范子宜

(河南油田分公司采油二厂地质研究所，河南南阳  473400)

摘   要 ： 针对同一区域多轮次面积组合吞吐后效果效益变差的问题，在对薄互层油藏高周期面积组合注汽效果分析及评价基础上，明确了区块剩余油分布特征。利用数模及现场经验结合方法，筛选潜力区域，确定技术政策界限并优化组合模式及注汽方式，改善了开发效果，进一步提高了薄互层稠油油藏采收率。

关键词：面积组合吞吐；适宜条件；剩余油分布；政策界限

中图分类号： TP18 文献标识码:  A 文章编号：1671-2064(2022)21-2024-03

井楼油田位于河南省唐河县境内，构造上位于泌阳凹陷北部斜坡带西部，油层具有埋藏浅和原油性质稠的特点，一般埋深在110～2024米，含油层段为古近系核桃园组核三段Ⅲ～Ⅷ油组。井楼油田中区位于井楼油田一、二区北部，八区西北部，以地层不整合遮挡油藏和岩性油藏为主，H3Ⅲ、H3Ⅳ油组为该区的主要含油层段，储集层物性好，为中孔、中－高渗储层。中区开发年限长（30年），吞吐轮次高，单井日产水平低（＜03-6吨），油汽比低（03-14），采出程度低(17.4%)。面积组合吞吐技术2024年应用以来，有效减缓了油井周期递减，但同一区域多轮次面积组合吞吐后，虽进行了注汽注氮参数及配套工艺优化，有效轮次仅4～6个，效果效益明显变差。

1.剩余油潜力研究

1.1  平面剩余油分部特征

影响平面剩余油分布的因素包括以下几个方面：

1.1.1剥蚀线附近限压注汽

受井下技术状况变差，靠近剥蚀线影响，油井限压注汽或不再注汽。一方面，因限压注汽导致注汽效果变差；另一方面，部分井层因为地冒而停止注汽最终低效关停，造成一定程度的储量损失，整体采出程度低。

1.1.2汽窜严重

汽窜导致注入热量的热效率降低，影响稠油油藏蒸汽开发的效果。高轮次蒸汽吞吐生产之后，注采井之间可能形成了一条高含水的热连通通道，一口井注汽会使另一口井立即见效，此时从注汽井注入的蒸汽冷凝水可能窜到生产井，表现为含水率上升，甚至接近于100%。

1.1.3平面非均质性强

由于平面非均质性的影响，平面上物性好的区域动用程度高，采出程度高；边部及物性较差的区域动用程度低，采出程度低。

1.1.4蒸汽吞吐加热半径小

利用数模手段进行吞吐加热半径的研究，结果表明，随着吞吐加热轮次的增多，井周围热波及半径逐渐增大，当吞吐轮次大于8个周期后，加热半径变化不大，剩余油主要在井间富集。

从5个主力区块8个主力层的平面采出程度分布图可以看出，高周期吞吐后主力层平面剩余油主要分布在靠近断层及剥蚀线附近区域、物性较差的边部、边水影响区、井下故障区、以及井间滞留区域。

1.2  纵向剩余油分部特征

油层纵向上的剩余油分布与蒸汽超覆、纵向非均质性等因素有关。井楼中区油层多，孔渗性、黏度等差异大，由于纵向物性差异大，导致各个油层的吸汽量和产油量差异大，造成纵向上各层间动用不均衡。主要表现为主力层物性好，吸汽好，蒸汽波及体积大，累计产油量高，采出程度高，剩余油主要集中在原油黏度为普通稠油、超稠油的兼采层。近几年的剩余油监测资料显示，中、强动用段占总厚度的65%，弱动用段及未动段占总厚度的35%, 仍存在一定的剩余油潜力。

1.3  剩余油分类评价

按影响因素分类，将剩余油分为粘度影响型剩余油、井间滞留型剩余油、井况影响型剩余油及静态井网不完善型剩余油，其中潜力最大的为井间滞留型剩余油。

黏度影响型剩余油：井楼中区Ⅱ6、Ⅲ7层属超稠油，受粘度高影响，整体动用相对较差，平均采出程度仅8.6%，剩余油表现为普遍分布，连片富集。

井间滞留型剩余油：井楼中区以特稠油为主，典型层位包括Ⅳ03-3层、Ⅳ9层。由于物性相对较好，动用较高，高周期吞吐后汽窜发育，平面剩余油特征表现为高度采出，局部富集。

井况影响型剩余油：井楼中区Ⅳ03-3层为主力层，投产时间早，北部邻井剥蚀线，西部有大型断层，复杂构造形态导致多轮次高温蒸汽吞吐后，套管漏失、错断的油井越来越多，修井难度大，多数井由于无法修复而报废，部分资源储量无法有效动用，造成平面局部区域储量失控。

静态井网不完善型剩余油：井楼中区部分区域油井钻遇浅，深层静态井网未有效控制，储量失控严重，区域采出程度低。平面剩余油特征表现为采出不均，差异富集。

2.面积组合吞吐技术适宜条件研究

运用油藏工程方法评价了不同油藏条件面积组合吞吐井组效果，研究明确了面积组合吞吐技术适宜条件。通过统计整理、分析影响区域组合治理效果的影响因素，最终确定地质、开发因素是主要影响因素，其中最主要影响因素有厚度、原油粘度、压力保持水平以及采出程度。

