李福堂，辛春彥，吳 瓊，李佳慧，王 博

（中國石油冀東油田分公司 勘探開發(fā)研究院，河北 唐山063000）

南堡陸地淺層油藏為邊底水層狀復(fù)雜斷塊油藏，含油層位為明化鎮(zhèn)組和館陶組，儲層為河流相砂體，儲層物性條件好。按照油品劃分，南堡陸地淺層油藏類型包括稀油油藏和稠油油藏，其中稀油油藏地質(zhì)儲量占南堡陸地淺層總地質(zhì)儲量的60.9%。該類油藏具有邊底水活躍，油藏斷塊小，含油面積小的地質(zhì)特征，目前已進入特高含水階段，采出程度低，標定采收率低。由于油藏含油面積小，難以形成規(guī)則驅(qū)替井網(wǎng)，且油藏天然能量充足，常用的聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)等驅(qū)替方式效果差，急需開展技術(shù)攻關(guān)探索適用的提高采收率方式。本文以高63?10斷塊NmⅡ4②小層為典型單元，針對油砂體含油面積小且天然能量充足的油藏地質(zhì)特征，提出深部吞吐驅(qū)油方式，該技術(shù)立足于油井，能夠兼顧提高油藏波及體積和驅(qū)油效率，具有規(guī)模小、投入低且調(diào)整靈活的技術(shù)優(yōu)勢。

1 先導(dǎo)試驗區(qū)篩選

對南堡陸地淺層天然水驅(qū)稀油油藏砂體按開發(fā)單元、斷塊、井區(qū)、油組和層位進行歸類，統(tǒng)計構(gòu)造類型、含油面積、油柱高度、厚度、油品性質(zhì)、水體類型、地層傾角、可采儲量、井網(wǎng)井距等參數(shù)。按照井網(wǎng)條件分類，單井點或一排井的砂體地質(zhì)儲量占南堡陸地淺層稀油油藏總儲量的46.0%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的72.7%；二排井以上砂體地質(zhì)儲量占總儲量的54.0%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的27.3%。按照含油面積分類，含油面積大于0.2 km2的砂體地質(zhì)儲量占總儲量的38.3%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的7.6%；含油面積小于等于0.2 km2的砂體地質(zhì)儲量占總儲量的61.7%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的92.4%。考慮井網(wǎng)條件因素，選擇單井點和一排井砂體僅能選擇以單井為對象的驅(qū)替方式，考慮驅(qū)替方式優(yōu)選應(yīng)具有多樣性，選擇具有二排井及以上的砂體做試驗區(qū)?？紤]砂體含油面積因素，南堡陸地淺層天然水驅(qū)常規(guī)稀油油藏含油面積小于等于0.2 km2的砂體地質(zhì)儲量和數(shù)量所占總儲量的61.7%，砂體數(shù)量占砂體總數(shù)量的92.4%，因此試驗區(qū)應(yīng)選取含油面積小于等于0.2 km2的砂體。綜合考慮井網(wǎng)條件和砂體含油面積因素，選取符合兩排井以上且含油面積小于等于0.2 km2的高63?10斷塊NmⅡ4②小層作為先導(dǎo)試驗區(qū)，探索最優(yōu)驅(qū)替方式。

高63?10斷塊NmⅡ4②小層為近東西向展布的斷背斜構(gòu)造，斷塊內(nèi)主要發(fā)育兩條近東西走向的南掉斷層，地層整體北傾，傾角6°～10°。試驗區(qū)儲層為疏松砂巖，分布范圍廣，單砂層平均厚度6～8 m，平均孔隙度33.4%，平均滲透率2 432×10?3μm2，物性條件好，屬特高孔高滲?高孔高滲儲層?？v向上NmⅡ4②小層劃分NmⅡ4②?S1和NmⅡ4②?S2兩個砂體，砂體間夾層受河道下切影響發(fā)育不穩(wěn)定。油藏儲層孔喉值屬大孔?中喉型，巖石潤濕性為親水，儲層敏感性為弱速敏、弱水敏、無酸敏。高63?10斷塊NmⅡ4②小層屬于層狀邊水構(gòu)造油氣藏，油氣層分布范圍廣，厚度2～10 m，平均5.8 m，屬正常溫壓系統(tǒng)，壓力系數(shù)0.96，地層溫度平均65℃，地溫梯度3.01℃/（100 m）（見圖1）。

