劉麗杰 （中石化勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營 257015）

勝坨油田經(jīng)過40多年的注水開發(fā)，已進(jìn)入特高含水開發(fā)后期，“十五”規(guī)劃以來產(chǎn)量呈下降態(tài)勢且日趨嚴(yán)重。勝坨油田河流相沉積儲層地質(zhì)儲量占勝坨油田地質(zhì)儲量的一半以上［1，2］，該類油藏正韻律特征明顯，非均質(zhì)嚴(yán)重、注入水水竄嚴(yán)重［3］，水驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)的難度越來越大。為了進(jìn)一步提高采收率，先后開展了勝坨油田化學(xué)驅(qū)提高采收率等攻關(guān)技術(shù)［4～7］；由于勝坨油田屬高溫高鹽油藏，常規(guī)化學(xué)驅(qū)油體系不能滿足該類油藏的需要，難以實(shí)現(xiàn)化學(xué)驅(qū)的有效動(dòng)用。因此借鑒國內(nèi)外氮?dú)馀菽?qū)提高采收率技術(shù)現(xiàn)狀［8～12］，以河流相單元?jiǎng)俣^(qū)沙河街組二段3砂層組）為對象，結(jié)合特高含水后期的剩余油分布特征，探索了氮?dú)馀菽?qū)提高采收率技術(shù)。

勝二區(qū)位于勝坨油田東部構(gòu)造高點(diǎn)的西南翼，為穹隆背斜構(gòu)造的一部分，屬辮狀河流沉積。是勝二區(qū)主力油層之一，含油面積10.7km2，油層平均厚度6m，地質(zhì)儲量1097×104t。區(qū)內(nèi)油層自東北向西南方向傾斜，傾角2～5°，縱向上分6個(gè)小層。主力層為，縱向上黏連大，平面上呈席狀展布，厚度較大；非主力層為、、、，油砂體為土豆?fàn)?、條帶狀分布，連通性差，平均厚度小于2m，主力層與非主力層間具有較好的隔層展布。該層系是一套正韻律沉積，平均孔隙度30.1%，空氣滲透率1780mD，原始含油飽和度72%，平均地下原油黏度11mPa·s，地面平均原油黏度671mPa·s，地層水礦化度17435mg/L，二價(jià)離子質(zhì)量濃度475mg/L，原始地層溫度80℃。勝二區(qū)于1966年6月投產(chǎn)，采用行列式井網(wǎng)，1975年8月開始注水開發(fā)。至2012年3月，綜合含水率97.4%，采出程度40.9%。

為研究高溫高鹽油藏低張力氮?dú)馀菽?qū)提高采收率技術(shù)，開辟了先導(dǎo)性試驗(yàn)區(qū)。試驗(yàn)區(qū)位于斷層夾持的構(gòu)造高部位，含油面積4.0km2，地質(zhì)儲量為588×104t，平均有效厚度為8.0m。其中，主力層層地質(zhì)儲量為419.6×104t，占試驗(yàn)區(qū)總地質(zhì)儲量的71.4%。

1 非均質(zhì)性研究

表1 不同含水階段主力層小層滲透率非均質(zhì)性參數(shù)

表1 不同含水階段主力層小層滲透率非均質(zhì)性參數(shù)

變異系數(shù) 級差低含水階段含水階段 平均滲透率/mD 2585 0.64 25中高含水階段 4072 0.90 30特高含水階段4418 0.99 35

從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)上看，主力層底部水竄嚴(yán)重，存在高滲透帶。ST2－1X172井單采小層，2009年10月下電泵提液，含水率在6個(gè)月之內(nèi)由96.0%上升為98.0%；ST2－1X159井為2002年投產(chǎn)新井，射孔小層頂部單采，初期含水率為63%，但由于水竄嚴(yán)重，含水率上升快，2010年7月因高含水關(guān)井。從吸水剖面看，主力層吸水強(qiáng)度明顯高于非主力層 （見圖1），且層內(nèi)下部吸水明顯好于上部 （見圖2）。

