營13斷塊薄層邊底水稠油油藏開發(fā)技術(shù)及效果

蘆玉花，梁 偉，曾麗娟，蘇金長，朱大偉

（1.中國石化勝利油田分公司，山東東營257000；2.中海石油能源發(fā)展股份有限公司鉆采工程研究院）

1 營13斷塊基本情況

營13斷塊位于東辛油田西部，構(gòu)造位置屬于濟陽坳陷東營凹陷中央隆起帶中段的東營穹隆背斜構(gòu)造內(nèi)，位于營8大斷層西部末端下降盤及營1斷層下降盤，是被兩條二級斷層夾持的地塹構(gòu)造，三維地震覆蓋全區(qū)。該斷塊內(nèi)部構(gòu)造破碎，斷層極為發(fā)育，次級斷層將該斷塊分割為多個小斷塊。營13斷塊油水關(guān)系復雜，各含油斷塊區(qū)無統(tǒng)一的油水界面，每個小層各自成為一個獨立的油水系統(tǒng)，都有各自的油水界面；而同一小層在不同區(qū)塊，油水界面也不相同。根據(jù)常規(guī)巖心物性分析報告，儲層以塊狀砂巖、粗礫級砂巖為主，孔隙度平均為35.2%；滲透率平均為4 300×10-3μm2；原始含油飽和度平均為58%；泥質(zhì)含量7%～45%，平均為20%，水敏性強。

營13斷塊區(qū)油藏為有邊底水的復雜斷塊稠油油藏，常規(guī)水驅(qū)開發(fā)產(chǎn)能較低，現(xiàn)有開發(fā)方式已無法滿足生產(chǎn)要求，因此開展了提高稠油油藏開發(fā)效果技術(shù)研究，以進一步提高區(qū)塊的整體開發(fā)效果。

2 實驗設(shè)備及用品

2.1 實驗設(shè)備

DV-III Ultra型旋轉(zhuǎn)流變儀（轉(zhuǎn)速0.10～250 r／min可調(diào)）；恒溫水浴鍋；CRZF-2 型蒸汽發(fā)生器；LC6000型制備高效液相色譜儀、蒸汽驅(qū)線性模型。

2.2 實驗用品

GWFP-1、GWFP-2（自制），KCl、FP-1、GDJD-04、GFP-2（工業(yè)品），二氧化碳、氮氣（工業(yè)品）。試驗用油樣取自營13塊試油井，地面原油密度0.9533 g／cm3，地面原油粘度5 711 mPa·s；試驗用水樣取自營13塊試油井，地層水水型為CaCl2型，總礦化度17 139 mg／L；試驗用巖心為室內(nèi)填制人工巖心。

3 主要研究成果

3.1 熱采水平井開發(fā)技術(shù)

稠油油藏原油粘度大，使得開發(fā)過程中原油流動阻力大，流動壓差大，邊、底水侵嚴重。水平井技術(shù)能夠很大程度上減少這些開發(fā)中的不利因素，因此廣泛地應用于稠油油藏開發(fā)［1］。與直井相比，水平井能有效增大泄油面積，改善滲流條件，控制更多的地質(zhì)儲量，提高儲量動用［2］；利用水平井開采，在相同采液量的情況下具有更低的采液強度，生產(chǎn)壓差較低，可改變邊水推進模式，抑制邊水舌進入侵，有效緩解油井含水上升速度；延長低、中含水采油期，從而獲得較高采收率和采油速度［3-4］。對于儲層較薄的油藏，水平井水平段大面積展布于油藏，注汽過程中油藏均勻受熱，最大程度的減少蓋、底層散熱，提高熱采效果。

根據(jù)區(qū)塊油藏靜態(tài)數(shù)據(jù)，應用數(shù)值模擬CMG軟件的STARS模塊建立了單井直井徑向模型、水平井模型，同時考慮與底水間有無隔層，分別預測了直井、水平井蒸汽吞吐的效果，數(shù)值模擬結(jié)果表明，對于薄層邊底水稠油油藏，水平井熱采開發(fā)效果要好于直井。

3.2 高溫儲層保護技術(shù)

該區(qū)塊泥質(zhì)含量7%～45%，平均含量為20%，具有較強的敏感性因素，為此開展了高溫儲層保護技術(shù)研究。實驗方法：將防膨劑配制成質(zhì)量分數(shù)5%的溶液，稱取3g鈉土放置于高溫密閉反應器中，分別加入上述防膨劑溶液50 mL 于反應器中，用玻璃棒充分攪勻，密封后于300℃高溫烘箱放置24 h。高溫加熱后冷卻到室溫后將防膨劑溶液倒出，對經(jīng)過高溫處理后的防膨劑進行防膨性能評價（表1）。