圖1 高63?10斷塊NmⅡ4②小層平面圖Fig.1 Plan view of the small layer of Gao 63?10 fault block NmⅡ4②

2 剩余油定量評價研究

用理論公式法、室內(nèi)實驗法和數(shù)值模擬法等多方法協(xié)同手段研究天然水驅(qū)油藏特高含水階段剩余油整體分布特征，利用數(shù)值模擬法在局部對剩余油按成因進行分類，對不同類型剩余油進行定量刻畫，找出主要剩余油富集類型。

2.1 剩余油整體分布研究

剩余油研究方法很多，各種方法均有利弊，為提高剩余油研究精度，需用多方法綜合分析[1?6]。用理論公式法和室內(nèi)實驗法研究剩余地質(zhì)儲量中可動油和不可動油所占比例，與數(shù)值模擬中可動油與不可動油所占比例關(guān)系相對比，核實模型計算準確性，用數(shù)值模擬法確定剩余油富集區(qū)，并用礦場統(tǒng)計方法驗證數(shù)值模擬結(jié)果。

用地質(zhì)儲量、剩余地質(zhì)儲量和地質(zhì)儲量采出程度導(dǎo)出剩余油飽和度與原始含油飽和度及地質(zhì)儲量采出程度關(guān)系（見式1），計算油藏剩余油飽和度：

式中，Soi為原始含油飽和度，%；RD為地質(zhì)儲量采出程度；So為剩余油飽和度，%。

式（1）表明，地質(zhì)儲量采出程度越大，剩余油飽和度越小。高63?10斷塊NmⅡ4②小層地質(zhì)儲量采出程度為35.8%，對應(yīng)剩余油飽和度為0.39。

密閉取心井尤其是開發(fā)中后期檢查井是觀察和檢驗層內(nèi)剩余油分布的直接手段，檢查井能夠綜合分析水驅(qū)開發(fā)油藏剩余油飽和度及驅(qū)油效率分布規(guī)律。統(tǒng)計代表油藏特征的密閉取心資料，驗證平均剩余油飽和度與理論公式計算結(jié)果是否吻合，受正韻律儲層影響，邊底水沿高滲段波及，造成油藏底部中強水淹或特強水淹，油藏上部多為未水淹或弱水淹，驅(qū)油效率小于10%，剩余油分布于油藏頂部，厚度占整個油藏厚度的40%～50%。

精細油藏數(shù)值模擬是定量研究剩余油分布的重要方法，油藏數(shù)值模擬研究突出“精”“細”特點?！熬斌w現(xiàn)在擬合的高精度、后處理技術(shù)的高精度及動靜態(tài)資料的高精度；“細”體現(xiàn)在地質(zhì)模型平面上網(wǎng)格步長的進一步細化。統(tǒng)計高63?10斷塊NmⅡ4②小層的剩余油飽和度為0.39，與理論計算結(jié)果相符。

2.2 剩余油分類定量評價

剩余油富集程度差異由油藏分隔性造成，所謂油藏分隔性是指在陸相水驅(qū)油藏中由于低序級斷層、夾層、物性差異及水動力等對儲層中流體產(chǎn)生分隔作用，這使水驅(qū)波及程度差異較大，在局部剩余油富集地區(qū)形成滯留型剩余油，在水驅(qū)采出程度較高區(qū)域形成殘留型剩余油。殘留型剩余油主要是水驅(qū)波及到采不出的水驅(qū)殘余油及水洗未淹區(qū)剩余油。滯留型剩余油按富集成因又分為四種不同富集類型：斷層遮擋的構(gòu)造高部位、油層頂部、井網(wǎng)不完善區(qū)域和水淹路徑的繞流區(qū)滯留型剩余油。

