多轮次吞吐后剩余油挖潜工艺对策与认识

摘要：滨南采油厂单家寺稠油油藏地质储量8763.73万吨，动用储量7910.96万吨，动用可采储量1750.4万吨，主要开发层系是馆陶组、东营组、沙一段、沙三段四段。单家寺稠油老区经过多年蒸汽吞吐开发，蒸汽吞吐轮次平均已达到10个周期以上，已处于多轮次吞吐阶段。由于层间差异、汽窜、高含水等原因，油汽比逐年降低、稳产难度越来越大，因此积极寻找、探索多轮次吞吐后层间剩余油挖潜配套工艺，用以改善稠油开发效果显得尤为重要。

关键词：多轮次吞吐，油汽比，汽窜，氮气泡沫

Abstract: South shore oil production plant Shanjiasi geological reserves of 87,637,300 tons of heavy oil reservoir, the use of reserves of 79,109,600 tons, 17,504,000 tons of recoverable reserves utilized mainly developed strata is Guantao, Dongying group, Sha Sha three section Sec. Shanjiasi old after years of heavy cyclic steam stimulation, steam stimulation round average has reached 10 cycles or more, has been in multiple rounds throughput stage. Due to the differences between layers, steam channeling, high water and other reasons, the oil steam ratio lower every year, more and more difficult and stable, and therefore actively seeking to explore the inter-layer throughput times after multiple rounds remaining oil matching process to improve heavy oil development the effect is particularly important.Keywords: multiple rounds of stimulation, oil and gas ratio, steam channeling, nitrogen foam

中图分类号：TE35 文献标识码：A

一、滨南采油厂稠油概况及存在问题

（一）、稠油概况

单家寺稠油油藏上报探明地质储量8763.73万吨，主包括单2块、单10块、单83块、单6块、单56块与单113块六个开发单元，主要开发层系是馆陶组、东营组、沙一段、沙三段。截止2013年4月底动用地质储量的核实采出程度17.96%，采油速度0.65%，日液水平13679t/d，日油水平1607t/d，综合含水88.2%，累计油气比0.67。

（二）、存在问题

油汽比降低、周期效益变差随着周期轮次的增加，剩余油饱和度较低，排水期延长，蒸汽吞吐效果变差，周期产油量，周期油汽比逐周降低。受蒸汽超覆和层间差异影响，层间动用不均衡汽窜现象严重，蒸汽利用率低。随着吞吐轮次的增加，汽窜程度加剧。从2009年起，针对汽窜频繁问题，逐步开展治窜试验，使得汽窜井次略有下降，但是油井的汽窜程度明显增加，表现为温度、液量和含水上升程度加剧，影响油量增加。 2012年发生汽窜237井次，注汽井热损失较大，蒸汽利用率低，影响油量5425吨。

二、剩余油挖潜工艺对策及效果分析

针对稠油开发过程中存在的诸多问题，近年来，我厂积极探索改善多轮次吞吐后稠油老区开发效果的有效途径，在挖掘层间剩余油潜力方面进行了氮气辅助吞吐、氮气泡沫调剖、汽窜治理等多项工艺探索与实践，取得了一定的效果和认识，为稠油老区稳产积累了宝贵经验，也为剩余油挖潜指明了工艺方向。

（一）、氮气辅助吞吐

1.机理

氮气辅助吞吐可以扩大蒸汽及热水带加热油层体积；由于蒸汽膨胀体积较大，生产时，能加速驱动地层中的原油及冷凝油返排，提高油井回采水率；氮气会进入油藏构造的较高部位，形成次生气顶，可以起到驱油的作用；同时氮气的导热系数低，可作为隔热剂，减少蒸汽热损失。

2.现场试验

针对稠油递减加大，原油产量稳产难度大的问题，2012年下半年开展了氮气辅助吞吐试验，施工11口井，开井10口，上周同期单井日油5吨，含水92%，累计产油2031t，本周同期单井日油9吨，含水84%，累计产油2751t，与上周同期对比平均单井日增油4吨，含水下降8%，单井增油72t，累计增油720t。

