稠油加密井水洗油層資源再利用潛力分析
——以河南油田為例

姚國平

(中國石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院,河南南陽 473132)

河南稠油油藏主要分布在泌陽凹陷北部斜坡帶部位,由西向東包括井樓、古城、楊樓和新莊四個稠油油田。含油層系為古近系核桃園組核三段,巖性以細砂巖和粉砂巖為主,儲層膠結(jié)疏散物性好,孔隙度29.0%～34.0%,滲透率0.976～3.432 μm2,含油飽和度(So)65.0%～75.0%;油藏埋藏淺(<500 m)、單油層厚度薄(4～10 m)、原油黏度高(15 000～70 000 mPa·s)、純總厚度比0.26～0.70,一般在0.50左右,具有“淺、薄、稠、散”的地質(zhì)特點。

上世紀八十年代中期井樓和古城油田采用100 m×141 m的五點法井網(wǎng)開始蒸汽吞吐采油,九十年代中期先后在井樓中區(qū)、南區(qū)和古城泌淺10井等區(qū)塊實施井網(wǎng)一次加密吞吐(直井),加密后井距為100 m×70 m[1]。目前,經(jīng)過三十多年開發(fā)已進入高輪次吞吐末期,單井日產(chǎn)油小于1.00 t、油汽比在0.20 以下,吞吐效果變差,原油采出程度小于25%,仍有70%以上的稠油資源滯留在地下沒有得到利用。

2020年河南油田在井樓中區(qū)鉆探樓檢2井和樓檢3井兩口檢查井,巖心觀察和化驗分析結(jié)果表明,吞吐井間仍為原始含油狀態(tài),受油層導(dǎo)熱距離限制,泄油半徑一般約35 m[2];目前,樓檢3井試采已取得日產(chǎn)油1.72 t、油汽比0.33、累計產(chǎn)油1 431.00 t的好效果,說明若利用水平井加密、逐層上返的吞吐技術(shù)能夠大幅度提高原油采出程度,實現(xiàn)稠油資源二次有效動用。因此,如何快速識別未水洗、弱水洗、中水洗和強水洗層段是加密水平井投產(chǎn)井段優(yōu)化設(shè)計的重要前提。

1 水洗層巖性及電性特征

稠油油藏蒸汽吞吐開采階段,隨著吞吐輪次增加蒸汽波及范圍隨之增大,井間汽竄愈加頻繁,蒸汽波及后儲層巖性及電性亦隨之發(fā)生變化。

1.1 巖性變化特征

通過對井樓油田、古城油田九十年代中期所鉆加密取心井大量巖心觀察,已能從巖心上直接觀察出蒸汽波及后油層的巖心變化,如油層水洗后具油味變淡、顏色變淺、含油不飽滿、顆粒間較干凈、滴水緩滲、污手性差等特點,可以將蒸汽吞吐區(qū)塊新鉆井的油層劃分為未水洗、弱水洗、中水洗、強水洗四個含油級別(表1)。

表1 稠油油藏巖心水洗程度分類標準

蒸汽吞吐階段,鉆井取心能夠直觀、快速識別油層的水洗層段及水洗程度,由于耗時費力不可能口口鉆井取心。因而,一般情況下,在井網(wǎng)加密調(diào)整初期,根據(jù)剩余油分布和井間汽竄特點優(yōu)化確定少量井鉆井取心,目的是研究蒸汽波及范圍、驅(qū)油效率、泄油半徑以及縱向剩余油分布特點及影響因素,重點是落實油層水洗程度與測井電性的響應(yīng)關(guān)系[3]。

1.2 電性變化特征

河南稠油油田九十年代中期采用井網(wǎng)加密吞吐技術(shù),先后在井樓油田和古城油田完鉆加密井147口,綜合分析認為油層被蒸汽波及后,儲層電性特征也隨之產(chǎn)生變化,尤其是聲波時差[4]、深淺側(cè)向電阻率和碳氧比能譜測井變化最為明顯。

1.2.1 水洗后聲波時差值明顯增大

河南稠油油藏埋藏淺、成巖作用差,儲層多為泥質(zhì)、瀝青質(zhì)膠結(jié),在高溫蒸汽吞吐過程中,由于①部分膠質(zhì)及瀝青質(zhì)產(chǎn)生熱解;②部分膠結(jié)物及碎屑顆粒被溶解;③部分粉細碎屑顆粒隨原油產(chǎn)出地面,均可改變油層孔隙結(jié)構(gòu),使孔隙增大,甚至在油層中產(chǎn)生“蚯蚓洞”,導(dǎo)致儲層密度減小、聲波時差增大。

