶東部屬辮狀河三角洲沉積體系，巖性以含礫砂巖和中砂巖為主；凹陷西端的井樓油田南部屬扇三角洲沉積體系，巖性以礫巖、含礫砂巖和中砂巖為主。油層埋藏深度90.0～1 113.0 m，大部分為100.0～400.0 m；油層厚度5.0～15.0 m，純總厚度比（油層有效厚度與含油井段之比）為0.5～0.8，縱向上呈薄互層狀；原油密度0.943 5～0.962 8 g/cm3，油層溫度下的脫氣原油黏度3 070.00～80 000.00 mPa·s，稠油類型包括普通稠油Ⅱ類、特稠油和超稠油；儲層成巖程度低，巖心呈松散狀，孔隙度為28.0%～31.7%，滲透率為0.400～2.290 μm2，原始含油飽和度為61.1%～75.0%，屬于高孔、高滲儲層[2]。

2 不同開發階段汽竄對剩余油的影響

河南油田自1987 年薄層稠油蒸汽吞吐攻關成功后，井樓、古城等油田相繼投入開發。

1987—1995 年為基礎井網+常規蒸汽吞吐階段。井樓和古城油田等主力區塊以100 m×141 m正方形井網、100 m×100 m 六邊形井網為主，吞吐5～7 個周期后汽竄頻次增加，呈單邊竄、對角竄、“X”型交叉竄，剩余油基本上集中分布在井組內吞吐井間的汽竄帶旁側，基礎井網難以采出。1996—2008 年為加密井網+組合蒸汽吞吐階段。通過進一步縮小井距加密吞吐井網，實施面積式和井排部分重疊方式組合注汽，動用了吞吐井間以及汽竄帶之間的剩余油，但加密井吞吐6 個周期后（相當于老井12 個周期），受汽竄、油藏壓力、平面非均質性和邊底水等影響，剩余油在平面上分布零散化，主要集中在河道側翼及分流間灣處。2009—2015 年為局部井網調整+熱化學吞吐階段。通過在局部剩余油相對集中的區域部署少量調整井繼續常規吞吐，同時加大熱化學輔助蒸汽吞吐技術實施力度，剖面矛盾有所抑制，但隨著應用年限增加，被汽竄條帶分割的剩余油在平面上的分布更加零散，平面矛盾上升為主要矛盾。自2016 年進入超高輪次蒸汽吞吐階段。主力開發單元吞吐已達到20 個周期，面積汽竄頻發，網狀汽竄條帶加劇蒸汽無效循環程度，導致地下剩余油的賦存狀態更為復雜，剩余油認識難度更大[3]。

3 一種疊加汽竄影響剩余油潛力評價的方法

本次研究在原有常規剩余油潛力評價方法的基礎上，通過疊加汽竄的特征來約束剩余油的形態，形成了一種適用于超高輪次吞吐階段的疊加汽竄影響的剩余油潛力評價方法。一方面，先依據動態分析確定目標區的汽竄發生井、汽竄方向和頻次等信息，再結合油藏靜態地質參數和動態數據，定量計算出每一口蒸汽吞吐井的泄油半徑和井間汽竄通道寬度，并繪制出定量化的汽竄分布圖。另一方面，應用宏觀剩余油分布研究方法，確定出目標區的采出程度圖或“三場”（地層溫度場、含油飽和度場和地層應力場）分布圖。在上述兩個方面認識的基礎上，將汽竄分布圖與采出程度圖或“三場”分布圖相疊合，分析剩余油平面分布特征，建立井間剩余油分布模式，分類確定剩余油潛力區。

確定目標區的汽竄發生井、汽竄方向和頻次等信息，以及宏觀研究剩余油分布的方法已在實際研究中得以運用[4-6]，在此不做贅述。確定單井泄油半徑和井間汽竄通道寬度，是繪制出定量化汽竄分布圖的基礎，也是疊加汽竄影響的剩余油潛力評價的基礎。其中，泄油半徑（或面積）采用以井為中心的近似圓形模型定量表征，忽略平面非均質性和汽竄的影響。

由式（1）、（2）可推導出泄油半徑及泄油面積：

式中：R 為采出程度，%；r 為根據井網類型確定的理論最大波及半徑，m； 1r 為泄油半徑，m；S 為泄油面積，m2； ED為理論條件下的驅油效率，%； EZ為縱向波及系數，無量綱； EA為平面波及系數，無量綱。