表1 高溫300 ℃處理后不同防膨劑中的粘土膨脹結(jié)果

由表1可以看出，GWFP-1、GWFP-2、KCl防膨效果最好，防膨率都高于95%以上。

對防膨效果較好的GWFP-1、GWFP-2、KCl三種防膨劑進行耐水洗實驗，水洗實驗結(jié)果如表2。結(jié)果表明，盡管KCl的防膨率很高，但不耐水洗，水洗6次后防膨率由95.96%下降到75.23%，GWFP-1、GWFP-2水洗6 次后防膨率基本保持不變，且GWFP-1防膨率最高，因此選擇使用GWFP-1防膨劑進行地層預處理。

表2 高溫防膨劑的水洗實驗結(jié)果

3.3 高溫氮氣泡沫堵調(diào)技術(shù)

對于存在邊底水的油田稠油熱采來說，邊底水的侵入導致油井含水大幅度上升，邊底水的存在對稠油熱力開采帶來不同程度的影響，這種影響主要表現(xiàn)在邊水侵入和底水錐進［5］。

高溫氮氣泡沫堵調(diào)技術(shù)是稠油熱采井封堵封竄的有效技術(shù)［6-7］。通過室內(nèi)高溫巖心流動裝置，研究巖心殘余油飽和度同泡沫阻力因子之間關(guān)系，結(jié)果見圖1。

圖1 殘余油飽和度同泡沫封堵壓差之間關(guān)系

實驗結(jié)果分析：當殘余油飽和度高于20%時，泡沫體系難于形成較高的封堵壓差；當殘余油飽和度低于20%時，體系的封堵壓差明顯增加。氮氣泡沫具有“堵大不堵小”及“堵水不堵油”的作用，封堵高含水高滲層段，實現(xiàn)蒸汽轉(zhuǎn)向動用高含油飽和度層段的目的，從而實現(xiàn)降水增油、提高邊水侵入油藏的開發(fā)效果。

3.4 二氧化碳輔助蒸汽吞吐提高采收率技術(shù)

利用CO2提高原油采收率已成為油田三次采油的一項重要手段。其主要途徑是通過原油體積膨脹和粘度降低的非混相驅(qū)和通過在油藏中析取原油中烴的混相效應［8-10］降低原油粘度。考察了蒸汽和不同氣體條件下的驅(qū)替效率，結(jié)果見表3。從表3可以看出，在注蒸汽（250 ℃）驅(qū)替的幾種方式中，注蒸汽＋CO2驅(qū)油效率最高，可提高采收率22.09%。

表3 不同驅(qū)替方式下的驅(qū)替效率

4 礦場試驗

4.1 工藝流程

下注汽管柱→環(huán)空氮氣隔熱→擠注液態(tài)CO2→擠注高溫防膨劑→注蒸汽伴注氮氣泡沫→燜井→下生產(chǎn)管桿生產(chǎn)。

4.2 實施效果

營13-P7B井于2010年8月23日下泵開抽，工作制度：φ70 mm 閥式泵下深1 011 m，沖程6.0 m，沖次1.5次／min。至2012年5月12日共生產(chǎn)628天，累計產(chǎn)液2 0678.6 t，累計產(chǎn)油4781.8 t，平均含水76.9%。峰值日液36.5 t，峰值日油17.1 t；目前日液31.9 t，日油4.4 t，生產(chǎn)情況良好。

營13-平7B 井現(xiàn)場試驗結(jié)果表明：采用熱復合化學水平井開采技術(shù)后，與營13塊常規(guī)生產(chǎn)（平均單井日油1.06 t，綜合含水91%）相比，產(chǎn)油量大幅度增加，含水降低，取得了明顯的增油降水效果，該技術(shù)可有效提高營13塊復雜斷塊薄層邊底水稠油油藏開發(fā)效果。

5 結(jié)論與認識

（1）對薄層邊底水稠油油藏，水平井蒸汽吞吐開發(fā)效果明顯要好于直井蒸汽吞吐。

（2）對于泥質(zhì)含量高的營13斷塊優(yōu)選的高溫防膨劑經(jīng)過300 ℃高溫處理后防膨率為96.23%，且具有良好的耐水洗性能，可作為注汽前的地層預處理劑。

（3）高溫氮氣泡沫具有良好的油水選擇性和封堵性能，能有效抑制邊水突進和底水錐進；二氧化碳輔助蒸汽吞吐與單純蒸汽吞吐相比，可提高原油采收率22.09%。

（4）優(yōu)化后的施工工藝流程，在營13-平7B井現(xiàn)場實施取得了良好的應用效果。

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