冀東淺層高孔高滲油藏多段塞吞吐提高采收率技術

蓋長城，王 淼，羅福全，劉陽平，高賀存

（中國石油冀東油田分公司勘探開發研究院，河北唐山 063004）

CO2吞吐技術控水增油機理主要為降低原油黏度，使原油體積膨脹、萃取、溶解氣驅及酸化解堵等［1-2］。但僅依靠CO2氣體段塞，難以實現特高孔特高滲油藏特高含水開發階段持續擴大波及體積，提高油藏采收率。

高尚堡某斷塊某小層是南堡陸地淺層油藏典型單元，屬于特高孔特高滲型儲層，平均孔隙度30.4%，平均滲透率2 862×10-3μm2，油藏類型為層狀邊水構造油氣藏，地層能量充足。在油藏開發過程中，受邊底水能量充足、儲層高孔高滲、非均質性強，以及后期采液強度大等綜合作用，優勢滲流通道發育。進入特高含水期后，注水、調驅、CO2吞吐等常規措施無效，目前該斷塊綜合含水高，水驅潛力小，采油速度低，迫切需要改善開發效果，進一步提高采收率。

多段塞復合吞吐技術利用氣體段塞溶解、抽提、降低原油黏度，乳化劑段塞乳化封堵擴大波及體積和提高驅油效率，堵劑段塞降低返排率的作用，提高油藏整體采收率，對解決高孔高滲小斷塊油藏提高采收率問題具有十分重要的作用。

1 潛力分析及挖潛對策

1.1 潛力分析

油田進入特高含水期后產量下降，確定剩余油分布成為提高采收率技術的關鍵［3-5］。在單砂體精細建模和歷史擬合的基礎上，利用油藏數值模擬方法研究了剩余油分布規律。

1.1.1 層內剩余油分布研究

受油層正韻律影響，縱向剩余油主要分布在各單砂體的頂部（見圖1）。

圖1 NmⅡ4②小層單砂體縱向剩余油分布

1.1.2 平面剩余油分布研究

應用數值模擬結果，通過再現油藏三維可視化水淹過程可以看出，其平面剩余油分布（見圖2）具有以下規律：

圖2 NmⅡ4②小層單砂體平面剩余油分布

（1）斷層根部剩余油富集區，由于斷層的封閉遮擋作用，水驅很難波及到油井與斷層之間的區域，這種區域的儲量動用比較困難，形成剩余油富集。

（2）構造高部位剩余油富集區，由于油水重力分異作用，構造高部位仍富集有剩余油。

（3）水流通道繞流區形成的剩余油富集，該區塊經過多年開發，特別是水流通道發育區含油飽和度普遍較低，水流通道繞流區形成剩余油富集。

1.1.3 剩余油類型分類定量統計

根據剩余油分布規律，將剩余油分為殘留型剩余油和滯留型剩余油兩類。殘留型剩余油為水驅已波及到的剩余油，滯留型剩余油為水驅未波及到的剩余油。

不同類型剩余油定量分類評價結果見表1，兩個單砂體采出程度分別為35.7%，37.4%，殘留型剩余油占比分別為36.1%，65.8%，滯留型剩余油占比分別為36.9%，34.2%。

1.2 挖潛對策

高尚堡某斷塊某小層油藏特點主要為油砂體含油面積小（單層0.2 km2），天然能量充足，剩余油類型為滯留型剩余油（55.5%）與殘留型剩余油（44.5%）并存（見表1）。針對該類油藏特點，需采取立足油井，同時擴大波及體積，提高驅油效率的提高采收率技術。

表1 不同類型剩余油定量統計

多段塞吞吐技術是一項立足油井吞吐，不斷提高氣體作用寬度及深度，進一步提高氣體波及體積，兼顧提高驅油效率的提高采收率技術。該技術采用氣體+乳化劑+封堵三段塞設計，氣體發揮溶解膨脹、降低原油黏度作用；乳化劑就地乳化封堵，提高氣體在地層中的作用寬度，擴大氣體波及體積，兼顧提高洗油效率；堵劑封堵優勢滲流通道，降低氣體返排率。

1.3 井網部署

根據多段塞吞吐技術立足油井，通過不斷擴大波及體積，提高驅油效率來提高采收率的機理，吞吐井網應部署在剩余油富集區。通過對剩余油的分布規律研究以及分類定量評價，確定在剩余油富集區部署多段塞吞吐井5口，觀察井1口（見圖3）。