汽竄通道寬度則采用等效法計算，忽略滲透率變化、注汽量熱損失的影響，假定未汽竄的單井累計產油增量等效為泄油面積增量，發生汽竄的兩井產油增量或減量等效為汽竄通道面積增量或減量，從而計算汽竄寬度。推導公式如下：

式中： SL為發生汽竄的a、b 兩口油井間汽竄通道面積增量或減量，m2； Sa為a 井泄油面積，m2； Sb為b 井泄油面積，m2；Sr為未汽竄時平均泄油面積，m2；L為汽竄寬度，m；d 為發生汽竄的兩口井之間的距離，m。

4 剩余油潛力評價實例

4.1 概況

以井樓油田中區為例，該區構造相對簡單，為一向東南傾伏的寬緩鼻狀構造，邊部發育9條正斷層，對油層的分布起一定控制作用。含油層分布在古近系核桃園組三段Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ四個油組，達40 個含油小層，含油井段長，分布零散，單砂體油層厚度為0.8～5.0 m，純總厚度比為0.5～0.8，縱向上呈薄互層狀。油層膠結松散，含油飽和度為65.0%～75.0%，孔隙度為25.3%～34.0%，滲透率為0.468～3.432 μm2，屬于高孔、高滲儲層，普通稠油、特稠油和超稠油在區內均有分布[7]。1989 年開始采用100 m×141 m 正方形井網蒸汽吞吐開發，后加密至井距70 m×100 m，2010 年開始熱化學蒸汽吞吐，2016 年底進入超高輪次蒸汽吞吐階段。

4.2 平面剩余油分布特征

經計算，井樓油田中區吞吐井的泄油半徑為8.0～42.0 m，井間汽竄通道寬度為13.0～35.0 m。采用油藏工程與數值模擬相結合的方法，確定了目標區高輪次蒸汽吞吐后的采出程度或“三場”分布狀況，以及平面剩余油分布特征。結果顯示：

（1）低井網控制區是剩余油富集區。受地面條件限制或過去對油層認識程度不夠，井網控制程度比較低的地區油層仍然保持原始狀態。

（2）井間、低采出程度區是剩余油富集區。井樓油田中區主要采用正方形井網，蒸汽吞吐后剩余油主要分布在4 口井中間或局部采出程度低的井（井組），但各井（井組）的剩余油富集差異較大。如Eh3Ⅳ2、Eh3Ⅳ9特稠油油藏，局部汽竄嚴重，平面上剩余油僅局部井間富集，連片性差；Eh3Ⅱ6超稠油油藏，汽竄少，剩余油富集，且平面上連片性好。

（3）沉積微相影響剩余油富集程度。不同沉積微相的非均質性表現迥異，其生產效果和汽竄特征也不盡相同，對剩余油的富集程度也會產生影響。如西部井區的Eh3Ⅳ2處于扇三角洲前緣水下分流河道主體部位，物性好，采出程度高，汽竄嚴重，剩余油連片性差；而河道側緣沉積微相均質性相對均好，汽竄次數明顯變少，剩余油呈連片分布。

4.3 井間剩余油分布模式

在平面剩余油分布特征研究的基礎上，總結了單井間剩余油分布模式（圖1）。

（1）井間熱不連通模式。該模式井間剩余油仍然保持原始狀態，其形成原因復雜，多為過早返層形成的長停井層、尚未射孔投產的井層、井況惡化的井層，地面障礙影響區、井間壓力平衡區、近剝蝕面的難動用區域等。

（2）井間熱連通模式。該模式主要受沉積微相、物性及井網控制，生產井井間受蒸汽的影響，發生了熱傳遞，吞吐效果較好。

（3）井間汽/水連通模式。該模式主要發生在井網完善程度高、吞吐輪次高、物性較好的區域，生產井井間汽竄嚴重導致汽連通，或者存水率高導致注入蒸汽頂推熱水，形成水連通，生產效果明顯變差。

4.4 剩余油潛力評價及特征

井樓油田中區主力層Eh3Ⅳ2剩余油潛力研究顯示，超高輪次蒸汽吞吐階段的剩余油潛力呈現出三種類型。

圖1 井間剩余油分布模式

Ⅰ類為低采高黏區。主要指由于過早返層形成的長停井層、尚未射孔投產的井層、套變竄槽等井況惡化及地面障礙影響、近剝蝕面等原因形成的連片井區。整體表現為油層溫度抬升幅度低，原油黏度和地層壓力下降幅度均較小，呈現低溫、高壓的特點；另外，剩余油飽和度較高，甚至處于原始含油飽和度狀況，采出程度普遍低于15%，在網狀高耗汽條帶之間較為發育，主要受控于井網完善程度和油藏非均質性，汽竄的影響較弱。

