姚國(guó)平

(中國(guó)石化河南油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院,河南南陽(yáng) 473132)

河南稠油油藏主要分布在泌陽(yáng)凹陷北部斜坡帶部位,由西向東包括井樓、古城、楊樓和新莊四個(gè)稠油油田。含油層系為古近系核桃園組核三段,巖性以細(xì)砂巖和粉砂巖為主,儲(chǔ)層膠結(jié)疏散物性好,孔隙度29.0%～34.0%,滲透率0.976～3.432 μm2,含油飽和度(So)65.0%～75.0%;油藏埋藏淺(<500 m)、單油層厚度薄(4～10 m)、原油黏度高(15 000～70 000 mPa·s)、純總厚度比0.26～0.70,一般在0.50左右,具有“淺、薄、稠、散”的地質(zhì)特點(diǎn)。

上世紀(jì)八十年代中期井樓和古城油田采用100 m×141 m的五點(diǎn)法井網(wǎng)開(kāi)始蒸汽吞吐采油,九十年代中期先后在井樓中區(qū)、南區(qū)和古城泌淺10井等區(qū)塊實(shí)施井網(wǎng)一次加密吞吐(直井),加密后井距為100 m×70 m[1]。目前,經(jīng)過(guò)三十多年開(kāi)發(fā)已進(jìn)入高輪次吞吐末期,單井日產(chǎn)油小于1.00 t、油汽比在0.20 以下,吞吐效果變差,原油采出程度小于25%,仍有70%以上的稠油資源滯留在地下沒(méi)有得到利用。

2020年河南油田在井樓中區(qū)鉆探樓檢2井和樓檢3井兩口檢查井,巖心觀察和化驗(yàn)分析結(jié)果表明,吞吐井間仍為原始含油狀態(tài),受油層導(dǎo)熱距離限制,泄油半徑一般約35 m[2];目前,樓檢3井試采已取得日產(chǎn)油1.72 t、油汽比0.33、累計(jì)產(chǎn)油1 431.00 t的好效果,說(shuō)明若利用水平井加密、逐層上返的吞吐技術(shù)能夠大幅度提高原油采出程度,實(shí)現(xiàn)稠油資源二次有效動(dòng)用。因此,如何快速識(shí)別未水洗、弱水洗、中水洗和強(qiáng)水洗層段是加密水平井投產(chǎn)井段優(yōu)化設(shè)計(jì)的重要前提。

1 水洗層巖性及電性特征

稠油油藏蒸汽吞吐開(kāi)采階段,隨著吞吐輪次增加蒸汽波及范圍隨之增大,井間汽竄愈加頻繁,蒸汽波及后儲(chǔ)層巖性及電性亦隨之發(fā)生變化。

1.1 巖性變化特征

通過(guò)對(duì)井樓油田、古城油田九十年代中期所鉆加密取心井大量巖心觀察,已能從巖心上直接觀察出蒸汽波及后油層的巖心變化,如油層水洗后具油味變淡、顏色變淺、含油不飽滿、顆粒間較干凈、滴水緩滲、污手性差等特點(diǎn),可以將蒸汽吞吐區(qū)塊新鉆井的油層劃分為未水洗、弱水洗、中水洗、強(qiáng)水洗四個(gè)含油級(jí)別(表1)。

表1 稠油油藏巖心水洗程度分類(lèi)標(biāo)準(zhǔn)

蒸汽吞吐階段,鉆井取心能夠直觀、快速識(shí)別油層的水洗層段及水洗程度,由于耗時(shí)費(fèi)力不可能口口鉆井取心。因而,一般情況下,在井網(wǎng)加密調(diào)整初期,根據(jù)剩余油分布和井間汽竄特點(diǎn)優(yōu)化確定少量井鉆井取心,目的是研究蒸汽波及范圍、驅(qū)油效率、泄油半徑以及縱向剩余油分布特點(diǎn)及影響因素,重點(diǎn)是落實(shí)油層水洗程度與測(cè)井電性的響應(yīng)關(guān)系[3]。