圖3 井網部署

2 驅替方式優選

2.1 氣體段塞篩選

常用的氣體段塞主要有CO2、N2和烴類氣，根據三種氣體的增油機理對比其溶解作用、膨脹作用以及降黏作用［1-2］。

溶解膨脹原油能力CO2最強，烴類氣其次，N2最差；降低原油黏度能力烴類氣略好于CO2，N2最差。綜合考慮優選CO2作為吞吐氣體介質。

2.2 乳化劑段塞篩選

通過室內實驗篩選出乳化能力強，適度低界面張力的表面活性劑［6-7］。對比不同時間段的乳化水率，看出化學劑ZZP 具有強乳化能力；對比不同時間段的界面張力，篩選出化學劑XXS 具有適度低界面張力（見圖4）。綜合考慮其乳化能力，對兩種化學劑進行不同比例濃度復配，結果顯示濃度為0.2%的ZZP與濃度為0.1%的XXS復配，乳化水率明顯更高。因此，選擇該復配體系為多段塞吞吐體系。

圖4 乳化驅油劑段塞增油機理對比曲線

2.3 堵劑段塞篩選

通過室內實驗，研發出具有自組裝性、耐溫性以及深部封堵性的自組裝微球堵劑，以解決深部調剖劑注入性與封堵能力間的矛盾［8］。自組裝微球在注入時成分散狀態，當達到地層深部時自動形成集聚狀態，可最大限度擴大注入范圍，比常規顆粒型調剖體系具有更強的耐溫性和封堵能力，可注入并作用至巖心深部，阻力系數較大（見圖5、圖6）。

圖5 自組裝微球堵劑耐溫性曲線

圖6 自組裝微球堵劑注入性與封堵能力曲線

2.4 驅替方式優選

在注入介質篩選的基礎上，通過室內實驗、數值模擬和礦場試驗開展驅替方式優選研究。

通過室內實驗的方式開展CO2吞吐技術與多段塞吞吐技術提高采收率效果對比。選取兩塊非均質巖心，高滲層滲透率為800×10-3μm2，中滲層滲透率為500×10-3μm2，低滲層滲透率為200×10-3μm2，其中一塊巖心通過水驅至高含水后，實施CO2吞吐；另一塊巖心水驅至高含水后，實施多段塞吞吐技術，對比結果顯示，多段塞吞吐技術提高采收率24.88%，比常規吞吐技術總采收率提高10.67%，措施效果最佳（見圖7、圖8）。

圖7 CO2吞吐技術實施效果

圖8 多段塞吞吐驅油技術實施效果

3 方案比選及技術政策優化

3.1 方案比選

利用Petrel 地質建模軟件，建立該斷塊地質模型，采用角點網格系統劃分網格，共劃分了113×15×64=108 480 個網格，網格精度20×20×0.5 m。利用CMG 數值模擬軟件，在歷史擬合的基礎上，建立5個提高采收率方案。

在保持每個段塞注入總量不變的情況下，對比CO2吞吐、CO2+堵劑吞吐、堵劑+CO2吞吐、多段塞吞吐技術提高采收率效果，結果見圖9。從圖9可以看出，CO2吞吐技術效果最差，多段塞吞吐技術效果最好。

圖9 不同吞吐方式提高采收率效果對比

3.2 技術政策優化

在驅替方式論證的基礎上，開展技術政策論證，論證參數包括吞吐半徑、段塞設計、注入方式設計、燜井時間、產液速度、堵劑差異化設計、吞吐輪次設計、注入量差異化設計等，并在最優技術參數組合條件下，預測開發指標。

論證結果認為優化吞吐半徑能夠考慮油藏差異性，比優化吞吐注入量更為科學，論證吞吐半徑40 m 時，效果最優。腰部與頂部同時實施可防止發生氣竄，保持油藏壓力平衡，吞吐效果最好。可適當提高水流通道處多段塞吞吐井的堵劑濃度，有效防止邊水突進影響吞吐效果。

多段塞吞吐段塞注入方式分為連續注入和交替注入，連續注入是連續將CO2、乳化劑、微球堵劑三段塞的設計用量一次性注入；交替注入是將三段塞的設計用量等分為幾組，每組段塞類型不變，分組進行注入，考慮到現場實施情況，交替注入組數以不超過3組為宜。

其主體段塞為CO2段塞和乳化劑段塞。綜合考慮增油量與投入產出比，優選CO2與乳化劑的段塞比例為1：1。

開井后設計吞吐井產液速度20 m3/d，預計實施多段塞吞吐3 輪次，累積增油0.86×104t，提高采收率2.97%。

4 結論

（1）研究特高含水期油藏剩余油富集模式，并定量描述和評價剩余油是研究提高采收率技術的基礎。

（2）針對油藏和剩余油分布特征依次開展提高采收率技術調研、物理模擬實驗、數值模擬研究和經濟評價，是行之有效的提高采收率技術篩選方法。

（3）確定淺層油藏提高采收率驅替技術為CO2氣體段塞+強乳化劑段塞+微球堵劑段塞組合的“多段塞吞吐技術”。