Ⅱ類為中采中黏區。該區域井網完善程度較好，其形成原因主要是超高輪次吞吐后局部井區網狀面積汽竄導致蒸汽偏流嚴重；另外，部分井組蒸汽吞吐已接近極限，在局部形成熱連通，致使油層溫度有所抬升，原油黏度和地層壓力均有一定幅度下降，采出程度多為15%～20%，剩余油的聚集主要受控于油藏非均質性和網狀面積汽竄。

Ⅲ類為高采低黏區。主要發育于井網完善程度較高，儲層物性和原油性質較好的主力層、段，包括因超高輪次吞吐形成連片熱連通的部分普通稠油油藏和吞吐已達到極限的部分特稠油油藏。區域內油層溫度抬升幅度、原油黏度和地層壓力下降幅度均較大，原油流動能力大幅度提升，剩余油飽和度相對較低，采出程度多為20%以上。

4.5 提高采收率的技術策略

針對井樓油田中區剩余油潛力評價結果和特征，提出了以剩余油開發的技術成熟度和經濟風險程度為基礎，突出問題導向，強化工藝配套，實施分類施策、精準優化、分步實施的技術策略。

第一步：井網立體調整增加Ⅰ類剩余油區域產能。針對過早返層形成的長停井層采取下返回采，進行二次吞吐；針對上部層位尚未射孔投產的井層適時上返，進行常規吞吐；針對套變、竄槽等井況惡化的井層開展修復利用，進行短周期吞吐；針對地面影響的區域開展定向側鉆，進行常規吞吐，特別是對于井間單一油層剩余油滯留區面積較大的區域，應用低成本高強度堵調工藝技術改善平剖面后，利用老井側鉆水平井、老井下返或上返予以動用；針對相鄰井間汽竄造成的平剖面剩余油滯留區，可以通過組合相鄰井利用汽竄通道形成仿短水平井、仿分支水平井，重新構建地下蒸汽流場，實施熱化學蒸汽吞吐，充分動用低采出區域[8-11]。另外，針對近剝蝕面的難動用區域，可以采取微生物吞吐方式逐步動用[12-13]。

第二步：吞吐組合升級改善Ⅱ類剩余油區域開發效果。針對局部網狀面積汽竄，蒸汽偏流嚴重的Ⅱ類剩余油區域，在配套長效低成本調剖技術的基礎上，通過組合應用化學輔助吞吐，升級改善開發效果；而針對蒸汽吞吐已接近極限，局部形成熱連通，剩余油相對富集在1～3 個井組的Ⅱ類剩余油區域，采取一注多采，控制和協調配汽，升級改善區域開發效果[14-15]。

第三步：開發方式轉換恢復Ⅲ類剩余油區域產能。已形成連片熱連通，原油流動能力提升的普通稠油油藏，特別是地層原油黏度降低到500.00 mPa·s的區域，通過注熱水，與井網協同恢復重構有效驅動流場，具有技術和經濟上的可行性[16-17]；吞吐已到極限，已經形成連片熱連通的特稠油油藏，油層溫度平均上升30 ℃，原油流動性明顯變好，但區域內的地層虧空嚴重，壓力水平低至20%，難以建立有效的剩余油驅動流場，可以利用現有井網，通過優化注入介質，配套高強度、大劑量、低成本調剖技術，填充地層虧空，提高有效蒸汽波及范圍，重新構建地下蒸汽流場，實施熱化學蒸汽驅[18-20]來提高剩余油產能。

5 結論

（1）河南稠油油藏在超高輪次蒸汽吞吐階段的剩余油賦存狀態復雜，分布主要受控于網狀面積汽竄，常規剩余油潛力評價的方法已不適用。

（2）在原有常規剩余油潛力評價方法的基礎上，通過疊加汽竄的特征來約束剩余油的形態，形成了一種疊加汽竄影響的超高輪次吞吐階段剩余油潛力評價方法。應用于井樓油田中區后，劃分出低采高黏、中采中黏、高采低黏三類剩余油潛力區域，并提出了相應的采收率提升的技術策略。