圖1 各小層吸水狀況圖

圖2 主力層小層吸水狀況圖

2 剩余油分布特征

表2 試驗(yàn)區(qū)數(shù)值模擬剩余油數(shù)據(jù)表

進(jìn)入特高含水開發(fā)后期，剩余油在平面上普遍分布，僅在井網(wǎng)不完善或斷層附近的局部區(qū)域較富集；各小層層間剩余油飽和度差異較大，主力層動(dòng)用較好，平均剩余油飽和度為38.0%，非主力層動(dòng)用差，剩余油飽和度為46.3%，明顯高于主力層；主力層層內(nèi)縱向上剩余油分布差異較大 （見圖3），頂部相對富集［15］，剩余油飽和度高達(dá)62.6%，剩余可動(dòng)儲量占主力層的67.2%，而底部由于長期注水沖刷，剩余油飽和度僅29.5%。

圖3 試驗(yàn)區(qū)主力層層內(nèi)剩余油分布圖

試驗(yàn)區(qū)2011年鉆密閉取心井的取心分析資料同樣表明，主力層頂部2～3m水淹級別為見水，底部為強(qiáng)水洗，底部與頂部剩余油飽和度差值進(jìn)一步增大，表明剩余油分布形態(tài)連續(xù)性變差。

3 低張力氮?dú)馀菽?qū)提高采收率技術(shù)研究

圖4 雙管非均質(zhì)高、低滲模型產(chǎn)液分?jǐn)?shù)變化曲線

活性劑在地層的運(yùn)移過程中不可避免地存在吸附損耗，但吸附前后泡沫性能變化不大，可以通過適當(dāng)加大泡沫劑的濃度或在注入泡沫劑主段塞之前注入前置段塞或注入犧牲劑，減少泡沫劑的吸附損耗。

4 單井試注效果分析

通過在試驗(yàn)區(qū)東北部ST2－0－206井開展單井試注試驗(yàn)，單注小層。從2011年8月30日開始試注，注入周期為29d。先后試驗(yàn)了泡沫劑與氮?dú)饨惶孀⑷搿⒌孛婊旌献⑷?、地下混合注?個(gè)試驗(yàn)階段，并在每個(gè)階段下對不同氣液比進(jìn)行了試驗(yàn)。如圖5所示，開始試注后注入壓力明顯上升，注入過程中試注井組中油井未見注入氣產(chǎn)出，表明在注水井井底形成了穩(wěn)定泡沫，并起到了一定的封堵作用。通過測量試注前后的壓降曲線，如圖6所示，注水關(guān)井后井底壓力很快降為0MPa，注入氮?dú)馀菽P(guān)井后壓力降落趨勢明顯變緩，表明氮?dú)馀菽梢杂行Х舛碌撞扛邼B條帶。通過單井試注試驗(yàn)，確定采取井口混合注入方式，氣液比為1∶1。

圖5 ST2－0－206井注泡沫前后注入壓力變化

圖6 ST2－0－206井注泡沫前后壓降曲線變化

5 效果預(yù)測及應(yīng)用前景

通過對比不同井網(wǎng)下低張力氮?dú)馀菽?qū)油效果，結(jié)合國內(nèi)外同類油藏氮?dú)馀菽V場及室內(nèi)試驗(yàn)研究，確定針對主力層小層采用平行于構(gòu)造線的交錯(cuò)行列式井網(wǎng)注氮?dú)馀菽_發(fā)，非主力層以注水開發(fā)為主。試驗(yàn)區(qū)主力層預(yù)計(jì)可以提高采收率7.8%，采收率達(dá)到55.7%，累計(jì)增油22.9×104t，中心井區(qū)預(yù)計(jì)提高采收率10.1%。

勝坨油田有適合低張力氮?dú)馀菽?qū)的高溫高鹽油藏地質(zhì)儲量2.32×108t，按提高采收率8%計(jì)算，可增加可采儲量1850×104t；推廣到勝利油區(qū)的高溫高鹽油藏，覆蓋地質(zhì)儲量5.1×108t，可增加可采儲量4100×104t，在高油價(jià)下具有較好的經(jīng)濟(jì)效益和推廣前景。

6 結(jié)論與認(rèn)識

2）低張力氮?dú)馀菽?qū)挖潛技術(shù)可以克服高溫高鹽的問題，有效封堵底部高滲條帶，改變儲層的非均質(zhì)性。

3）礦場注入方式采用氮?dú)馀菽诨旌献⑷?，氣液比?∶1。

4）主力層采用注氮?dú)馀菽_發(fā)，預(yù)計(jì)提高采收率7.8%，中心井區(qū)提高采收率10.1%，非主力層采用注水開發(fā)。

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