普通稠油吞吐后期轉(zhuǎn)水驅(qū)可行性及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

石達(dá)友，崔 健，寧尚書(shū)，尚千里，閆鑫如

(山東石油化工學(xué)院，山東 東營(yíng) 257061)

普通稠油油藏經(jīng)歷長(zhǎng)期的注蒸汽熱采，在開(kāi)發(fā)初期和中期取得了較好的開(kāi)發(fā)效果，快速提高了該類油藏的產(chǎn)量，但隨著吞吐輪次的增加，油藏開(kāi)發(fā)效果逐年變差。加之，近年來(lái)國(guó)際油價(jià)大幅波動(dòng)，迫切需要探索一種針對(duì)該類油藏當(dāng)前開(kāi)發(fā)階段的低成本開(kāi)發(fā)方法。

孤島油田是一個(gè)被斷層復(fù)雜化的普通稠油、疏松砂巖的油藏。作為稠油油藏，孤島油田經(jīng)歷了長(zhǎng)期的注蒸汽熱采開(kāi)發(fā)，在開(kāi)發(fā)初期和中期取得了較好的效果：穩(wěn)產(chǎn)期熱采產(chǎn)量是冷采產(chǎn)量的近5倍，顯著提高了油藏的采油速度，改善了開(kāi)發(fā)效益。但隨著吞吐輪次的增加，熱采開(kāi)發(fā)效果變差，熱采井暴露出諸多問(wèn)題。例如，地層壓降快，油井利用率低；蒸汽發(fā)生器溫室氣體排放量大，套損井增加，套變速度加快，熱采井開(kāi)井率低；蒸汽吞吐周期變短，周期產(chǎn)油量變少；作業(yè)難度增大，開(kāi)采成本高等。這些問(wèn)題都嚴(yán)重影響了熱采井的開(kāi)采效果。因此，減少熱采井的數(shù)量，探索合適的非熱采接替開(kāi)發(fā)方式十分必要。

近年來(lái)，孤島油田探索利用微生物、降黏劑等給稠油不加熱降黏，形成了CO2+降黏劑、堵劑+CO2+降黏劑、防砂+降黏劑等模式，初期改善了開(kāi)發(fā)效果，但受限于化學(xué)藥劑價(jià)格較高等因素，方法的經(jīng)濟(jì)效益相對(duì)較差。

孤島南區(qū)經(jīng)過(guò)近30年的吞吐熱采，地下溫度場(chǎng)已初步形成，壓力虧空嚴(yán)重，這些條件都為轉(zhuǎn)水驅(qū)開(kāi)發(fā)提供了便利。熱采稠油油藏轉(zhuǎn)水驅(qū)開(kāi)發(fā)，一方面能夠有效利用殘余蒸汽熱量加熱地層，提高對(duì)縱向和井間未開(kāi)發(fā)剩余油的波及；另一方面，地層壓力的降低為該類油藏注水開(kāi)發(fā)提供了可能性，顯著降低了注水啟動(dòng)壓力，有效地補(bǔ)充地層能量。本文以封閉砂體為例，從地下壓力場(chǎng)、井間溫度場(chǎng)、改善層內(nèi)動(dòng)用剖面等方面，論證了注水開(kāi)發(fā)的可行性，將該方法在孤島油田某區(qū)塊進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試，取得了較好的開(kāi)發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)了單井產(chǎn)量翻番。

1 注水開(kāi)發(fā)的可行性

1.1 補(bǔ)充地層能量

長(zhǎng)期的蒸汽吞吐，造成近井地帶地層壓力顯著下降。數(shù)值模擬壓力場(chǎng)和實(shí)測(cè)表明，儲(chǔ)層的平均壓力較原始地層壓力低4～5 MPa。地層壓力的保持水平顯著影響單井液量，而轉(zhuǎn)驅(qū)后，注入水能夠彌補(bǔ)近井地帶的壓力虧空，從而補(bǔ)充/恢復(fù)儲(chǔ)層能量，使得單井液量、油量逐步提高。

根據(jù)滲流力學(xué)原理，封閉邊界條件下的單井產(chǎn)量可按式(1)計(jì)算。

(1)

在不同地層壓力水平下，設(shè)計(jì)單井產(chǎn)液圖版如圖1所示?？梢钥闯觯貙訅毫λ皆礁?，單井產(chǎn)液越高。轉(zhuǎn)水驅(qū)后能提高地層壓力水平，從而提高單井產(chǎn)液量。

