王 猛，王國(guó)棟

(1.東北石油大學(xué)，黑龍江 大慶 163000;2.中油遼河油田公司，遼寧 盤(pán)錦 124010)

1 油藏概況

1.1 地質(zhì)概況

曙一區(qū)杜84塊館陶組油層為巨厚塊狀邊、頂、底水的超稠油油藏［1－2］，整體構(gòu)造形態(tài)為一向南東方向傾斜的單斜構(gòu)造［3］，地層傾角為2～3°，構(gòu)造單一，區(qū)內(nèi)無(wú)斷層發(fā)育，與下覆地層呈不整合接觸;油藏埋深530～640 m，平均油層厚度為106 m，平均孔隙度為36.3%，滲透率為5.54 μm2，粒度中值為0.44 cm，屬高孔、高滲、中—強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層。20℃脫氣原油密度為1.007 g/cm3，50℃地面原油黏度為23.19×104mPa·s，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量為52.9%。探明含油面積為1.92 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為2626×104t。研究區(qū)域含油面積為0.55 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為791×104t。

1.2 開(kāi)發(fā)歷程

館陶油藏自2000年開(kāi)始部署70 m井距正方形直井井網(wǎng)進(jìn)行開(kāi)發(fā)，依靠產(chǎn)能建設(shè)實(shí)現(xiàn)區(qū)塊的上產(chǎn)，2003年產(chǎn)量達(dá)到高峰，高峰產(chǎn)量達(dá)到20×104t，隨后產(chǎn)能建設(shè)完成，區(qū)塊產(chǎn)量進(jìn)入快速遞減階段，2005年為彌補(bǔ)產(chǎn)量遞減，在館陶油藏開(kāi)展SAGD先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)，2009年區(qū)塊全部轉(zhuǎn)入SAGD開(kāi)發(fā)，共有8個(gè)SAGD井組，形成了18×104t的生產(chǎn)規(guī)模，采油速度為2.0% ～2.5%，通過(guò)開(kāi)發(fā)方式轉(zhuǎn)換扭轉(zhuǎn)了產(chǎn)油量區(qū)塊遞減趨勢(shì)，實(shí)現(xiàn)了重新上產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。

2 存在問(wèn)題分析

2.1 存在問(wèn)題

杜84塊館陶油藏經(jīng)過(guò)多年SAGD開(kāi)發(fā)，井組生產(chǎn)效果逐漸變差。先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)4個(gè)SAGD井組實(shí)施SAGD后單井產(chǎn)量逐漸上升，至2008年單井產(chǎn)量達(dá)到高峰，日產(chǎn)油達(dá)到120 t/d，但隨開(kāi)發(fā)深入，井組產(chǎn)量逐漸遞減，至目前單井日產(chǎn)油僅為55 t/d，生產(chǎn)效果逐漸變差。

與之對(duì)應(yīng)的是館陶油藏蒸汽腔2008年高度達(dá)到40 m，隨后上升停止，SAGD開(kāi)發(fā)進(jìn)入蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段，該階段SAGD蒸汽熱效率下降，產(chǎn)量也進(jìn)入下降階段［2］。

2.2 原因分析

針對(duì)蒸汽腔不上升的問(wèn)題，結(jié)合測(cè)井及巖心資料對(duì)油藏地質(zhì)體進(jìn)行了重新評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)在油藏內(nèi)存在多個(gè)巖性為泥質(zhì)粉砂巖的低物性段。低物性巖層沉積厚度為0.2～2.0 m，粒度中值為0.12 mm，沉積粒度較細(xì)，孔隙度為15% ～25%，平均滲透率為200×10－3～400 ×10－3μm2之間，含油飽和度在40%左右，在電測(cè)解釋上表現(xiàn)為低微電極幅度差、中—高聲波時(shí)差、高感應(yīng)值和低中子伽馬的測(cè)井響應(yīng)特征［4］。

館陶油藏屬陸相濕型沖積扇扇中亞相沉積，受古地形、水體能量變化等沉積環(huán)境的控制，在垂向上呈多旋回疊置發(fā)育特征［5］。從巖心及測(cè)井曲線上可以看出，油藏內(nèi)由于周期性水流能量的強(qiáng)弱變化及平面上沉積差異性，發(fā)育多套低物性巖層，其中以640、600、565 m三套低物性巖層發(fā)育最為明顯，對(duì)SAGD開(kāi)發(fā)的影響最大。綜合各種資料定性描述了油藏低物性巖層平面及空間分布情況［6］:在垂向上發(fā)育了多套低物性巖層，平面上連續(xù)性較好，橫向展布距離大，局部存在天窗。低物性段的發(fā)育，是導(dǎo)致館陶SAGD蒸汽腔上覆受阻、生產(chǎn)效果大幅下降的根本原因。

