井樓油田淺薄層稠油儲層非均質性對蒸汽驅效果的影響

石曉渠，崔連訓，易曉輝，馬道祥，蔡漢文，石 璐

（1.中國石化河南油田分公司第二采油廠，河南唐河473400；2.中國石化河南油田分公司石油勘探開發研究院）

樓資27井區位于河南井樓油田三區南部，油層埋深258.0m，有效厚度4.2 m，純總厚度比0.68，油層溫度下脫氣原油粘度18749.0mPa·s，屬淺薄層特稠油油藏。該區于2009年9月1日開始蒸汽驅先導試驗（4個井組，21口采油井），通過采取減少非均質差異的一系列技術措施，截至到2011年12月，轉驅后日產油水平增加了1 倍，采油速度提高2.6個百分點，油汽比達到0.15，取得較好效果。

1 儲層物性特征

據毛管壓力曲線及儲層孔隙分布資料，其標準差平均為2.15，說明其離散程度大，孔隙大小不均勻，分選性差，孔隙均值為5.2φ，歪度平均1.94。滲透率貢獻主要由大中孔喉提供。退汞效率低，最大12.7%，最小5.3%，說明孔喉比較大，喉道小。孔隙結構系數平均4.6，說明儲層的孔隙結構差，油氣在其中的流動性差。

儲層平均孔隙度為32%，滲透率2.867μm2，原始含油飽和度65%，儲層物性較好。

應用洛倫茲系數直觀描述油藏非均質程度。據計算，樓31917井組、樓31513井組比其它井組洛倫茲系數相對較高，說明在平面上油層非均質性相對較強。

2 蒸汽驅前后儲層非均質性變化情況

2.1 孔隙度變化情況

井樓一區Ⅲ9層蒸汽驅前最大孔隙度39%，最小28%，有兩個高孔隙度分布區，一個在L1619井周圍，另一個在L127井、L1013井所控制的范圍內，其余部位基本都在30%～34%之間作均勻連續分布。汽驅后最大孔隙度40%，最小29%，比汽驅前有所增加，在L1002-LG101-L1519-LG103井連線所控制的中央部位，汽驅后孔隙度由30%上升到34%，提高了4個百分點。

2.2 滲透率變化情況

井樓一區Ⅲ9層汽驅前滲透率一般在1.5～5.0 μm2之間變化，其分布特征與孔隙度變化基本相同。高滲透率主要在L1619井和L127井所控制的范圍內，中央地帶為較低滲透率分布區，滲透率在區內也作連片均勻分布。汽驅后滲透率在2.5～7.5μm2范圍變化，提高了1.0～2.5 μm2。在L1002-L1519-LG103井連線所控制的中央地帶，汽驅后由1.5μm2上升到3.0～5.5μm2，提高了1.5～4.0 μm2。此外，在分布特征上，汽驅后滲透率的變化呈現出較為分散的片狀分布。

2.3 物性變化趨勢分析

為了解汽驅前后儲層物性的變化情況，對樓檢1井鄰井相同層位注汽水淹前后的巖心孔、滲資料進行了變化趨勢分析，認為汽驅前后儲層物性普遍增加的趨勢與水淹層粒度變粗及孔隙結構變化等因素密切相關。

從孔隙度變化趨勢對比看出，注汽前孔隙度分布的主峰在36%～38%之間，注汽后的峰域在40%～42%之間，較汽驅前的主峰位置向右（增大方向）明顯偏移了4%，這種變化趨勢表明注汽儲層孔隙度是增加的，隨著蒸汽驅的進行孔隙度還將增大。

汽驅前滲透率分布特征呈雙峰型，主峰分布在低滲透率區，峰域0.4～0.8μm2，次峰位于高滲透率區，峰域1.6～2.0μm2。汽驅水淹后滲透率變化趨勢特征呈多峰型。第一主峰的位置基本未變，但頻率幅度明顯降低，由注汽前的51%降到22%，說明低滲透率數值減少了29%。第二主峰位置明顯向右偏移，由汽驅前的峰域1.6～2.0μm2移至2.8～3.0μm2之間。其它許多次峰也都明顯呈現在滲透率大于2.0μm2的高滲透率分布區。表明儲層水淹后滲透率是普遍增大的。

此外通過測井資料處理與建模研究也證實，蒸汽驅后儲層物性普通提高，孔隙度提高了2～4個百分點，滲透率提高了1～2.5μm2。

3 儲層非均質性對蒸汽驅效果的影響

河南井樓油田儲層非均質性具有以下特征：儲層骨架顆粒主要由石英、長石及少量巖屑組成；粘土礦物類型主要為高嶺石、蒙脫層、伊利石和少量的綠泥石；儲層中主要存在粒間孔、溶蝕孔、微裂隙和微孔等四種孔隙類型；儲層基本上屬于中孔-中喉／細喉類型；巖石顆粒表面是強親水的。這些儲層通過蒸汽吞吐和蒸汽驅開采會發生許多變化，并對儲層造成一定的傷害，主要表現在以下幾個方面。

3.1 骨架顆粒的溶解對儲層物性及孔隙結構的影響［1］

主要表現在兩個方面：一是溶解主要發生在注汽井筒附近，在近井地帶因高溫、高pH 值的溶解作用使儲層巖石更加松散，導致油井大量出砂或地層坍塌；二是被溶質帶走的化學物質，在遠離井筒地帶因溫度降低過飽和析出晶體，或與其它礦物化合產生新生礦物從而堵塞孔隙。

