深層稠油油藏Ι-2型普通稠油水驅油可行性評價

王厲強 董明 許學健

摘 ? ? ?要：泌276斷塊深層I-2型普通稠油油藏采用天然能量開發效果較差，急需轉換開發方式。由于深層稠油采用熱采開發工藝技術難度大且經濟效益較差，因此可行性不高。一些深層稠油油藏采取常規注水開發方式的效果較好，但原油黏度基本都小于300 mPa·s。原油黏度介于300～500 MPa·s之間的Ⅰ-2類普通稠油的注水開發可供借鑒的經驗不多。為論證注水開發可行性，開展了水驅油效率室內評價實驗，并通過類比法確定了注水開發的驅油效率下限。結果表明，工區注水開發的驅油效率下限為28%，由于水驅油實驗0.5PV之后的驅油效率均大于30%，且儲層物性、流體屬性等與鄰區轉水驅效果較好的王9斷塊類似，因此可以認為，注水開發可取得較好的開發效果，天然能量轉注水開發是可行的。

關 ?鍵 ?詞：泌276斷塊;I-2型普通稠油;深層稠油油藏;注水開發;驅油效率界限

中圖分類號：TE345 ? ? ? ?文獻標識碼： A ? ? ?文章編號： 1671-0460（2020）05-0927-04

Abstract：The natural energy development effect of the deep I-2 normal heavy oil reservoir is poor， and it is urgent to change the development mode. Because the deep heavy oil production is difficult by using thermal recovery technology and the economic benefit is poor， the feasibility is not high. Some deep heavy oil reservoirs have good development effect by using conventional water flooding， but crude oil viscosity is less than 300 mPa·s. Waterflooding for I-2 ordinary heavy oil with the viscosity of 300～500 mPa·s don't have much reference experience. In order to prove the feasibility of water flooding， an evaluation experiment of water drive efficiency was carried out in the laboratory， and the lower limit of oil displacement efficiency was determined by analogy method. The results showed that lower limit of oil displacement efficiency by water flooding was 28%， because the displacement efficiency of experiment were greater than 30% after 0.5 PV， and the reservoir physical properties， fluid properties and so on were similar to the adjacent regions Wang 9 block， water flooding effect of which was good. So the water injection development can achieve better effect， and is feasible.

Key words： Block 276; I-2 normal heavy oil; Deep heavy oil reservoir; Water flooding development; Oil displacement efficiency limit

泌276斷塊為斷層—巖性圈閉油藏。平面上含油面積小，縱向上儲層疊合程度高，平均孔隙度20.9%，滲透率0.286～1.534 μm2，屬于中孔中高滲性油藏。油藏埋深集中在1 000～1 300 m之間，屬深層稠油油藏。油層溫度下脫氣黏度150～1 704 MPa·s，屬于Ⅰ-2類普通稠油。泌276斷塊天然能量較低，井網不完善，采用天然能量開發，產能持續下降，穩產難度較大，開采效果很差。急需對該斷塊后續的合理開發方式進行論證。

國內外目前稠油開采仍以熱采為主，輔以化學驅[1-8]。通過對國內外900 m以上的稠油油藏開發方式（表1）研究發現，天然氣驅、蒸汽驅、火燒油層以及二氧化碳驅等驅替方法投入多，難以實現有效的經濟開發[9-11]，顯然在低油價環境下，不宜采用。而采取常規注水開發方式的效果較好，但原油黏度大部分都小于300 mPa·s，大于300 mPa·s的Ⅰ-2型普通稠油注水開發可供借鑒的經驗不多[12，13]，探索此類稠油油藏合理的低成本開發方式有重要的現實意義。

為準確落實泌276斷塊稠油注水開發方式的可行性，本次研究首先開展室內稠油水驅油驅油效率實驗評價，并進一步結合水驅油效率下限和鄰區類比研究，綜合論證注水開發的可行性，為深層稠油油藏注水開發提供更多可供借鑒的經驗。

1 ?Ⅰ-2型普通稠油注水實驗

1.1 ?實驗目的

根據黏溫曲線的測定結果，由于泌276-7原油的黏溫反常點在40～50 ℃之間，因此結合油藏地溫和現場實施的條件，后續實驗溫度均設定為50 ℃。本部分的實驗目的是，開展低黏度稠油50 ℃時不同驅替倍數（至98%含水率以上）的含水變化規律、驅油效率評價。

1.2 ?實驗方案

實驗所用的巖心為人造巖心，其氣測滲透率分別為0.475、1.053 ?m2。選取不同的驅替速度：0.3、0.4、0.5、0.75、1.0 mL/min;變速驅替速度：0.3～1.0 mL/min，設計水驅油實驗對比方案，研究采出程度和注水壓力、驅替倍數等參數的相互關系。采用的行業標準是SY/T 6315-2006（高溫條件下，稠油油藏相對滲透率及洗油效率測定方法）[14，15]。

