胡曉耕

河南油田采油二廠地質研究所，中國·河南 南陽 473400

邊水；汽竄；剩余油；面積組合注汽

1 基本情況

1.1 歷史開發(fā)情況

井樓一區(qū)是河南油田稠油資源最為富集的區(qū)塊，于1989年9月投入單井吞吐試驗，1987年9月試驗區(qū)投入試驗，1989年9月擴大吞吐生產，1996年進行井網加密吞吐生產，H3 Ⅲ5-6、Ⅲ8-9 油層為該區(qū)的主要產層。其中井樓油田一區(qū)Ⅲ5-6 層邊水淹區(qū)域1992年先期投產樓2206、樓2107、樓2206 等井10 口；1998年井網加密，部署油井樓J1926、樓J2106、樓J2110 等井6 口；2002年至2003年區(qū)域大規(guī)模井網完善，部署油井樓2626、樓2638、樓2630 等油井26 口；截止到2019年，累計部署油井42口，控制總含油面積0.32km2，總地質儲量81.4×104t。

1.2 開發(fā)現(xiàn)狀

截止2019年12月底，井樓油田一區(qū)Ⅲ5-6 層邊水淹區(qū)域累計注汽61.4×104t，累計核實產液246×104t，累計核實產油29.5×104t，綜合含水88%，累計油汽比0.48，累計采注比4，核實采出程度36.2%。

研究區(qū)總井數(shù)42 口井，目前封井2 口，工程關井2 口，間開1 口，正常開井數(shù)37 口。2019年累計核實產液16.4 萬t，產油0.8685 萬t，綜合含水94.7%，年采液速度1.067%，累計注汽1.25 萬t，油汽比0.69。目前區(qū)塊日產液510t，日產油27.7t，平均單井日產液13.7t，日產油0.7t，基本達到一區(qū)平均單井日產水平。

2 開發(fā)中存在的主要問題

2.1 熱化學輔助輪次高，效果急劇變差

一區(qū)Ⅲ5.6 層沙灘井總利用井42 口，其中吞吐周期大于6 周期油井36 口，占吞吐總井數(shù)87%。實施熱化學輔助吞吐共42 口井，平均單井熱化學輔助吞吐為6 個輪次。

表1 研究區(qū)周期吞吐輪次表

圖1 研究區(qū)化學輔助措施周期產油統(tǒng)計圖

周期日產液在前3 個周期變化幅度較大，第2 周期由于地層被加熱很快，油層的流動能力加強，日產液最高。在第4 周期后，周期日產液變化幅度不大，周期平均日產液10～13t/d。日產油呈現(xiàn)下降趨勢，由初期的4.5t 下降至11 周期的1.4t，集中熱化學輔助吞吐后，周期日產油油所上升，幅度不大。并且經過3 輪熱化學輔助蒸汽吞吐后，日產油下降至1t 以下。油汽比走勢整體呈現(xiàn)先升后降趨勢，另外，在第11、12 周期油汽比上升幅度較大。整體來看，Ⅲ5-6 層蒸汽吞吐油汽比指標表現(xiàn)較好。

氮氣輔助吞吐有效輪次僅3～7 個。其中2～6 輪次周期產油大于600t，日產油大于2t，措施有效；第7輪次效果急劇變差，后期通過優(yōu)化注氮方式及參數(shù)，能減緩遞減，但總體趨勢仍然逐漸變差。

2.2 汽竄干擾嚴重，熱能利用率低

一區(qū)Ⅲ5.6 層儲層物性較好，由于邊部水淹區(qū)油井僅鉆遇Ⅲ5.6 層，無其他油層可利用，投產至今高周期吞吐后區(qū)域汽竄嚴重，形成面積竄[1]。尤其2011年開始大規(guī)模實施氮氣輔助吞吐技術，氮氣竄程度更加遠超蒸汽竄，形成大規(guī)模的跨井距竄，面積竄，多井交叉互竄的情況。

3 三場及剩余油分布特征研究

3.1 三場分布特征研究

根據研究區(qū)測溫測壓資料分析，從1988年底區(qū)塊投入蒸汽吞吐開發(fā)以來，油藏壓力持續(xù)下降，目前油藏壓力已降至1.0MPa 左右。從不同水淹區(qū)的壓力分布圖和統(tǒng)計資料可以看出強水淹區(qū)域由于邊水能量補充，目前地層壓力保持水平較高基本在80%以上，中弱水淹區(qū)域由于長期吞吐開發(fā)，目前地層壓力保持水平較低，基本在40%左右。

結合歷史測溫資料可以看出，溫度高于100℃的區(qū)域分布于近井底附近，井間未波及區(qū)域的油藏溫度還保持在油藏的原始溫度左右，基本未受蒸汽熱波及[2]。根據統(tǒng)計，經過25年蒸汽吞吐開發(fā)，油層溫度平均提高25℃左右，大部分井井間熱聯(lián)通已經形成。同時根據模擬及檢測結果顯示，強水淹區(qū)域隨著邊水淹加劇，邊水能量補充，注汽吞吐頻率降低，地層溫度基本處于逐年下降的狀態(tài)，目前地層溫度整體上升10℃左右，原油流動性相對較弱。中弱水淹區(qū)域，由于無邊水能量補充，注汽吞吐輪次較高，因此目前地層溫度較高，井間熱聯(lián)通發(fā)育較好，原油流動性較強[3]。