3.2 瀝青沉積的影響［2］

采用色質分析和三維熒光分析技術研究了原油組分的變化：水淹層與未水淹層相比，原油組份中輕烴明顯減少，重烴類和瀝青質含量大量增加；原油樣品中的芳烴組份以較重的三環以上的重組份為主，水淹層出現的重環烴類遠高于未水淹層。這種瀝青沉積的危害主要是：①附著在巖石表面使潤濕性發生反轉，導致地層由親水變為親油；②形成油包水乳狀液（絮狀瀝青），增大烴類粘度降低其流動性；③填積孔隙或在窄狹喉道處形成橋堵，特別是井筒附近因瀝青堵塞造成油井生產大幅度衰減或停產。

3.3 汽驅后儲層孔隙類型變化的影響［2］

利用樓檢1及其它加密井的巖心樣品，采用壓汞、鑄體、電鏡、X 衍射、粒度分析等方法，研究了稠油油藏汽驅前、后的物性參數及孔隙結構變化特征，結果表明汽驅后巖石粒度變粗，孔隙度、滲透率增大，孔隙結構變好，并形成了一種新的孔隙類型“熱蚯孔”。井間這類孔隙一旦連通，便導致汽竄頻繁發生。

3.4 汽驅后蒸汽前緣“冷凝帶”對儲層物性的影響

通過對儲層中的石英、長石、粘土礦物及實際巖心熱模擬等實驗的變化特點分析，結合蒸汽注入油層后由注汽井筒至冷凝前緣的溫度和pH 值逐漸降低到接近地層條件的變化規律，建立了注蒸汽開采后稠油儲層的變化模式：即蒸汽帶、蒸汽一熱水混相帶、熱水帶、冷凝帶。注汽前緣“冷凝帶”因粘土水化膨脹及結垢沉淀會對儲層物性產生傷害。

3.5 開發過程中動態變化對蒸汽驅效果的影響

一是在平面上羅倫茲系數較高的強非均質區域汽竄程度較強，羅倫茲系數較低的弱非均質區域汽竄程度較弱；二是隨著汽驅不斷進行，注汽井與采油井之間的注采壓差逐漸增大，原有的動態平衡被打破，受效井出現明顯的差異性，進一步加劇了儲層的非均質性。主要原因：①非均質性嚴重，高滲層突進快；②各單井采出狀況不同，壓力分布不均；③油水分布關系復雜；④經過吞吐和汽驅后，油層非均質性再次改變，導致部分原本非均質性強的區域效果變好，弱的區域效果變差。

4 提高蒸汽波及體積技術對策

4.1 采用過飽和蒸汽注汽

濕飽和蒸汽pH 值較高（11～12），會對儲層骨架顆粒產生溶蝕作用，使巖石松散，地層出砂甚至坍塌，導致儲層非均質性發生變化；而過飽和蒸汽為中性（pH＝7），不會對儲層骨架產生破壞作用。因此選擇安裝了75 t／h過飽和燃煤注汽鍋爐，在一定程度上保護了儲層結構，減少了非均質性的進一步擴大。

4.2 轉驅前對注汽井進行大劑量的平面調剖

為了擴大蒸汽波及體積，使蒸汽相對均勻推進，轉驅前進行了平面深度調剖（半徑30～35 m），縮小了油層非均質差異，汽驅后70%的油井見到較好的汽驅效果。

4.3 及時調整注汽參數，保持井組均勻受效，避免蒸汽過早突破

（1）對注汽壓力較高的井組及時調整注汽壓力，避免蒸汽過早竄流。汽驅初期，由于樓31917井注汽壓力較高，達到7.6 MPa，使蒸汽向樓32017和樓32117方向突破，25天后樓31917井壓力降到5.7 MPa。為保持井組均勻受效，將樓31917井注汽壓力調低到4.5 MPa，同時加大了未受效井的排液能力，降低注采壓差。調整后，井組產油量由2.1 t／d上升到10.5 t／d，含水由96.8%下降到85.0%，溫度由45 ℃上升到52 ℃。

（2）對受效差的井組及時提高注汽速度，擴大油井受效程度。汽驅過程中根據油井受效狀況，及時提高注汽速度，由汽驅初期的50t／d提高到60t／d，注汽強度由8.1 t／（d·m）提高到9.7 t／（d·m），油井受效井數增加5口，產量上升15 t／d。

4.4 適時進行產液結構調整，提高蒸汽驅替效率和熱利用率

在蒸汽驅過程中，不同方向上非均質性差異較大，再加上吞吐階段注采不均衡性以及油井熱連通程度不同，造成平面上動用程度差異大，易發生蒸汽竄流。因此在受效差的井上，采取吞吐引效、提液引效，同時在蒸汽竄流井上采取降低排液量、注汽井調低注汽速度等技術，抑制蒸汽過快推進，最大限度地提高蒸汽驅替效率和熱利用率。

4.5 調整平面矛盾，縮小非均質差異

樓資27井區在汽驅過程中整體汽竄情況比預計的要好，這與汽驅前后采取的技術有很大的關系。為了減少平面非均質性的進一步擴大，在汽驅過程中及時跟蹤調整，采取了8井次的平面調驅措施（氮氣泡沫調驅、氮氣泡沫混注調驅、顆粒＋泡沫復合調驅）。調后日產油水平由初期的20 t上升到33 t，最高峰值達到47 t，油汽比在0.17以上，取得較好效果。

［1］ 喻高明，胡望水.復雜斷塊油田非均質油藏精細描述［M］.北京：石油工業出版社，2001：170-188.

［2］ 王志剛.稠油熱采技術新進展［M］.北京：石油工業出版社，1997：51-56.