1.3 ?實驗儀器及實驗條件

（1）實驗所用主要儀器

①壓力傳感儀器;②平流泵;③真空泵;④標準數字壓力儀表;⑤恒溫試驗箱;⑥電子天平（高精度）;⑦磁力攪拌器;⑧其他組件：中間容器、各類閥門、尼龍管道、死堵、三通、四通等。

（2）巖心樣品制備

根據泌276斷塊儲層粒徑資料，選取相似粒徑制作完成氣體滲透率為（475～490）×10-3μm2的人造巖心9塊（其中2塊備用）;（1 000～1 500）×10-3μm2的人造巖心3塊（其中2塊備用），見表2，圖1。

（3）實驗用注入水

現場注入水的礦化度是5 003 mg/L，含有一定的雜質，在經過0.2 ?m的微孔過濾之后作為實驗中的驅替水。

（4）實驗用原油預處理

根據泌276-7井所取原油室內分析，50 ℃條件下原油黏度為380 MPa·s。實驗室對原油進行脫水、除雜質等預處理，用于后期物理模擬評價實驗。

（5）準備實驗用驅替設備

實驗的所需設備是通過物理模擬評價得出的，采用HDQT-2006高溫高壓多功能巖心驅替系統進行實驗，模擬多種驅替方案。

1.4 ?實驗步驟

（1）按照圖2所示將所有設備安裝在一起，連接巖心并將其出口，入口全部關閉，將泵啟動，氣體從管道中全部排出，泵關閉。

（2）恒溫箱的溫度保持在50 ℃左右。

（3）連接真空泵與實驗用的人造巖心，在負壓作用下抽空4 h左右，然后將此巖心飽和地層水，測定液測滲透率，確定巖心的孔隙體積，計算巖心的孔隙度。

（4）巖心保持恒溫12 h以上，確定液測滲透率，液體采用地層水。

（5）按實驗過程把氣瓶、盛有原油的容器和飽和水的巖心連接起來，將油注入飽和水的巖心中，即用油驅水。同時巖心中流出的液體全部盛入量筒中，當巖心中沒有水流出時，關閉氣瓶，對量筒中水的量讀數，用以計算初始含油飽和度，并測試束縛水下的油相滲透率。

（6）根據方案的要求，巖心進行水驅油實驗，排出的液體被收集在試管中，油量、水量、液量和壓力差每半小時記錄一次，直至達到設計的孔體積倍數。計算采出程度，巖心含水率。

1.5 ?實驗結果及分析

在溫度為50℃的條件下，用非穩態恒速驅替法做水驅油實驗，所用巖心的氣測滲透率分別為0.475、1.053 ?m2。選取不同的驅替速度：0.3、0.4、0.5、0.75、1.0 mL/min;變速驅替速度：0.3～1.0 mL/min，設計水驅油實驗對比方案，選取水驅壓力、水驅倍數、采油量等進行對比分析，研究含水率、洗油效率及采收率的變化規律。實驗參數和結果見表3、圖3-5。

從實驗數據對比分析可知：

（1）對比不同驅替速度下，水驅油效率隨驅替倍數的變化曲線，可以看出當0.2PV驅替倍數時，低恒速驅替（0.3～0.5 mL/min）的驅油效率比高恒速驅替（0.75～1.0 mL/min）的驅油效率高出約5.0%。因此，在恒速驅替條件下，低速驅替更有利于水驅前沿形成活塞式驅替;而高速的驅替則容易造成水驅前沿的指進突進（圖3）。

（2）對比變速驅替與恒速驅替水驅油效率變化曲線，可以看出，注水初期由于采用低速開采（0.3 mL/min），有利于形成準活塞驅，對應的驅油效率較高;隨著驅替速度的提升，驅替壓力隨之增加，前期未波及區域中的部分原油被驅替出來，使得驅油效率逐漸提高。從最終驅油效率對比來看，變速驅替的水驅油效率與0.5 mL/min速度下相似（圖3）。

（3）中滲、高滲或者低速和高速注入，洗油效率與注水倍數的變化規律類似，在孔隙體積的注水倍數不斷加大時，洗油效率相應增大，含水率會迅速增大，之后波動幅度逐漸減小并保持平穩（圖4）。

（4）對比相同驅替速度（0.5 mL/min），從水驅油效率隨驅替倍數的變化曲線可以看出，當驅替倍數較低（小于0.40 PV）時，低滲透巖心介質（300～400 mD）的驅油效率要高于高滲透巖心介質（1 000～1 500 mD）;但隨著水驅的持續進行，高滲透率巖心介質中孔隙結構較好的優勢逐漸顯現，更多的孔隙通道參與流動，使得高滲透率巖心介質（1 000～1 500 mD）較低滲透巖心介質（300～500 mD）最終水驅油效率要高出2%左右（圖5）。

