彭永燦，史燕玲，崔志松 （中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

王桂君 （中石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

劉建 （中石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000）

程中疆 （中石油新疆油田分公司黑油山公司，新疆 克拉瑪依 834000）

袁知宇 （中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

謝建勇，梁成鋼 （中石油新疆油田分公司準東采油廠，新疆 克拉瑪依 834000）

中深層稠油油藏有效開發(fā)方式探討
——以昌吉油田吉7井區(qū)梧桐溝組油藏為例

彭永燦，史燕玲，崔志松 （中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

王桂君 （中石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

劉建 （中石油新疆油田分公司風(fēng)城油田作業(yè)區(qū)，新疆 克拉瑪依 834000）

程中疆 （中石油新疆油田分公司黑油山公司，新疆 克拉瑪依 834000）

袁知宇 （中石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000）

謝建勇，梁成鋼 （中石油新疆油田分公司準東采油廠，新疆 克拉瑪依 834000）

吉7井區(qū)二疊系梧桐溝組油藏具有油稠、埋藏深、與淺層稠油油藏相比滲透率較低等特點。針對原油性質(zhì)分布規(guī)律，開展了不同的驅(qū)替介質(zhì)、不同介質(zhì)組合方式等多種驅(qū)替方式的綜合評價研究，推薦了不同原油性質(zhì)相適應(yīng)的開發(fā)方式。

中深層；稠油；中滲透；驅(qū)替介質(zhì)；開發(fā)方式；探討

1 吉7井區(qū)油藏特征

1）吉7井區(qū)梧桐溝組油藏埋藏深，中部深度1317.0～1836.0m，淺層稠油的埋藏深度一般小于700m。

2）油層條件下，溶解汽油比20～30m3／m3，地飽壓差9.0MPa，地層原油黏度40.2～934.5mPa·s。依據(jù)稠油油藏的分類標準，昌吉油田梧桐溝組油藏屬于中深層中低滲普通～特稠油油藏。

3）油層物性具有中孔、中滲特征，孔隙度21.9%，滲透率80.8mD，比克拉瑪依淺層稠油的滲透率低一個數(shù)量級以上。

4）油藏被幾條大的斷裂切割，且高部位油稠，低部位原油性質(zhì)相對較好，油藏的封閉性較差。

2 油藏開發(fā)面臨難點

1）梧桐溝組油藏流度僅為滲透率5mD、地層原油黏度3mPa·s的普通特低滲透油藏的1／4。2）由于埋藏深，導(dǎo)致開發(fā)方式和淺層稠油油藏的開發(fā)方式存在很大差別。

關(guān)鍵問題是如何針對不同地質(zhì)和流體條件，優(yōu)選相適應(yīng)的、經(jīng)濟有效的開發(fā)方式。

3 稠油油藏不同開發(fā)方式篩選標準

稠油油藏不同開發(fā)方式的篩選標準見表1。吉7井區(qū)梧桐溝組油藏平面上原油性質(zhì)是有變化的，應(yīng)根據(jù)原油性質(zhì)的差異性并結(jié)合稠油油藏開發(fā)方式篩選標準，采用相適應(yīng)的開發(fā)策略 （見表2）。

表1 稠油開發(fā)方式篩選標準

表2 吉7井區(qū)梧桐溝組油藏參數(shù)

4 開發(fā)方式優(yōu)選

4.1 熱采有利于提高采收率，但實施難度大

加拿大水驅(qū)稠油有50年的經(jīng)驗，對166個水驅(qū)稠油油藏的統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明：地層原油黏度小于100mPa·s時，水驅(qū)稠油采收率在20%以上；當?shù)貙釉宛ざ却笥?00mPa·s時，水驅(qū)采收率僅在10%～20%之間。統(tǒng)計資料顯示水驅(qū)、蒸汽驅(qū)采收率與原油黏度的關(guān)系如圖1所示，隨著原油黏度的增加，注水開發(fā)采收率隨之降低，而相應(yīng)的蒸汽驅(qū)采收率降低幅度不大。說明隨著地層原油黏度的升高，注熱開發(fā)的方式將逐漸占據(jù)主導(dǎo)地位。

