稠油热采开发后期技术对策研究

 1 基本情况
古城油田泌浅10区位于泌阳凹陷北部斜坡带西北部，断块主要受北部和西部两条正断层控制的鼻状构造，主要含油层位H3Ⅲ-H3Ⅶ油组，叠加含油面积1.4km2，地质储量529×104t，主力油层为Ⅳ7、Ⅳ9、Ⅵ3层。储层以细砂岩为主，平均孔隙度25.46-36.2%，渗透率0.379-6.0272um2，属中孔中渗储层。油藏埋深156.0-503.8m，油层有效厚度1.0-45.2m，单层有效厚度小于10.0m。原油密度0.9407-0.964g/cm3，油层温度下脱气原油粘度2.5-8.8×104mPa.s，按国内稠油分类标准，属于特稠油油藏。泌浅10区1987年投入开发，先后实施了局部一次井网开发、二次井网加密调整，经过二十多年的蒸汽吞吐开采，高周期吞吐后期，周期递减加大，多轮次吞吐后汽窜不断加剧，生产效果明显变差，措施调整难度大。截止2012年12月，全区累计注汽354.07×104t，累计产液378.9×104t，产油84.453×104t，综合含水77.8%，累计油汽比0.24，地质储量采出程度15.9%。日产液637吨，日产油112吨，综合含水82.4%。
2 影响开发效果的主要因素分析
2.1 储层非均质性导致平剖面动用不均衡 层间动静不均衡主要体现在高孔高渗层因油层物性好，蒸汽吞吐动用程度高，低孔低渗层因物性差动用程度较低，造成部分储量无法动用或动用程度低。厚油层层内受韵律和蒸汽超覆特性影响，上下部和上部动用程度高，中间动用程度低。历年油井水淹状况监测资料显示，强水淹分布在渗透性较高的区域，弱水淹主要分布在渗透较差的区域，厚层上部动用程度高，下部动用程度低（见图1）。
2.2 高周期吞吐后汽窜严重，严重影响吞吐开发效果
通过二十多年的开发，BQ10区油井平均吞吐已达到11.5个吞吐周期，局部区域高达20周期以上，汽窜井次逐渐增多，从单向窜、层内窜向多井窜、双向窜、面积窜发展，造成注入蒸汽有效波及体积小。汽窜后周围窜通生产井的产液量、温度、含水率上升，但产油量下降，油井生产效果差，甚至无效现象。汽窜不仅影响了注汽井的蒸汽吞吐效果，而且影响了窜通井的生产，热利用率降低。
2.3 高周期吞吐后期，油藏状况复杂，部分油井注入方式及参数不合理 目前BQ10区块采用热化学辅助吞吐主要方式是：氮气助排、泡沫调剖及氮气辅助热处理。部分油井注入方式不合理导致周期吞吐效果变差，如古J51723井在第八周期实施氮气助排，注入氮气40062 Nm3，注入蒸汽971m3，周期日均产油1.6t，周期产油292.7t，油汽比达到0.30；第九周期实施氮气助排，注入氮气6865Nm3，注入蒸汽1219m3，周期日均产油仅0.1m，周期产油4t，油汽比0.003；在注汽组合不变，无汽窜干扰的情况下，认为是注采参数发生变化后造成油井生产效果变差。由于采出程度不断升高，近井地带可动油逐渐降低，蒸汽波及半径有限，油井周期间产油量必然逐渐变差，常规注汽方式注入后沿原通道进入，不能够有效波及到未动用原油，导致生产效果差，氮气具有抽提作用，可提高采收率，采用段塞式氮气辅助热处理能高采出程度油井生产效果。如古J51016井，第12周期实施氮气助排注汽876吨，注氮气21423Nm3，周期日均产油0.8吨，油汽比0.17，2012年9月实施氮气辅助热处理注汽后峰值产油6.2吨，周期油汽比0.23，生产效果得到明显改善。