2 ?水驅稠油開發洗油效率下限

由公式（1）可知[16]，通過類比法確定水驅采收率下限和體積波及系數，可以計算出洗油效率下限[17]，并與實驗結果對比，可判斷工區是否適合稠油注水開發。

E_R=E_V E_D ? ? ? ? ? ?（1）

式中：ER —水驅采收率;

EV —體積波及系數;

ED —洗油效率。

（1）確定水驅采收率

當泌276斷塊水驅采收率為10%時，通過經濟效果的評估發現，此時區塊開始顯示相當不錯的經濟效益，所以此區塊的水驅采收率下限設定為10%。

（2）確定體積波及系數

類比鄰區王9斷塊，預測采收率14.5%，試驗區的洗油效率是40.5%，區塊的體積波及系數可運算得出0.358。

（3）確定洗油效率下限

公式（1）變換為E_D=E_R/E_V，代入已知的相應數據，得ED=0.145/0.358=0.279。

對比表2、圖3和圖5，可以看出，驅替倍數0.5PV之后，水驅油效率均大于30%，表明泌276斷塊普通稠油適合注水開發。

3 ?鄰區注水開發效果類比

相鄰斷塊王9斷塊Ⅳ52、4層吞吐效果較差轉注水開發后效果較好，泌276斷塊Ⅳ油組與之類比，有以下幾點共性：

（1）物性較好，砂體連通性好，屬中孔中高滲儲層，與王9斷塊Ⅳ52.4層物性類似（孔隙度20%%～23.5%，滲透率0.29～1.38 ?㎡）。

（2）與王9斷塊Ⅳ52.4層原油黏度相近，都屬于普通稠油Ⅰ-2類。

（3）采出程度僅1.7%，采出程度低，具備注水開發的物質基礎。

4 ?結論

（1）中滲、高滲、低速和高速注水時，在孔隙體積的注水倍數不斷加大時，洗油效率增大，含水率迅速增大， 之后波動幅度逐漸減小并保持平穩。

（2）類比鄰區轉水驅效果較好的王9斷塊，工區深層稠油注水開發驅油效率下限為28%，水驅油實驗0.5PV之后的驅油效率均大于30%，且儲層物性、流體屬性等與王9斷塊類似，表明泌276斷塊普通稠油適合注水開發。

（3）利用注水的方式開采原油黏度介于300～500 mPa·s之間的Ⅰ-2型稠油油藏最終效果不錯，即天然能量轉注水開發是可行的。

參考文獻：

[1]戴樹高，崔波，祁亞玲，等.高黏度稠油開采技術的國內外現狀[J].化工技術經濟，2004（11）：21-25.

[2]劉文章. 特稠油、超稠油油藏熱采開發模式綜述[J].特種油氣藏，1998，5（3）：1-7.

[3]趙修太，白英睿，韓樹柏，等.熱-化學技術提高稠油采收率研究進展[J].特種油氣藏，2012，19（03）：8-13+151.

[4]裴海華，張貴才，葛際江，等.化學驅提高普通稠油采收率的研究進展[J].油田化學，2010，27（03）：350-356.

[5]閆文華，吳東瑩，汪寧宇.聚合物和二元驅對稠油驅油效果影響的實驗研究[J].當代化工，2017，46（08）：1553-1555.

[6]David W. Zhao， Jacky Wang， Ian D. Gates. Thermal recovery strategies for thin heavy oil reservoirs [J]. Fuel， 2013，9（23）：117.

[7]董志強.稠油復合吞吐中不同注入劑對比實驗研究[J].當代化工，2016，45（09）：2109-2112.

[8]Kun Guo， Hailong Li ， Zhixin Yu. In-situ heavy and extra-heavy oil recovery： A review[J]. Fuel，2016，8（47）：886–902.

[9]劉斌.遼河油田稠油采收率確定方法研究[J].石油勘探與開發，1996，23（1）：55-58.

[10]岳青山. 稠油油藏注蒸汽開發技術 [M]. 北京：石油工業出版社，1998： 21-23.

[11]荊文波，張 娜，孫欣華，等. 魯克沁油田深層稠油注水開發技術[J].新疆石油地質，2013，34（2）： 199-201.

[12]孫曉飛，張艷玉，石彥，等. 深層水敏性稠油油藏開發方式評價[J].油氣地質與采收率，2013，20（1）： 81-84.

[13]謝建勇，石彥，梁成鋼，等.昌吉油田吉7井區稠油油藏注水開發原油黏度界限[J].新疆石油地質，2015，36（06）：724-728.

[14]焦龍. S油田特高含水期驅替倍數對驅油效果的影響研究[D]. 東北石油大學.

[15]杜雪花.泌276斷塊普通稠油油藏水驅油規律研究與應用[J].中國石油和化工標準與質量，2019，39（06）：152-153.

[16]趙福麟.EOR原理 [M].山東東營：石油大學出版社，2001.

[17]岳清山，沈德煌.有關稠油油藏驅油效率的討論[J].特種油氣藏，2002（01）：26-29+81.