1.2 電性變化特征

河南稠油油田九十年代中期采用井網(wǎng)加密吞吐技術(shù),先后在井樓油田和古城油田完鉆加密井147口,綜合分析認(rèn)為油層被蒸汽波及后,儲(chǔ)層電性特征也隨之產(chǎn)生變化,尤其是聲波時(shí)差[4]、深淺側(cè)向電阻率和碳氧比能譜測(cè)井變化最為明顯。

1.2.1 水洗后聲波時(shí)差值明顯增大

河南稠油油藏埋藏淺、成巖作用差,儲(chǔ)層多為泥質(zhì)、瀝青質(zhì)膠結(jié),在高溫蒸汽吞吐過(guò)程中,由于①部分膠質(zhì)及瀝青質(zhì)產(chǎn)生熱解;②部分膠結(jié)物及碎屑顆粒被溶解;③部分粉細(xì)碎屑顆粒隨原油產(chǎn)出地面,均可改變油層孔隙結(jié)構(gòu),使孔隙增大,甚至在油層中產(chǎn)生“蚯蚓洞”,導(dǎo)致儲(chǔ)層密度減小、聲波時(shí)差增大。

如井樓零區(qū)J01井是部署在吞吐井間汽竄路徑上的一口取心井,巖心觀察和電測(cè)解釋結(jié)果表明,目的層核三段Ⅲ砂組6小層(Eh3Ⅲ6)油層被蒸汽波及后,在物性好的下部發(fā)現(xiàn)弱水洗-中水洗-強(qiáng)水洗三個(gè)水洗層段,隨著水洗程度增加,聲波時(shí)差明顯增大(圖1)。

圖1 井樓中區(qū)樓J01井水洗層測(cè)井組合曲線

為了進(jìn)一步了解水洗油層和未洗油層孔隙結(jié)構(gòu)的變化特點(diǎn),根據(jù)井樓南區(qū)樓檢1井Eh3Ⅲ5、Eh3Ⅲ6小層巖心觀察描述結(jié)果,在水洗與未水洗油層段分別取巖樣進(jìn)行壓汞實(shí)驗(yàn),結(jié)果如表2所示。

表2 樓檢1井油層水洗、未水洗孔隙結(jié)構(gòu)特征參數(shù)對(duì)比

1)油層水洗后排驅(qū)壓力(包括中值壓力)比未洗油層普遍有所降低,下降了0.004 MPa,說(shuō)明水洗后儲(chǔ)層物性普遍變好,用較低的排驅(qū)壓力即能大量進(jìn)汞。

2)水洗后儲(chǔ)層的喉道半徑比未洗油層增大,最大喉道、最小喉道和平均喉道分別增加3.26、0.36、0.58 μm,且大喉道增加值明顯高于小喉道,其原因是儲(chǔ)層中泥質(zhì)及粉細(xì)顆粒隨原油向井筒方向運(yùn)移時(shí),大喉道阻力遠(yuǎn)低于小喉道,更容易隨原油采出地面,改變油層孔隙結(jié)構(gòu)。

3)表征儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)的其他特征參數(shù),諸如均值、分選、歪度等,水洗后比水洗前均有所提高,說(shuō)明注汽后在近井地帶(樓檢1井距相鄰注汽井25 m)和井間汽竄路徑部位儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)變好,聲波時(shí)差值明顯增大。

1.2.2 稠油層水洗后深淺側(cè)向電阻率增大

油層導(dǎo)電能力的大小主要取決于地層中自由水和吸附于黏土顆粒表面的束縛水,而地層的骨架和原油可以認(rèn)為是不導(dǎo)電的。因此,地層電阻率主要與自由水、束縛水有關(guān),并主要取決于自由水和束縛水的礦化度[5]。

