中石化稠油油藏提高采收率潜力研究

1 油藏开发现状

1．1稠油油藏开发现状

中石化稠油油藏主要分布在乐安、单家寺、井楼、古城、八面河等油田，共包括212个开发单元，动用含油面积569.87km2，动用地质储量9.25×108t，占本次调查动用地质储量的16.3%，标定可采储量2.04×108t，标定采收率22.0%。投产油井8434口，开油井6059口，单井日油3.3 t/d，单井日液26.5t/d，综合含水87.6 %，年产油709.7×104t，已累产油1.42×108t，地质储量采油速度0.77 %，地质储量采出程度15.4%，可采储量采出程度69.8%；投注井1091口，开注水井878口，年末日注水平8.47×104 m3/d，单井日注96.5 m3/d，年注水3137×104m3,累注水6.63×108m3。投产蒸汽吞吐1988口，开井1173口，年末日注汽水平8829 m3/d，年注汽436×104m3，累注汽4833×104m3。稠油油藏包括了注水开发、热力驱、化学驱、天然水驱、弹性开采等5种方式，主要以热力驱和注水开发为主（表1）。
表1    稠油油藏不同开发方式开发现状表（2007年底）  

1．2热力驱油油藏开发现状

到2007年底，中石化股份公司采用注蒸汽热采方式动用单元97个，累积动用稠油储量41576（37146）×104t，年产油372×104t，累积采油4560×104t，采出程度10.9％，累积油汽比0.65t/t，综合含水83.7％，标定可采储量7514×104t，采收率18.0％（表2）。
表2　　中石化热采稠油开采现状表

2  稠油热采提高采收率技术

2．1蒸汽吞吐井网加密技术

从1995年开始，河南油田就开始着手加密吞吐可行性论证、蒸汽吞吐加密技术界限研究、先导试验和工业化应用。1996-2001年间在井楼油田零区、一二区、三区共投产加密井63口中，加密井年产油量达到了井楼油田年产油量的17.4%以上，加密井最高年产油量达到了井楼油田年产油量的26.75%，大大减缓了井楼油田产量的递减幅度。目前173口加密井累计吞吐1081周期，平均单井吞吐6.2周期，累计注汽89.0×104t，累计产油26.9×104t，综合含水76.3%，采注比1.28，油汽比0.30，取得了较好的开发效果。五个热采加密区块覆盖地质储量241×104t，新增能力7.5×104t，增加可采储量32.5×104t，提高采收率13.5%。
胜利油田针对中深层稠油油藏热采老区采出程度低、采收率低的矛盾，加强密闭取芯井测试分析和加密技术界限研究，实现吞吐加密提高采收率。孤岛油田中二北Ng5稠油为普通稠油油藏，1992年投入注蒸汽吞吐开发，于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密，井网由200×283m加密成141×200m。1997年中二北Ng5完钻的加密井，初期日产油13～14t/d，同期周围老井平均日油水平9～10t/d，2002年中二北西部完钻的加密井，加密井初期效果较好，日产油水平12.3t/d左右，同期周围老井平均日产油水平6.1t/d，是其2倍左右。目前中二北共钻加密井46口井，加密的实施有效遏制了区块产量的递减，可增加可采储量82×104t，提高采收率8.1％。目前胜利油田加密井网13个单元，覆盖地质储量5263×104t，新钻井196口，新增能力46×104t，增加可采储量302×104t，提高采收率5.7%。 

2．2热化学吞吐技术

以提高驱油效率、泄油区压力、扩大蒸汽波及体积为目的，河南油田在国内首次研究开发了由NS、表面活性剂和碱复配而成的新型蒸汽增效剂，并在配汽站内建造了加药流程，取得了较好的应用效果。该技术自2000年进入矿场试验，先后在井楼、古城、新庄、杨楼油田进行现场实验。针对不同区块、不同性质的原油进行降粘剂筛选、评价试验，通过试验将原来的单一配方扩展到目前的四种增效剂配方，完善了增效剂配方，进一步拓宽了该技术的适用范围。截止2008年2月共实施推广202井次，核实增油3.14×104t。