（1）斷層遮擋的構(gòu)造高部位：受封閉性斷層影響，流體運動和斷層附近油藏構(gòu)造幅度高兩者綜合作用使剩余油沿斷層延伸方向富集在斷層根部。

（2）油層頂部：受儲層非均質(zhì)性影響，正韻律儲層，邊底水作用于油層的中下部區(qū)域，造成油層頂部剩余油富集。

（3）井網(wǎng)不完善區(qū)域：生產(chǎn)井網(wǎng)不完善區(qū)域邊底水和生產(chǎn)井之間存在波及差異，波及不到的區(qū)域形成滯留區(qū)，剩余油相對富集。

（4）水淹路徑的繞流區(qū)：開發(fā)過程形成優(yōu)勢滲流通道，邊底水沿優(yōu)勢滲流通道舌狀推進，舌進區(qū)油井含水率上升很快，而未波及區(qū)域剩余油富集。

對高63?10斷塊NmⅡ4②小層剩余油進行定量評價，滯留型剩余油占比55.5%，殘留型剩余油占比44.5%。滯留型剩余油主要分布在構(gòu)造頂部和斷層附近的構(gòu)造高部位，這部分剩余油飽和度較高，接近原始含油飽和度，此類型剩余油占總量的52.6%。因此對于試驗區(qū)剩余油挖潛方向既要擴大油藏波及體積，挖潛滯留型剩余油，還應(yīng)兼顧提高驅(qū)油效率，挖潛殘留型剩余油。

3 提高采收率技術(shù)對策研究

3.1 研究總體思路

南堡陸地淺層天然水驅(qū)常規(guī)稀油油藏特高含水開發(fā)階段開發(fā)調(diào)整存在兩個技術(shù)難點，一是砂體含油面積小，小于0.2 km2的砂體數(shù)量占92.4%，儲量占61.7%，這決定油藏難以建立注采井網(wǎng)。目前國內(nèi)外常用的聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)、CO2驅(qū)等提高采收率方式難以應(yīng)用[7?12]。二是油藏天然能量充足且難以抑制，天然能量在油藏開發(fā)初期使油藏能量充足，油藏產(chǎn)量較高，開發(fā)效果較好，但當(dāng)油藏進入開發(fā)中后期特別是特高含水開發(fā)階段后，充足的天然能量會減弱聚合物、表面活性劑及其他注入體系濃度，天然能量由開發(fā)初期的“正能量”轉(zhuǎn)化為特高含水階段的“負能量”且難以抑制。因此需要探索一種規(guī)模小、投入低的提高采收率方式滿足天然能量較強且含油面積小的油藏。

通過提高氣體作用寬度和深度，提高氣體波及體積，注入乳化驅(qū)油段塞兼顧提高油藏驅(qū)油效率。采用三個段塞注入，第一個段塞為氣體段塞，目的是利用氣體溶解和抽提能力降低原油黏度；第二個段塞為乳化驅(qū)油段塞，目的是注入具有強乳化性能的表面活性劑使其在油藏就地乳化封堵，提高作用寬度，增大波及系數(shù)，提高驅(qū)油效率；第三個段塞為封口段塞，目的是通過注入自聚集微球?qū)崿F(xiàn)封堵，防止開井后第一、第二段塞直接返排，降低驅(qū)油段塞返排率。

3.2 先導(dǎo)試驗方案研究

3.2.1 驅(qū)替方式優(yōu)選 根據(jù)剩余油定量評價結(jié)果，在NmⅡ4②小層S1和S2兩個單砂體剩余油富集區(qū)部署深部吞吐驅(qū)油井5口，觀察井1口（見圖2）。