蒸汽吞吐過(guò)程中,注入蒸汽幾乎不含礦物質(zhì),其冷凝水的電阻率比原始地層水高的多。由于油層被蒸汽波及后,含油飽和度降低,部分地層原油占據(jù)的孔隙空間被蒸汽冷凝水替代,同時(shí)冷凝水和未被采出的自由水、束縛水要進(jìn)行離子交換,高礦化度地層水中的離子向低濃度冷凝水中擴(kuò)散,導(dǎo)致地層水礦化度降低。

隨著吞吐輪次的增加,油層中蒸汽冷凝水越來(lái)越多、水洗程度增強(qiáng),最終達(dá)到冷凝水全部置換了地層水,使深淺側(cè)向電阻率表現(xiàn)為一定程度的升高。如井樓零區(qū)J01井Eh3Ⅲ6小層下段油層被蒸汽波及后,水洗程度由弱到強(qiáng),電阻率逐漸增大(圖1)。

1.2.3 碳氧比(C/O)測(cè)井曲線數(shù)值減小

儲(chǔ)層被蒸汽波及后,含油飽和度降低,同時(shí)注入蒸汽冷凝水進(jìn)入油層并溶解膠結(jié)雜基中部分鈣的組分,從而導(dǎo)致碳氧比(C/O)數(shù)值減小,Si/Ca數(shù)值增大[6],該測(cè)井技術(shù)能夠定量解釋油層含油飽和度的大小。

綜上所述,油層被蒸汽波及后,隨著水洗程度的增強(qiáng),聲波時(shí)差和深淺側(cè)向電阻率均具有增大的變化特點(diǎn)。據(jù)河南稠油油田井網(wǎng)一次加密時(shí)測(cè)井資料統(tǒng)計(jì),水洗層聲波時(shí)差(△t)為500～700 μs/m,最高可達(dá)到800 μs/m,較相鄰老井增加70～300 μs/m;水洗層深淺側(cè)向電阻率(R)為90～440 Ω·m,較相鄰老井增加10～250 Ω·m(表3)。

表3 加密井水洗層與相鄰老井電性變化對(duì)比

2 水洗程度定性解釋標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)水洗油層聲波時(shí)差、深淺側(cè)向電阻率兩種測(cè)井曲線的變化特征,建立了定性判斷水洗層的方法,以取心并進(jìn)行蒸汽吞吐試采的加密井為依據(jù)作散點(diǎn)圖,可以明顯區(qū)分強(qiáng)水洗、中水洗、弱水洗、未水洗和干層五個(gè)分布區(qū),能夠快速判斷加密水平井鉆遇油層的水洗層段及水洗程度(圖2)。

結(jié)合碳氧比(C/O)測(cè)井解釋和巖心取樣化驗(yàn)分析結(jié)果,未水洗油層含油飽和度在60%以上,弱水洗和中水洗油層含油飽和度分別為50%～60%和40%～50%,強(qiáng)水洗油層含油飽和度在40%以下。

3 水洗層再利用潛力分析及補(bǔ)孔時(shí)機(jī)

稠油油藏非均質(zhì)性嚴(yán)重,井間汽竄是蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)過(guò)程中普遍發(fā)生的現(xiàn)象[7],并導(dǎo)致處于汽竄路徑部位的加密井鉆遇一定厚度的水洗油層[8],也就是既有處于原始狀態(tài)的油層,也有強(qiáng)水洗、中水洗和弱水洗等不同水洗程度的油層。特別是在弱水洗-中水洗油層中還有較高的含油飽和度,為了充分發(fā)揮水洗油層的開(kāi)發(fā)潛力,需要研究水洗層的吞吐潛力和補(bǔ)孔時(shí)機(jī)[9]。