室內(nèi)試驗證實水溫從50℃升至200℃，水驅(qū)驅(qū)油效率提高12.2%，殘余油飽和度降低11.1%。數(shù)值模擬預(yù)測水溫升高，采收率提高0.8%～3.6%，采油速度提高0.05%～0.30%。但現(xiàn)場注水試驗表明，常規(guī)的生產(chǎn)管柱，井口注70～80℃的熱水到井底，由于井深熱損失大，溫度仍降到地層溫度。若考慮采用真空隔熱油 管 （視 導(dǎo) 熱 系 數(shù)0.015W／（m·℃））其 價格為436元／m，是普通油管價格200元／m的2倍，熱采的投入成本太高。

圖1 加拿大水驅(qū)、蒸汽驅(qū)采收率與原油黏度的關(guān)系

4.2 火驅(qū)開發(fā)適應(yīng)性差

影響火驅(qū)成功的關(guān)鍵因素是火驅(qū)對油藏的適應(yīng)性。已經(jīng)證明成功的火驅(qū)，絕大部分都是在高孔高滲儲層中獲得，儲層物性一般都在500mD以上，流動系數(shù)最低的也在0.3以上。與國內(nèi)外火驅(qū)篩選條件對比，吉7井區(qū)梧桐溝組油藏原油黏度條件不滿足，儲層物性較差。對于火驅(qū)開發(fā)方式，該區(qū)還有幾個方面的不利因素。

1）油藏頂?shù)诪閰^(qū)域的不整合面，油藏能否封閉是火驅(qū)潛在的危險。

2）油藏埋深大 （1366.0～1484.0m），地層壓力高 （12.3～14.6MPa），火驅(qū)實施過程中大排量的注空氣，對空氣壓縮機將提出更高的要求，提高注空氣的成本。

3）縱向上分布多套油藏不適宜火驅(qū)開發(fā)。根據(jù)火驅(qū)技術(shù)分析，目前多層同時進行火驅(qū)開發(fā)的技術(shù)還不具備，單層火燒勢必會對過火區(qū)域面積內(nèi)其他層系的油井產(chǎn)生破壞，影響整體的開發(fā)效果。

在該區(qū)開展火驅(qū)開發(fā)效果將是低效的，在技術(shù)上有成功的可能，而經(jīng)濟方面收回投資的可能性不大。

4.3 CO2驅(qū)后處理難度大

CO2驅(qū)對于水敏和速敏比較強的儲層是比較理想的開采方式。但考慮CO2的來源不足、成本較高，持續(xù)注入在目前情況下無法保障；CO2驅(qū)產(chǎn)出液的處理難度較大，對設(shè)備、管線的腐蝕程度較高，暫不推薦。

4.4 油層條件達不到SAGD開采要求

SAGD技術(shù)能有效提高采收率，其最終采收率可達60%以上，但SAGD技術(shù)對油藏條件要求較高：①一般實施SAGD開發(fā)的油層厚度在20m以上，吉7井區(qū)梧桐溝組油藏單油層最大厚度為14.5m；②實施SAGD開發(fā)要求油層滲透率大于500mD，吉7井區(qū)梧桐溝組油藏油層滲透率為80.8mD；③為了保證注入足夠的熱量，實施SAGD開發(fā)的油藏深度不能太深，一般不超過600m，吉7井區(qū)梧桐溝組油藏中部深度為1317～1836m。

4.5 泡沫驅(qū)提高采收率效果明顯，需開展現(xiàn)場試驗

①室內(nèi)試驗表明，55℃氮氣泡沫驅(qū)驅(qū)油效率比水驅(qū)提高了26.88%，剩余油飽和度降低了14.42%。②數(shù)值模擬表明常規(guī)水驅(qū)＋泡沫驅(qū)比水驅(qū)波及體積提高20%左右。50℃水驅(qū)＋泡沫驅(qū)采收率24.1%，較50℃水驅(qū)提高采收率8.6%。③與吉7井區(qū)相似的遼河油田錦90稠油區(qū)塊 （見表3），于1996年開展了注常溫氮氣泡沫驅(qū)試驗，提高采收率效果明顯。

