低产低渗裂缝型油藏超低温蒸汽吞吐技术研究与应用

舒丽娟

(中国石油辽河油田公司，辽宁 盘锦 124010)

1 油藏概况

高一区位于辽河断陷盆地西部凹陷带北端的高升鼻状构造之上，开采目的层为下第三系沙河街组沙四段下部高升油层组，含油面积4.93 km2，地质储量222.53×104t，油藏原始地层压力16.6 MPa，饱和压力14.3 MPa，压力系数为1.14。高一区储层岩性为假鲕状灰岩，油藏埋深1 310～1 410 m，厚度一般10～20 m左右，累计最大厚度达35 m，最大单层厚度8.5 m。储集空间以裂缝和孔隙为主，含油饱和度一般在50%～60%之间，孔隙度平均26.3%，渗透率平均23.7×10-3μm2，属于高孔、低渗储层。本区沙河街组粘土矿物以伊蒙混层为主，高岭石次之，含少量伊利石和绿泥石，无蒙脱石，储层弱速敏、中等偏强水敏、中等盐敏、非酸敏，相对水湿为98.29%[1]。

高一区自1975年试采以来，历经井网部署阶段、注水开发阶段、水平井开采阶段，2012年除1口水平井正常生产外，全区48口井全面关井停产，整个区块濒临废弃。2014年转捞油生产，区块采出程度仅为18.7%。制约高一区开发的瓶颈问题主要为地层压力极低和原油粘度较高，流动性极差。高一区目前地层压力在1.29～6.832 MPa之间，平均为3.68 MPa，远低于饱和压力，地层整体处于严重亏空状态。由于地层压力、温度的降低、溶解气的脱出，原油乳化现象已经发生，极性较小的饱和烃和芳烃组分明显地向产出稠油中富集，极性高的非烃和沥青质组分趋向于滞留在储层中[2]。由于原油组分发生变化，原油相对密度、胶质含量及有效相对分子质量的增加，高一区原油地层粘度大大增加，平均为2 964.5 mPa·s，是开发初期的8倍，原油物性表现有“四高”的特点，凝固点平均为23℃，原油密度平均为0.929 6 g/cm3，含胶质+沥青质平均为53%，硫含量一般0.46%～0.49%，最高0.862%。前人做了多项研究未能从根本上解决高一区的开发瓶颈[3-4]。本文从油藏地质学角度出发，通过储层水湿性研究、非均质性研究、精细构造研究，评估油藏潜力，挖潜剩余油富集规律，探索一种补充地层能量，增加原油的流动性，置换剩余油的开发方式，对于低压低渗稠油油藏开发后期提高采收率具有重要意义。

2 超低温蒸汽吞吐可行性分析

2.1 储层具水湿性为先决条件

高1区鲕状灰岩储层为强亲水性地层，相对水湿为98.29%。岩石的润湿性决定着油藏流体在岩石孔道内的微观分布和原始分布状态，也决定着地层注入流体渗流的难易程度及驱油效率等。储层岩石的润湿性为亲水条件下实现渗吸作用，依靠毛管力将注入流体吸入小孔道中，将油排出到微缝和大孔道中，原油从低渗孔道排到高渗孔道，岩石的润湿性以亲水为主是毛管力自吸排油的最基本条件，根据格拉哈姆的理论公式，岩石亲水性越强，毛管自吸驱油效率也就越高[5]。使注入流体随地层压力扩散的同时与地层原油发生交换，将油脱离开来，而注入流体部分进入并驻留在低渗孔道，促使水线逐渐向油层远处推进。当油水达到新的分布和平衡时，油层内油水饱和度重新分布，水线停止向前推进，有利于原油的采出。水湿性越强，毛管力越强，地层渗透率越大，地下流体重新平衡时间相对越短。注水速度和流体性质对地下流体饱和度的重新平衡影响相对较小[6-7]。

2.2 储集空间高孔低渗为有利条件

高一区孔隙度最高36.4%，最低13%，平均26.3%，渗透率最大826.42×10-3μm2，最小0.22×10-3μm2，平均23.7×10-3μm2，属于高孔、低渗储层。储层主要储集空间包括裂隙、溶缝、溶孔、孔隙等多种类型，主要以孔隙和裂缝为主。孔隙半径0.01～2 mm，喉道宽度10～20 μm，平均面孔率10%，喉道分布细且发育不均。孔隙结构类型主要以低渗细喉不均型、特低渗微细喉不均型、特低渗微细喉较均型为主，渗透性差。高一区同时受到断裂作用影响，发育大量以构造及溶解成因为主的裂缝，主要以垂向构造缝为主，裂缝宽度小于1.00 mm，夹角为60°或120°左右，密集处的裂缝密度达52.9 条/m，但是不同程度被SiO2所充填。裂缝的存在增大了毛细管渗吸作用的油水接触面，增大了油水置换面积，裂缝储层的非均质性使得毛管力渗吸作用增强。室内单井吞吐模拟实验表明，在相同条件下，毛管力吸水排油作用有利于非均质模型提高采收率[8]。