2．3蒸汽驱技术

河南油田浅层稠油汽驱先导试验
为进一步提高浅层稠油油藏的采收率，在蒸汽驱可行性研究基础上，在井楼油田零区和古城油田泌浅10断块进行了蒸汽驱开发试验。
1987年9月开始井楼油田零区试验区蒸汽吞吐试验，1990年12月转入蒸汽驱阶段，截止1995年12月底，蒸汽驱试验5.1年，蒸汽驱单井注汽速度30-50t/d，蒸汽驱阶段已累积注汽13.59×104t，产油3.31×104t，综合含水83.8%，采注比1.5，油汽比0.24，采出程度23.5%，平均年采油速度4.6%。截止目前，零区试验区“吞吐+汽驱”采出程度52.6%，平均年采油速度6.34%，油汽比0.352，综合含水73.6%，采注比1.34。
古城油田泌浅10断块小井距蒸汽驱先导试验区，有四个反九点井组，4口注汽井，26口采油井。试验区于1989年4月投入蒸汽吞吐开采，于2000年12月转入蒸汽驱。蒸汽驱阶段，历时2.4-3.6年，注汽压力3-6MPa，注汽速度100-150t/d，累积注汽9.2906万方，累积产油2.6336×104t，综合含水75.3%，油汽比达0.28，采出程度达15.6%，采注比1.15，预计蒸汽驱可进一步提高采收率27.5%，最终采收率达52%左右。
胜利油田孤岛中深层稠油蒸汽驱
与国外蒸汽驱筛选标准对比，胜利稠油属蒸汽驱边际油藏，开发难度大，体现在油层埋藏深(主要在900～1400m)，不能保证井底高干度注汽；边底水活跃，油藏吞吐降压易造成水淹，汽驱效果差。
到2007年底，胜利油田先后在单2先导试验区、草20Ng2、草南评价区、孤东九区西、和近期在单83、垦东53等区块进行蒸汽驱，一般比吞吐提高采收率20％左右，取得较好的开发效果。
如孤东九区西，油藏埋深1320～1400m，油层厚度11～18m，50℃原油粘度2000～5000mPa•s，水油体积比小于1.5，边底水不活跃。1997年10月对6个200m的不规则七点法井组，38口油井，采用吞吐+间歇蒸汽驱方式，蒸汽驱储量271×104t。实施间歇蒸汽驱后，单元平均日产油稳中有升，平均增加4t/d左右，全区产油量8年保持相对稳产，累计增油25.8×104t，同时间歇蒸汽驱使边水推进受到抑制，含水上升速度由13.1％降为1.4%，预测采收率达到36.5%，相比吞吐开采增加20.9％。

2．4水驱普通稠油注蒸汽技术

到2007年底，胜利油田主要在孤岛渤21断块、南区等6个单元实施普通稠油水驱转吞吐，覆盖地质储量2071×104t，新钻井155口，新增产能37.8×104t，增加可采储量232×104t，提高采收率11.2%。
孤岛渤21断块原油粘度1500～3000mPa•s，地层粘度95mPa•s左右。1996年8月在原行列式注采井排间钻新井44口，实施蒸汽吞吐试验，老采油井继续生产，注水井停注。新井吞吐平均日产油8t/d左右，是同期常规投产新井的1.8倍，是老采油井的3倍，第一、第二周期产油量分别为2325t和1802t，油汽比分别为1.35和0.82t，蒸汽吞吐阶段单元日油水平达到了历史的最高值，水驱转吞吐取得较好效果，预测吞吐采收率31.2％，比水驱提高采收率15.5％。  

3 稠油油藏采收率状况分析与评价

依据中国稠油分类标准，结合中石化股份公司热采稠油油藏的实际情况，以边底水活跃程度为标准，将热采稠油可划分成活跃边底水和弱、无边底水两种油藏类型，同时依据原油粘度，每种油藏类型又进一步划分成普通稠油、特稠油和超、特超稠油三种亚类，原油粘度范围分别为80～10000mPa•s、10000～50000mPa•s和50000mPa•s以上。目前股份公司热采稠油动用活跃边底水和弱、无边底水油藏储量相差不大，分别占46.6％和53.4％。活跃边底水油藏以特稠油为主，开发单元21个，动用地质储量1.33×108t，占总动用地质储量的31.9％，年产油50×104t，采出程度15.2％，综合含水88.7％，标定可采储量2429×104t，采收率18.3％；弱、无边底水油藏特稠油以普通稠油为主，开发单元34个，动用地质储量1.43×108t，占总储量的34.3％，年产油185×104t，采出程度10.7％，综合含水82.3％，标定可采储量2846×104t，采收率19.9％（表3）。总的来说，边底水越活跃，标定采收率越低，随着原油粘度增加，标定采收率下降。
表3　　热采不同稠油油藏类型开采现状表 