厚度：薄互层油藏面积注汽油层太薄或者太厚均会导致效果差、有效率低。因此厚度3～5米、5～8米较适宜。

原油黏度：薄互层区域组合治理主要在特稠油藏上实施，普通稠油层与超稠油层均为兼采的薄差层，因此受物性等因素影响，区域组合治理未取得好的效果。

压力保持水平：通过统计分析，地层压力保持水平50～80%，油汽比及有效率最高。

采出程度：结合现场实际应用效果，认为在采出程度小于20%介入组合注汽，油汽比及注汽有效率更高。

3.面积组合吞吐政策界限研究

3.1  选井选区条件及组合优化

通过回归层系，优化面积组合吞吐井网，有效改善面积治理区域效果。数值模拟结果表明，组合窜通井数越多，提高采收率幅度越大。优选区域面积窜，汽窜通道3～10条、热连通较好、单井多轮次吞吐后窜流严重，蒸汽利用率低的薄互层区域为试验区，再根据采出程度、压力保持水平等标准优选井层，最终确定适宜面积组合吞的潜力层区，并通过回采、复产、修井等手段归层系。

3.2  注采参数优化

根据数值模拟结果，得到了组合单元最优的注采参数，即气汽比45:1，注汽强度300吨/米，日排液量50立方米。为进一步提升油汽比，改善区域面积治理效果，在数模结果的基础上，根据现场对不同压力保持状况、不同采出状况油井进行差异配注，进一步提效。针对采出程度低、压力保持水平高的油井，正常配注，扩大蒸汽有效波及范围；针对采出程度低、压力保持水平低的油井，加大注汽量，提高区域地层压力，动用井间剩余油；采出程度高、压力保持水平高，减少注汽量，辅助治理、防窜；采出程度高、压力保持水平低，少注汽，不注汽，利用邻井住汽能量干扰增油。

3.3  节点调剖优化

面积组合吞吐试验区的主要矛盾为汽窜，其次为边水，通过对关键节点即区块边界、汽窜中心、低部位边水强淹井采取高强度调剖封窜，并通过多轮次转换重点治理井、高低强度调剖间隔实施提高多轮次面积组合吞吐井组效果，具体调剖工艺则应根据单井主要矛盾、孔渗条件、井下管柱情况等进行相应优化。并结合数模研究结果，进一步优化了调剖参数，其中气液比最优结果:1:1～2:1，调剖剂段塞优化结果氮气+泡沫。

3.4  辅助驱剂配套

主要针对特超稠油油藏，在正常注汽、调剖等基础上辅助配套降黏、二氧化碳采油等技术，进一步提效。具体降黏工艺应根据原油黏度、采出程度及汽窜情况优化。

3.5  注氮参数优化

面积组合吞吐井组中汽窜相对不严重、边水能量较弱油井，通过配套氮气辅助吞吐措施，一方面利用前置氮气封堵汽窜、边水，另一方面通过混注或后置氮气增能助排。具体根据单井主要矛盾、采出状况、原油性质对注氮量及及段塞注入方式进行优化。

4.组合模式及注汽方式优化

4.1  两种组合优化模式

在剩余油潜力认识的基础上，参照面积组合吞吐技术适宜的油藏条件，得到了进一步扩大化学辅助面积组合吞吐技术实施规模的两种模式。

一种是从小变大——小组合有效区域外扩。即小组合有效区域，优选潜力井归层，连片外扩实施大面积组合。另一种是从无到有——潜力区域整体调整。即层系不规整的低效区域寻找潜力层，整体归层面积治理。

4.2  三类注汽组合方式

组合区域进一步优选后，根据含油面积、汽窜范围、采出程度的不同形成了三类注汽组合方式。 

其中，含油面积小，采出程度较低的兼采层，一般汽窜范围小、采出程度小于20%，实施小组合吞吐模式注汽；而含油面积大，采出程度较高的主力油层，分两种情况：其一是采出程度在20%-30%之间、汽窜范围进一步扩大，该类油层则采取扩大组合，实施整体面积组合吞吐模式注汽，组合区域内所有汽窜关联井。 另一类则是采出程度大于30%的面积窜区域，则采取局部组合与面状汽驱结合的模式注汽，潜力大井组合，潜力小井干扰受效；无潜力井防窜。

5.实施效果

在剩余油潜力认识的基础上，参照面积组合吞吐技术适宜的油藏条件以及面积组合吞吐政策界限，得到了进一步扩大化学辅助面积组合吞吐技术实施规模的两种模式：一是小组合有效区域，优选潜力井归层，连片外扩实施大面积组合；二是层系不规整的低效区域寻找潜力层，整体归层面积治理。2024年累计实施28井组109井次，覆盖储量91万吨，产油03-5万吨，油汽比03-23，阶段提高采收率1.6%，预计结束后提高采收率2.3%。

6.结论

井楼中区高周期吞吐后平面剩余油分布特征表现为局部、井间剩余油富集，纵向上剩余油多在物性较差、厚度较薄的层内或层间。共分为五种剩余油潜力类型，其中潜力最大的为井间滞留型剩余油，其次为粘度影响型，井况影响型、层间非均质型、静态井网不完善型剩余油较少。

面积组合吞吐技术适宜条件为油层厚度3～5、5～8米，采出程度小于20%，原油性质为特稠油，压力保持水平为50～80%。

数模与现场实际结合，优化研究得到了化学辅助面积组合吞吐技术政策界限。

理论与实践结合，形成了小组合有效区域外扩、潜力区域整体调整两种组合优化模式；优化形成了小组合、整体组合、局部组合+面状汽驱等三类组合注汽方式。

 

参考文献

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