2.3 储层非均质性致使局部剩余油富集

储层非均质性影响油气成藏、导致油气不均，同时也影响着开发后期剩余油的分布[9-12]。高一区1978年5月采用420 m井距正方形反九点法注采井网实施面积注水开发，由于注水措施不当，强注强采，导致全区注水开发受效极不均衡，平面舌进、指状突进与注水不进现象同时存在，储量平面、纵向动用程度不均，水驱效果较差。储层非均质性强的特征使得一些注水效果差、井间连通性差的井动用程度低、采出程度低，这部分井剩余储量较高，剩余油富集，具有实施超低温蒸汽吞吐的充足物质基础。

(1)隔夹层使得储层具很强的层内非均质性和中等层间非均质性。

本区层内非均质性很强(表1)，层内夹层发育较为广泛，岩性主要为泥岩、白云质灰岩和灰质泥岩，最大累计厚度可达5.4 m。层间发育的隔层岩性以深灰、绿灰泥岩、土黄色白云质灰岩为主，还有少量钙质、灰质泥岩、油页岩、页岩，多为湖泥或水道高潮期沉积的产物，密度较大，介于0.547～0.763 g/cm3之间，平面上分布较为稳定，发育的单层厚度较薄，最薄的仅1 m左右，层间非均质性中等(表2)。由于层内层间隔夹层广泛发育，使得储层具有多个相对独立的储集单元，即使高渗假鲕状灰岩储集层已发生水淹，但一些中低渗假鲕状灰岩储集层可能尚未动用或者注水开发时受到冷伤害较小，剩余油相对富集，成为超低温蒸汽吞吐的对象。

表1 高一区层内渗透率非均质性统计

表2 高一区取心段储层渗透率非均质统计

(2)平面非均质性较强，储层连通性差。

高一区鲕状灰岩油层平面上厚薄不均，整体沿构造部位北东向条带展布，平均厚度6.5 m，中间主体部位较厚平均8.6 m，边部较薄，平均3.9 m，层连通率为39.7%，厚度连通率49.6% 。根据高一区产能分布图，由于平面非均质性，累产量大于20 000 t的高产井与累产量小于200 t的低产井平面上杂乱分布，无规律可循(图1)。

图1 高一区产能分布平面图

2.4 断裂作用形成狭小密闭空间

高一区油藏地质情况复杂，发育多条较大的断层，5条北东向、东西向较大断层将高一区分为6个小断块，断块内部发育多条小的断层，小断层断距较小，多为0～50 m，延伸距不大，分布区间大致为0.8～3 km，纵向上穿过层数少，且受构造运动的影响，发育多条微小断裂和裂缝。由于断裂作用形成多个遮挡作用的局部正向构造，微构造幅度5～20 m，最大不超过40 m，断层的遮挡作用存在使得注水时受效不均，部分独立狭小圈闭内油井注水未波及，动用程度低、采出程度低，其剩余储量高，具有实施超低温蒸汽吞吐的充足物质基础。

3 超低温蒸汽吞吐施工参数研究

稠油热采开发作为一套成熟的增产技术，在辽河油田应用广泛，形成了一系列先进技术及理论体系[13-17]。辽河油田热采开发中常存在套管损坏的问题，占总稠油井数的12.67%，部分区块甚至高达31.64%。套变的原因主要是因为热应力大和油井出砂[18]。高一区油品的性质适合采用热采方式开发，但高一区油层深度深于标准值,油层厚度薄于极限值,净总比在极限值以下，所以常规热采开发有一定风险。综合参考高一区的岩性特征及套管条件，岩性为鲕粒灰岩，不具备出砂的先决条件。高一区的套管尺寸、钢级、规格等不符合常规稠油热采的要求(表3，表4)，且固井质量不合格，直接造成部分套管没有支撑点，容易发生套管错断、弯曲变形[19-20]，因此超低温蒸汽吞吐技术必须借鉴热采开发的优势，规避不利因素，在施工参数方面，着力研究注入温度，压力，注入量，注入方式等参数，既能有效保护套管、保护地层，又能有效增加高一区稠油流动性，补充地层能量，保证措施有效率，提高采收率。

表3 稠油油藏热采开发方式筛选标准

表4 高一区井与常规热采井套管参数对比

3.1 设备条件

超低温蒸汽吞吐技术作为一种新技术，其技术实施、设备、操作方法必须符合安全环保的要求，井口采用热采井口。为避免井筒内蜡垢、铁锈、死油等残留物挤入地层导致油层二次污染，同时防止原井筒内低温液体影响热效率的作用，替空原井筒积液，保证一个井壁干净光滑的空井筒。