3 开发后期改善生产效果技术对策
3.1 优化氮气辅助热处理注采参数，进一步提高储量剖面均衡动用程度 自氮气辅助热处理在BQ10区规模应用以来，随着轮次增多，氮气辅助热处理效果也呈逐步变差趋势。结合油井动静态资料，完善了氮气辅助热处理油井选井标准，使措施更具有针对性，更为合理。完善后氮气辅助热处理选井标准：①油层厚度大于3.0米；②渗透率级差在3-5之间，剖面矛盾较为突出；③日产液大于5吨，亏空程度相对较低；④周期末井口产液温度不低于40℃。
从油层等静态参数和油井产状等动态参数来确定高动用层段厚度，注氮厚度按高动用段厚度设计，设计注氮半径逐轮递增，轮次间氮气半径递增0.5-1.5米。氮气辅助热处理阶段注入蒸汽量相对较少，油井采注比在3.0以上，多轮次实施后地层能量降低，油井日产液明显下降，需适时采取周期注汽，以补充地层能量，保证油井长期生产效果。
2012年1月-2013年8月，泌浅10区实施氮气辅助热处理77井次，注氮气89.02×104Nm3，注汽1.7889×104吨，阶段核实增油4724.8吨，核实油汽比0.27。
3.2 实施氮气辅助面积注汽，改善汽窜井区生产效果
高周期吞吐后期，汽窜呈单向窜、双向窜、面积窜，一口井注汽，周围3-5口发生汽窜，汽窜后油井不出液，套压升高，需要放套管气后或恢复一定时间后方能正常生产，甚至一直处于无效，造成本次注汽无效，严重影响了开发效果。为了解决大面积汽窜问题，并能够继续发挥氮气辅助措施效果，采取氮气辅助面积注汽，面积注汽采取集中注汽后再一起开抽的方式，可以避免正常生产的油井不会因为邻井注汽汽窜而造成躺井，影响产量。注汽方式依然应用氮气辅助技术，汽窜区域油井集中注入氮气，利用氮气特性，可以平衡地层压力系统，封堵优势汽窜通道，注汽时能大大提高了蒸汽及氮气利用率，又能有效抑制汽窜导致油井地层出砂。通过实施氮气辅助面积注汽，面积汽窜问题得了有效解决，油井生产效果得到了明显改善。
2013年1-8月，泌浅10区实施氮气辅助面积注汽3个井区26个井次，组合注汽后区域注汽压力提升1.7MPa，井组周期生产温度提升23℃，阶段注汽2.19×104吨，注氮气43.26×104Nm3标方，阶段核实产油0.39×104吨，核实油汽比0.18，完全油汽比0.165，生产效果相对较好。
3.3 实施氮气辅助间歇点汽驱，改善干扰增油井组生产效果 一直以来干扰增油对产量都有很大贡献，但随着轮次增加，干扰增油效果也在变差，分析原因在于井间平面及纵向剩余油富集程度在降低。在氮气辅助技术基础上，结合干扰油井井区采出程度、采注比等动、静态资料，对干扰增井井组实施氮气辅助间歇点汽驱。目的是通过辅助氮气技术提高驱替效率，加大氮气蒸汽注入量，提高蒸汽波及范围，最终实现提高平面及纵向剩余油动用程度，改善干扰增油井组生产效果。2013年在古城油田泌浅10区先后实施古J51117、古585井两个井组，实施氮气辅助间歇点汽驱后，2个井组见效油井7口，见效率70%，井区日产液110.9吨，日产油13.9吨，综合含水87%，与措施前相比，产能提高了11.2吨。
4 结论
①确定合理的氮气辅助热处理选井条件及注采参数，油井生产效果得到改善。②运用氮气辅助面积注汽，提高了氮气、蒸汽利用率，改善汽窜井区生产效果。③运用氮气辅助间歇点汽驱，有效地改善了干扰增油井组生产效果。