數(shù)值模擬結(jié)果表明,厚度為9.8 m的油層(所選試驗(yàn)區(qū)油層平均厚度)在吞吐油汽比大于0.2的情況下,含油飽和度分別為45%、50%、55%和60%時(shí),分別可吞吐1、2、3和4個(gè)周期,單位厚度油層產(chǎn)油量相應(yīng)為43.7、82.2、124.0、156.7 t,油汽比分別為0.250,0.251,0.270,0.273(表4)。

表4 不同水淹狀況下加密井吞吐指標(biāo)預(yù)測(cè)

考慮到加密井一般能吞吐5個(gè)周期,如果水洗層只能吞吐1個(gè)周期,那么補(bǔ)孔時(shí)機(jī)應(yīng)放在加密井吞吐第5個(gè)周期,注汽量按第5周期優(yōu)選值設(shè)計(jì),依此類(lèi)推。

鑒于此,對(duì)水洗程度不同的油層,補(bǔ)孔時(shí)機(jī)及注汽量應(yīng)按以下原則進(jìn)行:

1)未水洗油層(So>60%):首先射孔投產(chǎn),一般吞吐5個(gè)周期,第一周期每米油層注汽量100.00 t,以后各周期注汽量按15%遞增。

2)弱水洗油層(50%

3)中水洗油層(40%

4)強(qiáng)水洗油層(So≤40%):不宜進(jìn)行補(bǔ)孔投產(chǎn)。

研究結(jié)果表明,針對(duì)處于原始狀態(tài)的未水洗油層首先射孔投產(chǎn),弱水洗和中水洗油層分別在吞吐的第2和第4周期補(bǔ)孔投產(chǎn),可最大限度地發(fā)揮加密水平井的開(kāi)發(fā)潛力,使稠油資源二次有效動(dòng)用。

樓1-Ⅳ11-1H井是2022年8月在井樓一二區(qū)西北端完鉆的第一口加密水平井,目的層為Eh3Ⅳ11小層,油層埋深270～320 m,有效厚度約10 m,油層溫度下脫氣原油黏度30 324 mPa·s;該井水平段長(zhǎng)170 m,在484～540 m和681～691 m水平段錄井為灰褐色油斑細(xì)砂巖,根據(jù)巖電特征分析認(rèn)為油層仍處于原始狀態(tài),含油飽和度為60%～70%。9月,對(duì)上述兩個(gè)水平段射孔后,進(jìn)入蒸汽吞吐試采前的預(yù)處理階段,該階段注汽干度85%、溫度270 ℃、注汽量210 m3,已抽汲生產(chǎn)31 d,累計(jì)產(chǎn)油54.00 t、產(chǎn)水280.00 t,平均日產(chǎn)油1.74 t;在預(yù)處理階段尚未結(jié)束的情況下,油汽比已達(dá)0.26,目前日產(chǎn)油1.60 t,井口產(chǎn)液溫度40 ℃,采用水平井加密吞吐技術(shù)已初見(jiàn)成效。

4 結(jié)論

1)河南稠油油藏具有“淺、薄、稠、散”的地質(zhì)特點(diǎn),蒸汽吞吐階段單井泄油半徑一般不超過(guò)40 m,原油采出程度小于25%,仍有70%以上的稠油資源滯留在地下沒(méi)有得到利用。

2)河南稠油油田加密井鉆遇既有處于原始狀態(tài)的油層,也有強(qiáng)水洗、中水洗和弱水洗等不同水洗程度油層;利用電阻率與聲波時(shí)差交會(huì)圖版,能夠快速識(shí)別水洗油層及水洗程度。

3)針對(duì)河南稠油油藏特征,明確了油層不同水洗程度再利用的補(bǔ)孔時(shí)機(jī),提出了水平加密井未水洗油層段首先射孔投產(chǎn),弱水洗、中水洗油層段分別在加密井第2、4周期補(bǔ)孔投產(chǎn),即能夠最大限度發(fā)揮原始狀態(tài)油層和已洗油層的資源潛力。