綜合來看中弱水淹區(qū)域由于長期吞吐開發(fā)，目前地層壓力保持水平較低，基本在45%左右，油層溫度平均提高25℃左右，大部分井井間熱聯(lián)通已經形成，原油流動性較強。強水淹區(qū)域由于邊水能量補充，目前地層壓力保持水平較高基本在80%以上；強水淹區(qū)域隨著邊水淹加劇，邊水能量補充，注汽吞吐頻率降低，地層溫度基本處于逐年下降的狀態(tài)，目前地層溫度整體上升10℃左右，原油流動性相對較弱。

3.2 剩余油分布潛力分析

利用油藏工程方法，和數(shù)值模擬方法確定研究區(qū)的剩余油分布特征。研究區(qū)Ⅲ5.6 層整體水淹程度較高，其中Ⅲ6層水淹程度相對更高，但剩余油飽和度相對較高；Ⅲ5 層相對水淹程度較低，剩余油飽和度相對較低。

圖2 研究區(qū)剩余油飽和度分布圖

高部位中弱水淹區(qū)域內整體采出程度相對較高，剩余油飽和度30%左右，低部位強邊水淹區(qū)域內整體剩余油飽和度相對較高（55%左右），挖潛利用潛力較大。Ⅲ6 層相對Ⅲ5 層水淹程度更高，采出程度相對較低，剩余飽和度相對較高。

4 改善開發(fā)效果挖潛思路

4.1 縱向上細分單采，挖掘潛力層段

從單井生產情況可以看出縱向上各單層剩余油與沉積韻律有關，正韻律油層下部油層的動用程度大于油層上部動用程度，即波及半徑下部比上部波及半徑大；反韻律油層的上部油層動用程度大于下部油層的動用程度，即波及半徑上部大于下部波及半徑[4]。研究區(qū)H3 Ⅲ5 層在縱向上主要表現(xiàn)為一個大的反韻律，油層底部物性較上部較差，因此剩余油較富集；Ⅲ6 層主要表現(xiàn)為一個大的正韻律，油層上部物性較下部差，因此上部剩余油富集。根據剩余油的平面和縱向的分布特點和形成原因進行分析，從而制定下一步對井樓研究區(qū)的調整策略，以進一步提高該區(qū)厚油層的采出程度。利用監(jiān)測資料針對性地進行調層措施，提高該井生產效果。

研究區(qū)主要發(fā)育核三段Ⅲ51～Ⅲ63 一套主力厚砂層。夾層多與短暫而局部的水動力變化有關，一般分布較穩(wěn)定或不穩(wěn)定，細分小層后，各單層砂體間通常也有一定厚度、分布穩(wěn)定的夾層，構成了厚油層細分開采的天然條件，且在各小層砂體內部還發(fā)育了大量層內夾層。

對于有穩(wěn)定隔夾層、縱向上儲量動用差異大的油層，可采取機械封堵的方式優(yōu)選潛力大的層段二次吞吐。

4.2 平面綜合治理，分區(qū)域實施面積注氮

4.2.1 強水淹區(qū)

一線強邊水淹油井，主要采取氮氣輔助熱處理措施，適當增加蒸汽量，提高地層溫度，增加原油流動性。一線油井開抽后要調大參，保護中高部位油井生產。注氮方式主要采取前置注氮抑制邊水，注汽后追加后置注氮縮短排水期的方式，由于邊水能力較強，為提高蒸汽利用率，因此要加大前置氮量抑制邊水[5]。

4.2.2 中水淹區(qū)

中部汽竄發(fā)育區(qū)域油井主要采取調剖措施封堵汽竄通道，同時對邊水也有一定的封堵作用，擴大蒸汽波及體積。中部油井開抽后需要控制采注比，防止邊水淹進一步加劇。配套注氮方采取前置注氮抑制邊水，注汽過程中追加混注擴大蒸汽波及體積方式。

4.2.3 弱-未水淹區(qū)

高部位弱邊水淹區(qū)域油井主要采出程度較高，要盡量動用遠井地帶剩余油，同時由于厚油層普遍排水期較長。因此主要采取氮氣助排措施，注氮方式主要為前置注氮封堵虧空區(qū)域，混置注氮擴大蒸汽波及體積，后置注氮縮短排水期的方式，主要增加前置和混注氮量，使蒸汽可以充分的熱交換。

5 結論與認識

（1）邊水影響主要儲層物性（儲層非均質性、滲透率極差、儲層韻律、原始油水邊界）和動態(tài)開發(fā)因素（采液強度、采出程度、采注比）的影響。

（2）強水淹區(qū)域目前地層壓力保持水平較高，剩余油飽和度較高，但地層溫度較低，原油流動性相對較差；中弱水淹區(qū)域目前地層壓力保持水平較低，采出程度相對較高，但目前地層溫度較高，原油流動性相對較強。

（3）Ⅲ5.6 層整體水淹程度較高，其中Ⅲ6 層水淹程度相對更高，但剩余油飽和度相對較高；Ⅲ5 層相對水淹程度較低，剩余油飽和度相對較低。

（4）利用油藏工程方法研究制定了縱向以機械調層或者化學封堵等手段、平面綜合治理分區(qū)調整等手段為基礎的提高采收率技術。