3.2 注入温度

辽河油田稠油热采井注蒸汽的平均温度在320℃左右，有的超过350℃(一般注汽压力在12 MPa以上， 有的高达17 MPa)，理论研究结果表明，热采井套管在油层段上热应力达到760 MPa以上，超过了N80套管的强度极限值。国内外的室内实验结果与理论研究结果表明，N80套管在300℃ 时钢材发生塑性变形[18]，上部套管采用隔热管进行保护。高一区采用的是J55级Φ139.7 mm套管，不适合下入隔热管。结合高一区的油藏条件，油藏埋深1 310～1 410 m，目前地层温度平均为44.08℃，根据高一区粘温曲线(图2)，温度在50℃时，油流具有较强的流动性，参考J55套管与N80套管对于温度的耐受性的差异(表5)，不需要注入温度特别高的流体即可满足要求，从安全及效益综合考虑，用热导蒸汽车将热污水加热为110℃蒸汽注入捞油井中。

表5 J55与N80套管性能对比

图2 高一区原油粘温曲线

3.3 注入量

辽河油田热采开发井，单次注入量高达几千立方米，从调查可知，在前7轮注汽中，套管损坏占81.7%，前3轮注汽过程中套管损坏约占35.4%，当第三轮之后，N80 套管残余应力将会达到屈服极限[21]。因此设定参数时应考虑单次注入液量及累计注入液量符合安全条件及标准。高一区平面非均质性较强，地层连通性差，单层厚度薄，单次注入量控制在200～700 m3，根据公式Q=πr2hφ计算理想替油半径，根据施工参数来确定该井再次施工的注入量(表6)。

公式中，Q为注入总液量，m3；h为射开油层有效厚度，m；r为替油半径，m；φ为渗透率，10-3μm2。

表6 施工参数

3.4 注入压力及方式

稠油油藏热采中，由于地层非均质性或注入参数等原因，易引起窜流现象。窜流系数与渗透率、注入强度、注入速度成正比，与油藏厚度成反比，与原油粘度无关[22]。高一区油藏厚度10～20 m，渗透率平均23.7×10-3μm2，发生窜流情况不太严重，根据储层敏感性研究实验，高一区储层速敏性渗透率损害值为9.33%，弱速敏，水敏指数为0.141，水敏性损害程度为弱，中等盐敏，非酸敏。注入参数选择时，应严格限制注入强度及注入速率，采用段塞式注入方式保护套管，注入压力控制在8 MPa以内，注入速率控制在8～10 m3/h，超过8 MPa停注，采用小剂量、多频次、低压力、段塞式注入蒸汽，起到了保护套管和充分置换的作用，保证热利用率，提高近井地带充分置换的作用，根据施工过程中压力的变化及施工后排液情况，不断调整更新下次施工参数。

4 效果评价

超低温蒸汽吞吐技术通过小剂量、多频次、低压力注入蒸汽，并经一段时间的焖井，使水充分进入储层中的狭小空间，进行水油相置换，从而将油藏中的剩余油开采出来，实现捞油增产。该方法具有操作成本低、环保、保护储层的特点，提高了高一区原油储量的动用程度和资源利用率，降低一次性投资和生产操作成本，延长老区块经济开采期，为有效开发“三低”油井探索出了一条新的途径，对于释放特殊岩性油藏产能，拓展低压低渗油藏捞油生产意义重大。自2015年12月8日起已实施17井次，平均捞油周期由13.6天降至5天，平均日产油由5.31 t升至10.03 t，累计增油2 388.9 t。

以高1-5-12井为例，2016年实施一次超低温蒸汽吞吐施工后，油中温度由44.5℃升至49.83℃，升高了5.33℃，油中压力由4.27 MPa升至4.96 MPa，升高了0.69 MPa，说明超低温蒸汽吞吐起到了提高地层温度，增加地层压力的作用。

高1-4-6井射开油层10.4 m/4层，为厚层鲕粒灰岩，质地均匀，转捞初期周期15天，单次捞油量2.3 t，2015年11月30日第一次施工，注入液量300 m3，生产后周期7天，单次捞油量3.8 t。根据第一次施工压力变化及生产情况，2016年10月4日第二次施工，注入液量300 m3，生产后周期3天，单次捞油量4.2 t。

高1-6-14井位于断层的一侧微高点部位，裂缝发育，有利于油气的聚集，射开油层9.2 m/4层，上部为鲕粒灰岩，6.8 m/3层，下部为玄武岩，2.4 m/1层，初期产量为零，2015年12月4日超低温蒸汽吞吐施工后单次捞油量3.9 t，周期7天，平均日产0.55 t。