如井樓零區(qū)J01井是部署在吞吐井間汽竄路徑上的一口取心井,巖心觀察和電測解釋結(jié)果表明,目的層核三段Ⅲ砂組6小層(Eh3Ⅲ6)油層被蒸汽波及后,在物性好的下部發(fā)現(xiàn)弱水洗-中水洗-強水洗三個水洗層段,隨著水洗程度增加,聲波時差明顯增大(圖1)。

圖1 井樓中區(qū)樓J01井水洗層測井組合曲線

為了進一步了解水洗油層和未洗油層孔隙結(jié)構(gòu)的變化特點,根據(jù)井樓南區(qū)樓檢1井Eh3Ⅲ5、Eh3Ⅲ6小層巖心觀察描述結(jié)果,在水洗與未水洗油層段分別取巖樣進行壓汞實驗,結(jié)果如表2所示。

表2 樓檢1井油層水洗、未水洗孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)對比

1)油層水洗后排驅(qū)壓力(包括中值壓力)比未洗油層普遍有所降低,下降了0.004 MPa,說明水洗后儲層物性普遍變好,用較低的排驅(qū)壓力即能大量進汞。

2)水洗后儲層的喉道半徑比未洗油層增大,最大喉道、最小喉道和平均喉道分別增加3.26、0.36、0.58 μm,且大喉道增加值明顯高于小喉道,其原因是儲層中泥質(zhì)及粉細顆粒隨原油向井筒方向運移時,大喉道阻力遠低于小喉道,更容易隨原油采出地面,改變油層孔隙結(jié)構(gòu)。

3)表征儲層孔隙結(jié)構(gòu)的其他特征參數(shù),諸如均值、分選、歪度等,水洗后比水洗前均有所提高,說明注汽后在近井地帶(樓檢1井距相鄰注汽井25 m)和井間汽竄路徑部位儲層孔隙結(jié)構(gòu)變好,聲波時差值明顯增大。

1.2.2 稠油層水洗后深淺側(cè)向電阻率增大

油層導(dǎo)電能力的大小主要取決于地層中自由水和吸附于黏土顆粒表面的束縛水,而地層的骨架和原油可以認為是不導(dǎo)電的。因此,地層電阻率主要與自由水、束縛水有關(guān),并主要取決于自由水和束縛水的礦化度[5]。

蒸汽吞吐過程中,注入蒸汽幾乎不含礦物質(zhì),其冷凝水的電阻率比原始地層水高的多。由于油層被蒸汽波及后,含油飽和度降低,部分地層原油占據(jù)的孔隙空間被蒸汽冷凝水替代,同時冷凝水和未被采出的自由水、束縛水要進行離子交換,高礦化度地層水中的離子向低濃度冷凝水中擴散,導(dǎo)致地層水礦化度降低。

隨著吞吐輪次的增加,油層中蒸汽冷凝水越來越多、水洗程度增強,最終達到冷凝水全部置換了地層水,使深淺側(cè)向電阻率表現(xiàn)為一定程度的升高。如井樓零區(qū)J01井Eh3Ⅲ6小層下段油層被蒸汽波及后,水洗程度由弱到強,電阻率逐漸增大(圖1)。

1.2.3 碳氧比(C/O)測井曲線數(shù)值減小

儲層被蒸汽波及后,含油飽和度降低,同時注入蒸汽冷凝水進入油層并溶解膠結(jié)雜基中部分鈣的組分,從而導(dǎo)致碳氧比(C/O)數(shù)值減小,Si/Ca數(shù)值增大[6],該測井技術(shù)能夠定量解釋油層含油飽和度的大小。

綜上所述,油層被蒸汽波及后,隨著水洗程度的增強,聲波時差和深淺側(cè)向電阻率均具有增大的變化特點。據(jù)河南稠油油田井網(wǎng)一次加密時測井資料統(tǒng)計,水洗層聲波時差(△t)為500～700 μs/m,最高可達到800 μs/m,較相鄰老井增加70～300 μs/m;水洗層深淺側(cè)向電阻率(R)為90～440 Ω·m,較相鄰老井增加10～250 Ω·m(表3)。

表3 加密井水洗層與相鄰老井電性變化對比

2 水洗程度定性解釋標準

根據(jù)水洗油層聲波時差、深淺側(cè)向電阻率兩種測井曲線的變化特征,建立了定性判斷水洗層的方法,以取心并進行蒸汽吞吐試采的加密井為依據(jù)作散點圖,可以明顯區(qū)分強水洗、中水洗、弱水洗、未水洗和干層五個分布區(qū),能夠快速判斷加密水平井鉆遇油層的水洗層段及水洗程度(圖2)。

