普通稠油吞吐后期转水驱可行性及现场应用

石达友，崔 健，宁尚书，尚千里，闫鑫如

(山东石油化工学院，山东 东营 257061)

普通稠油油藏经历长期的注蒸汽热采，在开发初期和中期取得了较好的开发效果，快速提高了该类油藏的产量，但随着吞吐轮次的增加，油藏开发效果逐年变差。加之，近年来国际油价大幅波动，迫切需要探索一种针对该类油藏当前开发阶段的低成本开发方法。

孤岛油田是一个被断层复杂化的普通稠油、疏松砂岩的油藏。作为稠油油藏，孤岛油田经历了长期的注蒸汽热采开发，在开发初期和中期取得了较好的效果：稳产期热采产量是冷采产量的近5倍，显著提高了油藏的采油速度，改善了开发效益。但随着吞吐轮次的增加，热采开发效果变差，热采井暴露出诸多问题。例如，地层压降快，油井利用率低；蒸汽发生器温室气体排放量大，套损井增加，套变速度加快，热采井开井率低；蒸汽吞吐周期变短，周期产油量变少；作业难度增大，开采成本高等。这些问题都严重影响了热采井的开采效果。因此，减少热采井的数量，探索合适的非热采接替开发方式十分必要。

近年来，孤岛油田探索利用微生物、降黏剂等给稠油不加热降黏，形成了CO2+降黏剂、堵剂+CO2+降黏剂、防砂+降黏剂等模式，初期改善了开发效果，但受限于化学药剂价格较高等因素，方法的经济效益相对较差。

孤岛南区经过近30年的吞吐热采，地下温度场已初步形成，压力亏空严重，这些条件都为转水驱开发提供了便利。热采稠油油藏转水驱开发，一方面能够有效利用残余蒸汽热量加热地层，提高对纵向和井间未开发剩余油的波及；另一方面，地层压力的降低为该类油藏注水开发提供了可能性，显著降低了注水启动压力，有效地补充地层能量。本文以封闭砂体为例，从地下压力场、井间温度场、改善层内动用剖面等方面，论证了注水开发的可行性，将该方法在孤岛油田某区块进行了现场测试，取得了较好的开发效果，实现了单井产量翻番。

1 注水开发的可行性

1.1 补充地层能量

长期的蒸汽吞吐，造成近井地带地层压力显著下降。数值模拟压力场和实测表明，储层的平均压力较原始地层压力低4～5 MPa。地层压力的保持水平显著影响单井液量，而转驱后，注入水能够弥补近井地带的压力亏空，从而补充/恢复储层能量，使得单井液量、油量逐步提高。

根据渗流力学原理，封闭边界条件下的单井产量可按式(1)计算。

(1)

在不同地层压力水平下，设计单井产液图版如图1所示。可以看出，地层压力水平越高，单井产液越高。转水驱后能提高地层压力水平，从而提高单井产液量。

油藏数值模拟结果(图2)展示了注水前后压力场和含油饱和度场的变化。从图2中看出，地层压力扩散半径约为 90 m，是含油饱和度变化范围的3～4倍。由于转注水开发后，注水在井底周围产生的压力波传播速度显著快于与物质波传播。利用两种波传导速度的快慢差异，在井底压力未来得及扩散出去、井底周围原油未被大量驱替的时候，快速将该井转抽生产，从而利用井底周围的地层能量，提高单井初期液量和油量。

图2 零散砂体注水前后场图变化

1.2 充分利用温度场

图3为经过多轮次开发后地下温度场的模拟结果图。可以看出，经过多轮次的吞吐，近井地带地层温度显著升高，且多口井井间已形成热联通，这些都为转水驱开发提供了便利条件。转驱后，注入水能够充分利用吞吐建立的温度场，优先动用热波及范围内的地质储量，进一步扩大了井间剩余油的动用状况，从而改善开采效果。

图3 砂体热采吞吐结束时温度场图

研究区块投产初期取样结果显示，地下含气原油黏度为14～131 mPa·s，具有较好流动能力，因此，该黏度下转驱可实现水驱油。不同原油黏度下，典型井B的无因次采液采油指数也显示，随含水饱和度/含水率的增加，原油能保持较好的流动能力。

典型井B井原油在油藏温度为70℃的条件下，地面脱气原油黏度为898～2430 mPa·s，地下含气原油黏度为 47.8 mPa·s，具有良好的流动能力。

因此，热采后转水驱，研究区块的地下原油具有足够的流动性。以封闭井组为例，对于五点法井网，取注采比1∶1，储层为正韵律，砂体厚度 6.5 m，孔隙度33%，平均渗透率2600×10-3μm2，则不同原油黏度下的含水率曲线如图4所示。

图4 原油黏度含水率变化曲线图

1.3 层内纵向动用更加均衡

由于蒸汽密度较低，因此热采稠油油藏通常存在蒸汽超覆现象。图5为吞吐开发后期储层不同部位的剩余油饱和度场模拟结果图。可以看出，上部储层很快形成热联通，使得上部储层动用整体优于下部储层。若后期转注水开发，则注入水密度通常高于原油密度，注入水在重力作用影响下会优先进入下部储层，从而有效强化对下部储层动用，扩大层内纵向波及范围，实现井内剩余油高效动用。

2 现场应用效果

为测试吞吐后期转注水开发的可行性，选取孤岛油田某封闭井区进行生产试验。井区共有油水井10口，水井自2018年1月投注后，日注水量从 18 m3/d 逐渐提升至最高 62 m3/d，初期油井液量维持在 30 m3/d；3个月后，油井产量逐渐从 19 m3/d 提高至 29 m3/d；之后，单元逐渐开始提液至 60 m3/d 左右，油井产量逐渐上升，最高至 57 m3/d。单元产油量变为注水前的3倍，目前测试仍在有效期内，开发曲线详见图6。试验表明，该技术具有很大的应用潜力，能显著降低生产成本，改善井区总体开采效果，同时兼具节能减排效果，尤其对处于吞吐末期的普通稠油油藏的开发效果具有较好地改善作用。

图6 孤岛油田某井区实施后生产曲线图