5 结论与认识

(1)通过对高一区构造、储层水湿性、非均质性研究，发现高一区仍具有剩余油挖潜的潜力，存在相对独立的狭小圈闭空间，有利于实现超低温蒸汽吞吐。

(2)针对高一区特有的地层及套管条件无法符合常规热采开发的特点，研究超低温蒸汽吞吐技术，通过小剂量、多频次、低压力注入蒸汽，能够起到保护套管和充分置换的双重作用，可有效规避储层二次污染及冷伤害，有利于补充地层能量，改善油流通道。

(3)超低温蒸汽吞吐技术有利于延长老区块经济开采期，释放特殊岩性油藏产能，可拓宽应用于水湿性火山岩，对于提高低压低渗油藏采收率意义重大。

参考文献：

[1] 卜忠宇.高一区深层稠油油藏开发方式优选研究[D].黑龙江：大庆石油学院，2009.

[2] 汪双清，沈斌，孙玮琳.稠油开采过程中储层内有机质分异研究[J].特种油气藏，2011，18(3)：112-115.

孔守真一生都想进孔庙认祖归宗，但由于家谱失传，查无实据，认祖的事费了些周章，最后也就不了了之。但无论能不能认祖归宗，孔守真是铁心认定自己就是孔家血脉，所以如玉豆腐坊的壁上祭拜的就不是豆腐祖师爷刘安的画像，挂的却是孔夫子像。孔守真也不希望子孙子承父业，三个儿子志浩、志源，志新从小便送私塾念了学堂。对外，自己介绍孔姓宗源，也不再躲躲闪闪，大方以孔子嫡孙自居，后来，有好事者把孔守真的话传到孔庙当家人处，主持家庙的嫡孙笑笑，不否认也不承认，只淡淡说：“子日，为仁由己已，而由人乎哉？”

[3] 吴宝华，李庆章，刘广东，等.高一区薄互层鲕粒灰岩油藏二次开发方式探索[J].特种油气藏，2007，14(6)：55-57.

[4] 熊斌，张红玲，何顺利，等.高一区驱油效率影响因素实验研究[J].重庆科技学院学报(自然科学版)，2011，13(1)：17-18.

[5] 袁晓俊.低渗高凝油藏注水吞吐开发模式的应用[J].石油化工应用，2012，31(3)：12-14.

[6] 胡雅礽，郭和坤.低渗透油田吸渗驱油微观机理[J].特种油气藏，1998，5(4)：16-20.

[7] 杨满平，李志平，王正茂.油气层渗透率变化影响因素研究[J].特种油气藏，2003，10(6)：39-41.

[8] 尹洪军，何应付，王庆霞，等.运用摄动边界元法研究非均质油藏稳定渗流[J].特种油气藏，2004，11(1):37-40.

[10] 林承焰，谭丽娟，于翠玲.论油气分布的不均一性(Ⅱ) [J].岩性油气藏，2007，19(3)：14-22.

[11] 关利群，屈红军，胡春花，等.安塞油田H 区长6油层组储层非均质性与含油性关系研究[J].岩性油气藏，2010，22(3)：26-30.

[12] 刘文超.码头庄油田储层非均质性及其与剩余油分布的关系[J].岩性油气藏，2012，24(2)：111-116.

[13] 于天忠，张建国，叶双江，等.辽河油田曙一区杜84块超稠油油藏水平井热采开发技术研究[J].岩性油气藏，2011，23(6)：114-118.

[14] 张迎春，赵春明，刘歆，等.水平分支井技术在渤海稠油油田开发中的应用[J].岩性油气藏，2011，23(1)：118-122.

[15] 任芳祥，孙洪军，户昶昊.辽河油田稠油开发技术与实践[J].特种油气藏，2012，19(1)：39-41.

[16] YANG Liqiang，ZHOU Dasheng，SUN Yuhuan. SAGD as follow-up cyclic steam stimulation in a medium deep and extra heavy-oil reservoir[R]. SPE 104406，2006.

[17] 张方礼，张鹰，曹光胜，等.辽河油区热采稠油Ⅱ、Ⅲ类储量蒸汽驱、SAGD长远规划及先导试验部署[J].特种油气藏，2012，19(1)：39-41.

[18] 余雷，薄岷.辽河油田热采井套损防治新技术[J].石油勘探与开发，2005，32(1)：108-114.

[19] 赵艳宁，马小丽，逯建华.八面河油田套损原因浅析及防治对策[J].天然气与石油，2013，31(6)：60-62.

[20] 黄祥峰，张光明，曹畅，等.水泥环性质对套管强度影响的有限元分析[J]天然气与石油，2012，30(4)：62-65.

[21] 杨平阁，付玉红.辽河油田热采井套损机理分析与治理措施[J].石油钻采工艺，2003，25(增刊)：72-74.

[22] 姜杰，宫汝祥，李敬松，等.稠油水平井多元流体吞吐井间窜流规律研究[J].天然气与石油，2014，32(5)：45-48.