圖2 NmⅡ4②小層深部吞吐驅(qū)油井網(wǎng)部署Fig.2 Huff and puff flooding well pattern deployment diagram in the deep part of NmⅡ4②

通過室內(nèi)實驗研究篩選三個段塞的驅(qū)替介質(zhì)。一是氣體段塞優(yōu)選：評價CO2、烴類氣和N2的溶解膨脹原油能力和降低原油黏度能力。實驗結(jié)果顯示，當(dāng)注氣壓力達到試驗區(qū)地層壓力20 MPa時，注CO2、烴類氣和N2的地層原油膨脹系數(shù)分別為1.338、1.202和1.064，說明溶解膨脹原油能力由強到弱依次為CO2、烴類氣、N2，注CO2、烴類氣和N2的地層原油黏度由原始的4.84 mPa?s分別降低為0.64、1.02、2.81 mPa?s。從降低原油黏度能力評價看，烴類氣略好于CO2，N2能力最差，綜合優(yōu)選CO2為吞吐氣體介質(zhì)[13?17]。二是乳化驅(qū)油段塞優(yōu)選：綜合考慮強乳化能力和低界面張力兩項評價指標，采用質(zhì)量分數(shù)分別為0.3%RA（甜菜堿）+0.1%AES（脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉）+0.05%WT?J80Z（微調(diào)助劑）。三是封堵段塞優(yōu)選：注入交聯(lián)膨脹顆粒和凝膠封堵近井地帶大孔道。

3.2.2 開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化 開展開發(fā)技術(shù)政策研究，論證燜井時間、吞吐半徑、注入比例、注入組數(shù)、產(chǎn)液速度、堵劑濃度設(shè)計、注入順序和注入輪次等注采參數(shù)[18?22]。評價不同注采參數(shù)對應(yīng)的增油量和投入產(chǎn)出，經(jīng)過論證，最終確定最優(yōu)注采參數(shù)，即燜井時間20 d，吞吐半徑40 m，段塞注入CO2與乳化驅(qū)油劑體積比例1∶1，段塞注入組數(shù)CO2?乳化驅(qū)油劑?堵劑2組交替注入，產(chǎn)液速度20 m3/d，注入順序采用頂部井與腰部井同時注入，吞吐輪次3輪，堵劑濃度實施差異化設(shè)計，對處于水流通道上的井應(yīng)增加堵劑濃度，折算單井注入量見表1。

表1 單井注入量Table 1 Single well injection volume

3.2.3 開發(fā)指標預(yù)測 實施深部吞吐后，試驗區(qū)預(yù)計累積增油0.86×104t，油價50美元/桶，投入產(chǎn)出比為1∶1.51，有效改善該區(qū)塊開發(fā)效果。

4 結(jié)論

（1）通過梳理南堡陸地淺層稀油油藏砂體地質(zhì)油藏參數(shù)，依據(jù)含油面積和井網(wǎng)形式兩個關(guān)鍵因素，篩選高63?10斷塊NmⅡ4②小層作為典型單元開展提高采收率先導(dǎo)試驗方案研究，探索最優(yōu)提高采收率方式。

（2）開展剩余油定量評價，合理劃分剩余油類型，明確南堡陸地淺層稀油油藏特高含水階段剩余油挖潛應(yīng)同時兼顧擴大波及體積和提高驅(qū)油效率的技術(shù)方向。

（3）針對南堡陸地淺層稀油油藏砂體含油面積小和天然能量充足的油藏特征，針對性地提出深部吞吐驅(qū)油方式，設(shè)計氣體段塞、乳化驅(qū)油劑段塞和堵劑段塞三段塞組合，具有實施規(guī)模小、投入低且易調(diào)整的優(yōu)勢。

（4）開展典型單元先導(dǎo)試驗方案研究，優(yōu)選驅(qū)替方式，優(yōu)化注采參數(shù)，有效改善該區(qū)塊開發(fā)效果。