3 開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策研究

3.1 低物性段改造的可行性分析

館陶油藏內(nèi)部發(fā)育的低物性?shī)A層為泥質(zhì)粉砂巖沉積，滲透率在200×10－3～400×10－3μm2之間，具有一定的滲透性 (表1)。超稠油對(duì)于溫度的敏感性極高，隨著溫度的降低，黏度快速降低，溫度升高到240℃時(shí)，原油黏度降至12 mPa·s，流動(dòng)摩擦阻力較小，但由于低物性段儲(chǔ)層粒度中值小、滲透率低，雖然原油已被加熱至可流動(dòng)溫度，但重力仍小于表面張力、黏滯力及原油流動(dòng)后的負(fù)壓效應(yīng)之和，導(dǎo)致原油仍無(wú)法泄入下部蒸汽腔中［7］。

表1 杜84塊館陶油層低物性段物性統(tǒng)計(jì)

3.2 技術(shù)對(duì)策研究

分析認(rèn)為，幾年來(lái)低物性段上方原油經(jīng)蒸汽腔持續(xù)烘烤已達(dá)到較高溫度，具備一定的流動(dòng)能力，但原油的重力仍不足以克服流動(dòng)阻力，因此決定借鑒蒸汽驅(qū)的開(kāi)發(fā)理念，在低物性段上方射孔、注汽，提高低物性段上方與蒸汽腔的壓差，將原油驅(qū)替至下部的蒸汽腔中。

同時(shí)對(duì)SAGD井組的開(kāi)發(fā)歷程進(jìn)行研究及評(píng)價(jià)，生產(chǎn)歷史也證實(shí)了通過(guò)射孔可有效動(dòng)用低物性段上方原油。先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)館平10～13井組注汽直井采用的是低物性段上下同時(shí)射孔的方式，轉(zhuǎn)驅(qū)后蒸汽腔快速突破640 m深度的低物性段，在上部形成蒸汽腔，而館平14～17井組采用僅在低物性段下部射孔的方式，蒸汽腔上升受阻。

通過(guò)機(jī)理的研究及對(duì)已有井組開(kāi)發(fā)歷程的評(píng)價(jià)，最終決定進(jìn)行注汽井射孔井段調(diào)整，對(duì)低物性段上方補(bǔ)孔10～15 m，連續(xù)注入蒸汽，直接加熱上部油層，改善泄油能力［8］，建立上下蒸汽腔同步泄油模式，改善井組生產(chǎn)效果(圖1)。

圖1 低物性段上部射孔蒸汽腔上升模式

4 措施實(shí)施及效果評(píng)價(jià)

2012年開(kāi)始在館陶井區(qū)實(shí)施低物性段改造試驗(yàn)，先后對(duì)15口注汽直井實(shí)施低物性段上部補(bǔ)孔，射孔厚度在10～15 m，射孔后注汽井開(kāi)始注汽。低物性段上部補(bǔ)孔層段吸汽狀況良好，吸汽比例達(dá)到60%左右，表明上部油層得到動(dòng)用。井區(qū)內(nèi)觀察井監(jiān)測(cè)資料反映，低物性段上方溫度上升，溫度曲線由“指型”變成“箱型”，蒸汽腔高度由改造前的20 m上升至40 m，證實(shí)了上部蒸汽腔得到動(dòng)用(圖2)。

圖2 低物性段改造實(shí)測(cè)后井溫監(jiān)測(cè)曲線

低物性段改造措施實(shí)施后，8口水平生產(chǎn)井泄油能力明顯增強(qiáng)，產(chǎn)液量上升，產(chǎn)油量增加，含水率下降，分析認(rèn)為低物性段上部未動(dòng)用的高含油飽和度區(qū)域受到蒸汽波及，加熱流體突破低物性段泄到下部蒸汽腔中被采出。

實(shí)施低物性段改造前，井組日產(chǎn)油量?jī)H為500 t/d，且出現(xiàn)產(chǎn)量下降的趨勢(shì)。實(shí)施低物性段改造后，井組日產(chǎn)油量逐漸上升，目前日產(chǎn)油量達(dá)到700 t/d，含水下降3%，取得顯著的生產(chǎn)效果(圖3)，扭轉(zhuǎn)了改造前因蒸汽腔上升受阻導(dǎo)致的產(chǎn)量下降趨勢(shì)，實(shí)現(xiàn)了井組的重新上產(chǎn)。

圖3 館陶井組SAGD階段生產(chǎn)曲線

5 結(jié)論

(1)在SAGD開(kāi)發(fā)中，油藏內(nèi)發(fā)育的低物性段可抑制蒸汽腔上升，造成井組提前進(jìn)入蒸汽腔橫向擴(kuò)展階段，使熱能消耗大，產(chǎn)量、油汽比下降。

(2)注汽井實(shí)施低物性段射孔改造措施，突破了“滲流屏障”，強(qiáng)制動(dòng)用低物性段上方油層，加快蒸汽腔上升速度，提高熱利用率，生產(chǎn)效果提高。

(3)該技術(shù)的成功實(shí)施，證實(shí)了在SAGD開(kāi)發(fā)中突破低物性段的可行性，對(duì)其他SAGD開(kāi)發(fā)區(qū)域提高開(kāi)發(fā)效果具有重要的指導(dǎo)作用。

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