类型一：汽窜不严重、边水不活跃区域——单2-53-7

该井位于高部位、受水体影响较小，措施后排水期短（5天）、峰值11吨，初期投产效果较好，但有效期较短，分析原因为所注氮气量偏少，下步加大氮气注入量，延长有效期。

类型二：构造边部、能量不足——单56-11-19、单56-5-23

类型三：单层、蒸汽超覆影响——单10-59

该井生产单层、厚度大（13米）注汽过程中蒸汽超覆影响严重，氮气辅助吞吐在一定程度上能够调节吸汽剖面，提高下部油层动用，提高蒸汽波及体积，并且氮气良好的隔热效果可以减少盖层散热。措施后平均日油与上周同期对比提高1.4吨，含水下降2.4个百分点。

类型四：汽窜影响—单6-4-20、单10XN48

单6-4-20井注汽过程中与三口井发生汽窜；单10XN48注汽过程中1口井发生汽窜，影响注汽质量，氮气辅助吞吐效果受到影响。

类型五：位于水窜主流线上——单6-10X42

单6-10-42井位于水窜主流线上，单纯注氮强度低，无法实现堵水调剖，措施后效果与上周基本持平

3.取得的认识

适应类型：对于构造高部位，受水体影响较小。氮气辅助吞吐能够延缓水体推进，提高蒸汽波及面积，但在氮气用量上还需进一步优化（单2-53-7）；位于构造边部、边水能量弱的井。通过环空注氮可以达到环空隔热、增加地层能量的作用（单56-5-23、单56-11-19）；对于生产单层、厚度大的井，氮气辅助吞吐能够减少盖层散热、提高蒸汽波及面积、提高层间动用程度（单10-59）；不适应类型：汽窜严重的井，由于大孔道的存在，难以实现改善吸汽剖面、增加地层能量的作用，下步将把治理汽窜放在首要位置。（单6-4-20、单10XN48）；处于水淹线上的井,单纯注氮强度低，无法实现堵水调剖（单6-10X42）。

（二）、氮气泡沫调剖

1.机理

氮气泡沫调剖可以通过增大蒸汽的流度比、封堵汽窜，提高富集油地带的动用程度、实现地层深部封堵调剖来提高波及系数；通过界面活性来提高洗油效率；通过降低水相渗透率来降低综合含水。国内外的研究表明，高温单井泡沫吞吐可提高吞吐采收率3%～6%，高温泡沫驱可提高汽驱采收率7%～15%。

2.现场试验

2009年以来，针对层间差异大、油井含水高的井，实施了氮汽泡沫调剖工艺。共施工9口井，主要分布在单六西、单56区块。措施前后注汽情况对比表

从调剖前后注汽情况来看，注汽压力上升的有5口，压力持平的有3口，注汽压力下降的有1口，9口井平均单井注汽压力提高1.1MPa。

氮气泡沫调剖效果统计表

序号 井号 施工日期 措施前 措施后

周期产油t 注汽量 油汽比 周期产油t 注汽量 油汽比

1 单6-6-32 2009.6.5-6.21 2022 3408 0.59 8628 4301 2

2 单6-6-34 2009.9.13-9.23 1902 3324 0.57 1717 2585 0.66

3 单6-6-30 2009.10.7-2009.10.18 1152 4253 0.27 861 3029 0.28

4 单6-12-6 2009.8.7-8.18 788 3560 0.22 459 3963 0.12

5 单6-14X2 2009.9.3-9.14 2811 3864 0.73 4925 3826 1.29

6 单6-14X28 2009.8.20-8.29 423 3456 0.12 510 3667 0.14

7 单56-4X6 2010.3.23-4.5 476 3984 0.12 259 3136 0.08

8 单6-14X12 2010.6.9-6.16 624 3476 0.18 1068 2881 0.37

9 单56-12X8 2009.9.25-2009.10.2 238 3563 0.07 174 4006 0.04

合计 10436 0.39 18601 0.49

从施工效果来看，施工9口井，有效6口，有效率67%，累计增油8165吨，累计油汽比提高0.1。

3.取得的认识

离水体远、受边底水影响小区域，措施后效果较好；（单6-6-32、单6-14X12）；

汽窜严重的井调剖效果不理想（单6-6-34与单6-6-30井在注汽过程中汽窜，单6-12X6井生产过程中被汽窜）；离水体近、水淹严重区域，氮气泡沫强度低，调剖效果差；（单6-14X28）；对于生产不同层位、并且层间存在明显物性差异的井，调剖效果较好（单6-14X2合采馆陶、沙三）；单56部分区域油稠、低渗，不适宜进行氮气泡沫调剖的开展（单56-4X6、单56-12X8）。

