营13断块薄层边底水稠油油藏开发技术及效果

2013-12-23芦玉花曾丽娟苏金长朱大伟

石油地质与工程 2013年3期

芦玉花，梁伟，曾丽娟，苏金长，朱大伟

（1.中国石化胜利油田分公司，山东东营257000；2.中海石油能源发展股份有限公司钻采工程研究院）

1 营13断块基本情况

营13断块位于东辛油田西部，构造位置属于济阳坳陷东营凹陷中央隆起带中段的东营穹隆背斜构造内，位于营8大断层西部末端下降盘及营1断层下降盘，是被两条二级断层夹持的地堑构造，三维地震覆盖全区。该断块内部构造破碎，断层极为发育，次级断层将该断块分割为多个小断块。营13断块油水关系复杂，各含油断块区无统一的油水界面，每个小层各自成为一个独立的油水系统，都有各自的油水界面；而同一小层在不同区块，油水界面也不相同。根据常规岩心物性分析报告，储层以块状砂岩、粗砾级砂岩为主，孔隙度平均为35.2%；渗透率平均为4 300×10-3μm2；原始含油饱和度平均为58%；泥质含量7%～45%，平均为20%，水敏性强。

营13断块区油藏为有边底水的复杂断块稠油油藏，常规水驱开发产能较低，现有开发方式已无法满足生产要求，因此开展了提高稠油油藏开发效果技术研究，以进一步提高区块的整体开发效果。

2 实验设备及用品

2.1 实验设备

DV-III Ultra型旋转流变仪（转速0.10～250 r／min可调）；恒温水浴锅；CRZF-2 型蒸汽发生器；LC6000型制备高效液相色谱仪、蒸汽驱线性模型。

2.2 实验用品

GWFP-1、GWFP-2（自制），KCl、FP-1、GDJD-04、GFP-2（工业品），二氧化碳、氮气（工业品）。试验用油样取自营13块试油井，地面原油密度0.9533 g／cm3，地面原油粘度5 711 mPa·s；试验用水样取自营13块试油井，地层水水型为CaCl2型，总矿化度17 139 mg／L；试验用岩心为室内填制人工岩心。

3 主要研究成果

3.1 热采水平井开发技术

稠油油藏原油粘度大，使得开发过程中原油流动阻力大，流动压差大，边、底水侵严重。水平井技术能够很大程度上减少这些开发中的不利因素，因此广泛地应用于稠油油藏开发［1］。与直井相比，水平井能有效增大泄油面积，改善渗流条件，控制更多的地质储量，提高储量动用［2］；利用水平井开采，在相同采液量的情况下具有更低的采液强度，生产压差较低，可改变边水推进模式，抑制边水舌进入侵，有效缓解油井含水上升速度；延长低、中含水采油期，从而获得较高采收率和采油速度［3-4］。对于储层较薄的油藏，水平井水平段大面积展布于油藏，注汽过程中油藏均匀受热，最大程度的减少盖、底层散热，提高热采效果。

根据区块油藏静态数据，应用数值模拟CMG软件的STARS模块建立了单井直井径向模型、水平井模型，同时考虑与底水间有无隔层，分别预测了直井、水平井蒸汽吞吐的效果，数值模拟结果表明，对于薄层边底水稠油油藏，水平井热采开发效果要好于直井。

3.2 高温储层保护技术

该区块泥质含量7%～45%，平均含量为20%，具有较强的敏感性因素，为此开展了高温储层保护技术研究。实验方法：将防膨剂配制成质量分数5%的溶液，称取3g钠土放置于高温密闭反应器中，分别加入上述防膨剂溶液50 mL 于反应器中，用玻璃棒充分搅匀，密封后于300℃高温烘箱放置24 h。高温加热后冷却到室温后将防膨剂溶液倒出，对经过高温处理后的防膨剂进行防膨性能评价（表1）。

表1 高温300 ℃处理后不同防膨剂中的粘土膨胀结果

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。

对防膨效果较好的GWFP-1、GWFP-2、KCl三种防膨剂进行耐水洗实验，水洗实验结果如表2。结果表明，尽管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变，且GWFP-1防膨率最高，因此选择使用GWFP-1防膨剂进行地层预处理。

表2 高温防膨剂的水洗实验结果

3.3 高温氮气泡沫堵调技术

对于存在边底水的油田稠油热采来说，边底水的侵入导致油井含水大幅度上升，边底水的存在对稠油热力开采带来不同程度的影响，这种影响主要表现在边水侵入和底水锥进［5］。

高温氮气泡沫堵调技术是稠油热采井封堵封窜的有效技术［6-7］。通过室内高温岩心流动装置，研究岩心残余油饱和度同泡沫阻力因子之间关系，结果见图1。

图1 残余油饱和度同泡沫封堵压差之间关系

实验结果分析：当残余油饱和度高于20%时，泡沫体系难于形成较高的封堵压差；当残余油饱和度低于20%时，体系的封堵压差明显增加。氮气泡沫具有“堵大不堵小”及“堵水不堵油”的作用，封堵高含水高渗层段，实现蒸汽转向动用高含油饱和度层段的目的，从而实现降水增油、提高边水侵入油藏的开发效果。

3.4 二氧化碳辅助蒸汽吞吐提高采收率技术

利用CO2提高原油采收率已成为油田三次采油的一项重要手段。其主要途径是通过原油体积膨胀和粘度降低的非混相驱和通过在油藏中析取原油中烃的混相效应［8-10］降低原油粘度。考察了蒸汽和不同气体条件下的驱替效率，结果见表3。从表3可以看出，在注蒸汽（250 ℃）驱替的几种方式中，注蒸汽＋CO2驱油效率最高，可提高采收率22.09%。

表3 不同驱替方式下的驱替效率

4 矿场试验

4.1 工艺流程

下注汽管柱→环空氮气隔热→挤注液态CO2→挤注高温防膨剂→注蒸汽伴注氮气泡沫→焖井→下生产管杆生产。

4.2 实施效果

营13-P7B井于2010年8月23日下泵开抽，工作制度：φ70 mm 阀式泵下深1 011 m，冲程6.0 m，冲次1.5次／min。至2012年5月12日共生产628天，累计产液2 0678.6 t，累计产油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，生产情况良好。

营13-平7B 井现场试验结果表明：采用热复合化学水平井开采技术后，与营13块常规生产（平均单井日油1.06 t，综合含水91%）相比，产油量大幅度增加，含水降低，取得了明显的增油降水效果，该技术可有效提高营13块复杂断块薄层边底水稠油油藏开发效果。