結(jié)合碳氧比(C/O)測井解釋和巖心取樣化驗分析結(jié)果,未水洗油層含油飽和度在60%以上,弱水洗和中水洗油層含油飽和度分別為50%～60%和40%～50%,強水洗油層含油飽和度在40%以下。

3 水洗層再利用潛力分析及補孔時機

稠油油藏非均質(zhì)性嚴重,井間汽竄是蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)過程中普遍發(fā)生的現(xiàn)象[7],并導(dǎo)致處于汽竄路徑部位的加密井鉆遇一定厚度的水洗油層[8],也就是既有處于原始狀態(tài)的油層,也有強水洗、中水洗和弱水洗等不同水洗程度的油層。特別是在弱水洗-中水洗油層中還有較高的含油飽和度,為了充分發(fā)揮水洗油層的開發(fā)潛力,需要研究水洗層的吞吐潛力和補孔時機[9]。

數(shù)值模擬結(jié)果表明,厚度為9.8 m的油層(所選試驗區(qū)油層平均厚度)在吞吐油汽比大于0.2的情況下,含油飽和度分別為45%、50%、55%和60%時,分別可吞吐1、2、3和4個周期,單位厚度油層產(chǎn)油量相應(yīng)為43.7、82.2、124.0、156.7 t,油汽比分別為0.250,0.251,0.270,0.273(表4)。

表4 不同水淹狀況下加密井吞吐指標預(yù)測

考慮到加密井一般能吞吐5個周期,如果水洗層只能吞吐1個周期,那么補孔時機應(yīng)放在加密井吞吐第5個周期,注汽量按第5周期優(yōu)選值設(shè)計,依此類推。

鑒于此,對水洗程度不同的油層,補孔時機及注汽量應(yīng)按以下原則進行:

1)未水洗油層(So>60%):首先射孔投產(chǎn),一般吞吐5個周期,第一周期每米油層注汽量100.00 t,以后各周期注汽量按15%遞增。

2)弱水洗油層(50%

3)中水洗油層(40%

4)強水洗油層(So≤40%):不宜進行補孔投產(chǎn)。

研究結(jié)果表明,針對處于原始狀態(tài)的未水洗油層首先射孔投產(chǎn),弱水洗和中水洗油層分別在吞吐的第2和第4周期補孔投產(chǎn),可最大限度地發(fā)揮加密水平井的開發(fā)潛力,使稠油資源二次有效動用。

樓1-Ⅳ11-1H井是2022年8月在井樓一二區(qū)西北端完鉆的第一口加密水平井,目的層為Eh3Ⅳ11小層,油層埋深270～320 m,有效厚度約10 m,油層溫度下脫氣原油黏度30 324 mPa·s;該井水平段長170 m,在484～540 m和681～691 m水平段錄井為灰褐色油斑細砂巖,根據(jù)巖電特征分析認為油層仍處于原始狀態(tài),含油飽和度為60%～70%。9月,對上述兩個水平段射孔后,進入蒸汽吞吐試采前的預(yù)處理階段,該階段注汽干度85%、溫度270 ℃、注汽量210 m3,已抽汲生產(chǎn)31 d,累計產(chǎn)油54.00 t、產(chǎn)水280.00 t,平均日產(chǎn)油1.74 t;在預(yù)處理階段尚未結(jié)束的情況下,油汽比已達0.26,目前日產(chǎn)油1.60 t,井口產(chǎn)液溫度40 ℃,采用水平井加密吞吐技術(shù)已初見成效。

4 結(jié)論

1)河南稠油油藏具有“淺、薄、稠、散”的地質(zhì)特點,蒸汽吞吐階段單井泄油半徑一般不超過40 m,原油采出程度小于25%,仍有70%以上的稠油資源滯留在地下沒有得到利用。

2)河南稠油油田加密井鉆遇既有處于原始狀態(tài)的油層,也有強水洗、中水洗和弱水洗等不同水洗程度油層;利用電阻率與聲波時差交會圖版,能夠快速識別水洗油層及水洗程度。

3)針對河南稠油油藏特征,明確了油層不同水洗程度再利用的補孔時機,提出了水平加密井未水洗油層段首先射孔投產(chǎn),弱水洗、中水洗油層段分別在加密井第2、4周期補孔投產(chǎn),即能夠最大限度發(fā)揮原始狀態(tài)油層和已洗油層的資源潛力。