表3 油藏地質(zhì)參數(shù)對比表

遼河油田錦90稠油區(qū)塊1999年9月9個試驗井組 （9口注入井，46口采油井）開始采用常規(guī)水驅(qū)＋氮氣泡沫驅(qū)。截至2006年4月，試驗區(qū)階段累積注水173.7×104m3，注氮氣64.0×104m3（地下體積），注化學(xué)劑12275t，平均注入濃度0.33%。累積產(chǎn)油27.4×104t。平均采油速度1.5%，累計增油12.7×104t。遼河油田錦90稠油區(qū)塊的儲層物性遠高于吉7井區(qū)，吉7井區(qū)泡沫驅(qū)開發(fā)需進一步開展室內(nèi)、現(xiàn)場試驗研究。

4.6 常規(guī)冷水驅(qū)可行性評價

4.6.1 常溫水驅(qū)開發(fā)黏度界限研究

對于稠油的開發(fā)方式，應(yīng)根據(jù)原油分類，并考慮地質(zhì)條件選擇適宜的方式。根據(jù)中國稠油分類標準（見表4），對于普通稠油Ⅰ-1類油藏，以往的經(jīng)驗該類油藏開發(fā)方式可以采用常溫水驅(qū)。

表4 中國稠油分類表

數(shù)值模擬研究表明當?shù)貙釉宛ざ?～500mPa·s時，常溫水驅(qū)具有優(yōu)勢；地層原油黏度500～800mPa·s時，熱水驅(qū)具有一定優(yōu)勢；地層原油黏度大于800mPa·s時，常溫水驅(qū)和熱水驅(qū)都無盈利空間 （見表5）。因此常溫水驅(qū)的界限定為地層原油黏度小于500mPa·s。

表5 不同黏度稠油常溫水驅(qū)和熱水驅(qū)效果對比表

4.6.2 常規(guī)冷水驅(qū)試驗效果評價

1）吉008井試驗區(qū)注水效果分析 吉008井區(qū)梧桐溝組油藏中部深度為1580m，油層滲透率為86.0mD，地層原油黏度為462.5mPa·s。

為了對注水開發(fā)效果進行評價，選取吉7井區(qū)未注水且生產(chǎn)時間超過1a的老井 （J1010井、J1011井、J1014井、吉002井、吉006井）進行對比分析，從開采曲線可以看出為衰竭式生產(chǎn)，油井產(chǎn)量遞減快，年水平自然遞減為37.5%。從吉008井注水試驗區(qū)綜合開采曲線可以看出，注水見效后含水穩(wěn)中有降，油量上升，遞減趨勢為負遞減，注水效果顯著。

2）吉006井試驗區(qū)注水效果分析 吉006井試驗區(qū)梧桐溝組油藏中部深度為1810m，油層滲透率為60.8mD，地層原油黏度為79.5mPa·s。

統(tǒng)計吉006井斷塊生產(chǎn)時間大于1a的13口采油井，從遞減情況來看，油井見水見效之前，折算年水平自然遞減為33.6%，見效后折算年水平自然遞減為8.8%，遞減大大減緩。

5 結(jié)論

地層原油黏度小于500mPa·s的中深層稠油油藏可實施常規(guī)注冷水開發(fā)，采收率可達20%左右。

［編輯］ 黃鸝

The Effective Development Ways of Mid-deep Heavy Oil Reservoirs——By Taking Reservoirs in Wutonggou Formation of Wellblock Ji 7in Changji Oilfield for Example

PENG Yongcan，SHI Yanling，CUI Zhisong，WANG Guijun，LIU Jian，CHENG Zhongjiang，YUAN Zhiyu，XIE Jianyong，LIANG Chenggang （First Author' s Address：Research Institute of Exploration and Development，Xinjiang Oilfield Company，PetroChina，Karamay 834000，Xinjiang，China）

The reservoirs in Wutonggou Formation of Permian System in Wellblock Ji 7had the characteristics of heavy oil，deep burial and low permeability compare with shallow heavy oil reservoirs.In consideration of the distribution of crude oil，a comprehensive evaluation was carried out based on different flooding ways and different flooding media.It is recommended that the methods for development of different natures of crude oils should be used.

mid-deep reservoir；heavy oil；middle permeability；displacing medium；development way；research

TE345

A

1000-9752（2014）12-0183-04

2014-06-10

彭永燦 （1968-），男，1990年西南石油學(xué)院畢業(yè)，博士，高級工程師，長期從事油氣田開發(fā)工作。