油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果(圖2)展示了注水前后壓力場(chǎng)和含油飽和度場(chǎng)的變化。從圖2中看出，地層壓力擴(kuò)散半徑約為 90 m，是含油飽和度變化范圍的3～4倍。由于轉(zhuǎn)注水開(kāi)發(fā)后，注水在井底周圍產(chǎn)生的壓力波傳播速度顯著快于與物質(zhì)波傳播。利用兩種波傳導(dǎo)速度的快慢差異，在井底壓力未來(lái)得及擴(kuò)散出去、井底周圍原油未被大量驅(qū)替的時(shí)候，快速將該井轉(zhuǎn)抽生產(chǎn)，從而利用井底周圍的地層能量，提高單井初期液量和油量。

圖2 零散砂體注水前后場(chǎng)圖變化

1.2 充分利用溫度場(chǎng)

圖3為經(jīng)過(guò)多輪次開(kāi)發(fā)后地下溫度場(chǎng)的模擬結(jié)果圖?？梢钥闯觯?jīng)過(guò)多輪次的吞吐，近井地帶地層溫度顯著升高，且多口井井間已形成熱聯(lián)通，這些都為轉(zhuǎn)水驅(qū)開(kāi)發(fā)提供了便利條件。轉(zhuǎn)驅(qū)后，注入水能夠充分利用吞吐建立的溫度場(chǎng)，優(yōu)先動(dòng)用熱波及范圍內(nèi)的地質(zhì)儲(chǔ)量，進(jìn)一步擴(kuò)大了井間剩余油的動(dòng)用狀況，從而改善開(kāi)采效果。

圖3 砂體熱采吞吐結(jié)束時(shí)溫度場(chǎng)圖

研究區(qū)塊投產(chǎn)初期取樣結(jié)果顯示，地下含氣原油黏度為14～131 mPa·s，具有較好流動(dòng)能力，因此，該黏度下轉(zhuǎn)驅(qū)可實(shí)現(xiàn)水驅(qū)油。不同原油黏度下，典型井B的無(wú)因次采液采油指數(shù)也顯示，隨含水飽和度/含水率的增加，原油能保持較好的流動(dòng)能力。

典型井B井原油在油藏溫度為70℃的條件下，地面脫氣原油黏度為898～2430 mPa·s，地下含氣原油黏度為 47.8 mPa·s，具有良好的流動(dòng)能力。

因此，熱采后轉(zhuǎn)水驅(qū)，研究區(qū)塊的地下原油具有足夠的流動(dòng)性。以封閉井組為例，對(duì)于五點(diǎn)法井網(wǎng)，取注采比1∶1，儲(chǔ)層為正韻律，砂體厚度 6.5 m，孔隙度33%，平均滲透率2600×10-3μm2，則不同原油黏度下的含水率曲線如圖4所示。

圖4 原油黏度含水率變化曲線圖

1.3 層內(nèi)縱向動(dòng)用更加均衡

由于蒸汽密度較低，因此熱采稠油油藏通常存在蒸汽超覆現(xiàn)象。圖5為吞吐開(kāi)發(fā)后期儲(chǔ)層不同部位的剩余油飽和度場(chǎng)模擬結(jié)果圖?？梢钥闯觯喜?jī)?chǔ)層很快形成熱聯(lián)通，使得上部?jī)?chǔ)層動(dòng)用整體優(yōu)于下部?jī)?chǔ)層。若后期轉(zhuǎn)注水開(kāi)發(fā)，則注入水密度通常高于原油密度，注入水在重力作用影響下會(huì)優(yōu)先進(jìn)入下部?jī)?chǔ)層，從而有效強(qiáng)化對(duì)下部?jī)?chǔ)層動(dòng)用，擴(kuò)大層內(nèi)縱向波及范圍，實(shí)現(xiàn)井內(nèi)剩余油高效動(dòng)用。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

為測(cè)試吞吐后期轉(zhuǎn)注水開(kāi)發(fā)的可行性，選取孤島油田某封閉井區(qū)進(jìn)行生產(chǎn)試驗(yàn)。井區(qū)共有油水井10口，水井自2018年1月投注后，日注水量從 18 m3/d 逐漸提升至最高 62 m3/d，初期油井液量維持在 30 m3/d；3個(gè)月后，油井產(chǎn)量逐漸從 19 m3/d 提高至 29 m3/d；之后，單元逐漸開(kāi)始提液至 60 m3/d 左右，油井產(chǎn)量逐漸上升，最高至 57 m3/d。單元產(chǎn)油量變?yōu)樽⑺暗?倍，目前測(cè)試仍在有效期內(nèi)，開(kāi)發(fā)曲線詳見(jiàn)圖6。試驗(yàn)表明，該技術(shù)具有很大的應(yīng)用潛力，能顯著降低生產(chǎn)成本，改善井區(qū)總體開(kāi)采效果，同時(shí)兼具節(jié)能減排效果，尤其對(duì)處于吞吐末期的普通稠油油藏的開(kāi)發(fā)效果具有較好地改善作用。

圖6 孤島油田某井區(qū)實(shí)施后生產(chǎn)曲線圖