（三）、汽窜封堵

近年来，我厂积极探索减缓汽窜程度，改善开发效果的有效途径，进行了注汽运行管理、化学调堵等多项工艺探索与实践，取得了一定的效果和认识。

1.注汽运行管理

同注同采技术：同注同采，针对由于井网密度大而引起的汽窜。汽窜的形成除受渗透性控制外，还受生产压差影响。对于油层连通性好的区域在汽窜方向上的油井采取同时注汽，可防止单井注入的蒸汽沿着热水通道流至邻井，迫使注入的蒸汽进入未动用方向。

双井合注技术：2012年合注井共实施8对16井次，在同期生产效果基本相同的情况下，由于注汽速度的降低，注汽过程中发生汽窜井次由15次下降为10次。采用双井合注技术，基本可以保证井底干度，保持良好的吞吐效果。但在选井时需考虑地层压力、吞吐轮次、例周注汽压力等因素，确保各井注汽质量。

2.化学堵调技术

2009年起我们加大对化学堵调工艺探索力度。针对不同汽窜程度、不同堵剂性能，优选汽窜井进行堵调试验。

.阳离子凝胶体系原理： 耐高温阳离子凝胶主要由阳离子、单体交联剂、促进剂、热稳定剂等，在一定条件下通过反相乳液聚合而成的具有一定圆度和粒径的凝胶颗粒乳液。其颗粒的三维立体网络结构含有大量亲水基团，具有极好的吸水膨胀而不溶解性。

2）.水玻璃体系

原理：该堵剂为复合离子型液体堵剂，A剂主要成分是含有多种添加剂的硅酸钠溶液， 为灰色透明粘稠液体， B剂主要成分是氯化钙及添加剂，为无色透明液体；采用双液法施工，在地层条件下，两种工作液相接触混合后，堵剂粒子间互相交联，胶结成为耐高温，抗压强度高的白色凝胶状固体，达到堵水的目的。

3）. 2009年以来，实施该类封堵工艺11口井，措施后注汽压力平均上升0.7MPa，减少汽窜20井次。由于堵剂用量不足，使得多汽窜方向井，措施后仍有汽窜现象发生。从施工后生产效果看，HMC堵剂措施后平均单井周期天数延长25天，平均单井周期增油310吨，油汽比提高了0.1。 栲胶体系堵剂措施后平均单井周期天数延长36天，平均单井周期增油417吨，油汽比提高了0.2。

三、下步工作打算

1.加强优化选井，提高注氮措施井针对性

单家寺油田单10块EdS1、单6西、单2S3等区域，由于边底水入侵导致区块水淹严重，对于强水淹区，注氮调剖措施不理想，下步将对位于高部位、受边底水影响较小的井实施氮气泡沫调剖。2013年，在计划在单6西剩余油较富集的中部、南部区域及构造高部位井，以及单83块受弱边底水影响的高含水井继续实施氮气泡沫剂调剖。

2.针对不同区块，选择不同汽窜治理对策

在单6西北部、单10北部等单向汽窜区域，采用HMC凝胶类堵剂封堵汽窜通道；在单56边部、单2块汽窜程度较轻区域，实施水玻璃堵剂封堵。在单83、单56中东部多方向汽窜区域，选用阳离子凝胶堵剂实施大剂量封堵；同时配合同注同采，提高封堵效果。

参考文献

[1] 谢文彦等, 辽河油田公司优秀科技成果汇编. 石油工业出版社，2006.

[2] 张义堂等，热力采油提高采收率技术[M]. 北京：石油工业出版社，2006.

[3] 谢文彦等，第三届全国特种油气藏技术研讨会优秀论文集. 辽宁科学技术出版社，2008.

[4] 张锐等，稠油热采技术[M] 北京：石油工业出版社，1999.

[5] 刘文章等，稠油注蒸汽热采工程[M]. 北京：石油工业出版社，1999.