4 热力采油提高采收率潜力评价

4．1稠油油藏提高采收率潜力

依据提高采收率潜力评价标准，结合股份公司各油田稠油油藏特点和目前开采现状，在油价60美元/桶和80美元/桶下，对热采的97个单元逐块进行吞吐加密、热化学吞吐和蒸汽驱潜力评价，同时对非热采的普通稠油单元逐块进行水驱转热采潜力评价。
（1）吞吐加密提高采收率潜力评价
近年来河南油田浅层稠油油藏绝大多数已经进行过加密，下步加密的潜力较小，当油价80美元/桶时，可部署加密井80口，覆盖地质储量177.8×104t，增加可采储量25.3×104t，提高采收率14.2%。
目前胜利和江汉油田稠油热采一般采用200×283m井距，吞吐井距偏大，具备较大加密潜力。根据政策界限测算，当油价80美元/桶时，可部署加密井1445口，增加可采储量1325×104t，提高采收率3.8%。
（2）热化学吞吐提高采收率潜力评价
依托成熟的热化学吞吐技术，可在河南油田浅层稠油油藏和胜利油田高含水井实施热化学吞吐。根据政策界限测算，当油价80美元/桶时，可实施2300口，增加可采储量345×104t。
（3）蒸汽驱提高采收率潜力评价
依据蒸汽驱潜力评价标准，股份公司可实施蒸汽驱单元56个，覆盖地质储量23215×104t。根据政策界限测算，当油价80美元/桶时，增加可采储量4546×104t，提高采收率19.6%，实施蒸汽驱单元整体采收率可超过40％。
（4）水驱转热采提高采收率潜力评价
依据普通稠油水驱转热采潜力评价标准，股份公司符合条件的单元有38个，可覆盖地质储量16595×104t，当油价80美元/桶时，需新钻热采井1215口，增加可采储量3548×104t，提高采收率21.4%。
综上所述，在80美元/桶条件下，中石化通过稠油热采可新增可采储量9789×104t，提高采收率16.8%（表4）。
表4　　中石化稠油热采潜力汇总表 

注：①上表不含水平井和攻关技术潜力； ②汽驱单元含加密井网提高采收率部分。

4．2稠油油藏提高采收率潜力结果分析

（1）稠油油藏提高采收率潜力分析
稠油油藏动用地质储量92501×104t，目前采收率22.0%。通过潜力评价结果表明，还有进一步提高采收率的潜力：一是通过水驱调整增加可采储量967×104t，二是通过热力采油增加可采储量9789×104t，三是通过化学驱增加可采储量1011×104t。稠油油藏总计增加可采储量11767×104t，提高采收率12.72%。从分阶段看，到“十二五”增加可采储量7106×104t，提高采收率7.7%；“十二五”后增加可采储量4661×104t，提高采收率5.0%（表5）。 
表5    稠油油藏提高采收率潜力汇总表

（2）分技术成熟度评价结果分析
按热力驱油技术成熟度，将提高采收率技术潜力分为三类，即近期潜力、中期潜力和远景潜力。
近期潜力为推广成熟技术潜力，包括热力采油中吞吐加密和热化学吞吐技术（见表6）。
中期潜力为已经开展先导试验攻关或进一步完善配套技术，有望在10～15年内实现大幅度提高采收率技术的潜力，包括热力采油中蒸汽驱技术。
远景潜力为准备开展的大幅度提高采收率攻关，在15年以后有望实现的潜力，包括热力采油中低效水驱转热采技术。
表6  稠油油藏提高采收率技术成熟度潜力表 

5 稠油油藏提高采收率建议

1）开展热化学驱基础理论研究
热化学驱提高采收率，其理论内涵是在蒸汽驱降粘驱替的基础上，利用化学复合体系降低油水界面张力、减少亲油油层的毛细管阻力，提高蒸汽或热水的驱油效率并降低粘度；高温防窜体系可抑制蒸汽的窜流，降低蒸汽流度、提高蒸汽的波及体积。在此理论指导下，可形成蒸汽/泡沫复合驱油技术、蒸汽/驱油剂复合驱油技术、蒸汽/薄膜扩散剂复合驱油技术、热/聚合物复合驱油等技术。
2）加大关键技术攻关，形成开发技术系列
加大关键技术攻关，如氮气泡沫辅助蒸汽驱技术，水驱后普通稠油油藏转蒸汽驱提高采收率技术，水平井蒸汽驱技术，中深层热化学吞吐技术，浅层稠油蒸汽驱技术，超稠油蒸汽驱技术，形成开发技术系列。
3）分阶段、分层次开展先导试验
“十一五”末开展先导试验：氮气泡沫辅助蒸汽驱先导试验，水驱普通稠油转蒸汽驱先导试验，水平井蒸汽驱先导试验，浅层稠油蒸汽驱先导试验，蒸汽后热化学驱提高采收率先导试验。“十二五”期间开展先导试验：SAGD先导试验，水淹稠油油藏热化学辅助蒸汽驱提高采收率先导试验，敏感性稠油油藏蒸汽驱先导试验，中低渗稠油油藏蒸汽驱先导试验，薄层稠油蒸汽驱先导试验。“十二五”之后开展：常规油藏化学驱后蒸汽驱提高采收率先导试验，热采辅助化学先导试验，催化裂解先导试验。（作者：雷江西  凡哲元）