古城油田泌浅10区转热水驱试验研究

1　研究区概况
1.1　油藏地质特点
古城油田泌浅10区块位于古城油田西北部，构造主要是受北部和西部两条正断层控制的鼻状构造，西部有一条逆断层将断块分割成东西两部分，东区地层趋于单斜形式，倾角11°~16°，西区为一特征明显与逆断层伴生的牵引构造。

其中Ⅵ3层埋藏深度为311.2~436.6m，平均有效厚度4.9m，孔隙度20%~32%，渗透率0.5~2.5μm2，油藏埋藏浅，孔渗性好，纯总比高，隔层厚度大，砂体连通性好，油层温度下原油粘度3955.1~6516.5mPa·s，属于原油粘度属普通稠油Ⅰ-2类。

1.2　开发简况
泌浅10断块Ⅵ3层自1989年试采评价，1992年井网部署，1993年全面投入开发，2005年加密井网，开发方式以蒸汽吞吐为主。

目前平均单井吞吐9个周期，已进入热化学辅助蒸汽吞吐开发后期，生产效果逐渐变差。

Ⅵ3层地质储量89万吨，截止目前，该层累计注汽76.3210×104t，核实累计产液59.6069×104t，核实累计产油15.6006×104t，采出程度17.5%，累计油汽比0.20，采注比0.78，含水73.8%，回采水率57.7%。

2　存在问题
1）蒸汽吞吐进入中、高周期开采阶段，吞吐效果变差。

据统计，目前泌浅10区Ⅵ3层总利用井100口，其中大于6周期吞吐井达到76口，占吞吐总井数76%，平均单井吞吐周期数为9个（见表6），已进入蒸汽吞吐中高周期开采阶段。

受蒸汽吞吐开发方式的限制，多轮次吞吐后注汽有效加热半径有限，井间原油难以动用，吞吐8周期后日均产油均小于1吨，周期油汽比也随周期数增加快速递减，生产效果变差。

化学辅助吞吐虽一定程度扩大了蒸汽波及体积，但有效周期短，多轮次后效果变差，Ⅵ3层热化学辅助措施有效生产周期为2~3个[1]。

表1　VI3层周期吞吐进展表
层位生产总
井数
1至56至910以上
累计吞吐
井次
平均单井吞
吐周期数
Ⅵ31002438388869
因此，油井单纯依靠蒸汽吞吐或热化学辅助吞吐措施已无法有效扩大蒸汽波及半径，下步急需改变开发方式进一步提高储量动用程度。

因此，继续蒸汽吞吐开采难以保持稠油的持续稳产，急需进行开发方式转换，进一步提高稠油油藏采收率。

2）VI3层低效井多，生产效果差。

目前生产Ⅵ3层油井50口井，其中地质关井34口，占总井数的68％，低效井14口，占总井数的28％，正常生产井2口，16口生产井日产水平仅7.8t，平均单井日产水平仅0.5t（见表7）。

2016年泌浅10区VI3层吨油操作成本在831.1-123893.4元/吨之间，平均吨油操作成本为9312.2元/吨，远高于热采平均吨油操作成本1744元/吨和二厂平均吨油操作成本1181元/吨，开发效益差。

3）汽窜影响开发效果。

泌浅10区VI3层原始地层压力3.10MPa，经历多轮次的蒸汽降压吞吐，地层压力下降明显，目前地层压力1.23MPa，压力保持水平为原始地层压力的39.7%，由于地层保持水平低、平面动用差异大等原因造成汽窜加剧。

目前 VI3层已有汽窜通道33条，表现为连片多向汽窜，近三年VI3层发生汽窜总井次占该层总生产井数的11.4%，汽窜严重，进一步制约了吞吐开发效果。

3　可行性分析
泌浅10区VI3层尽管存在中高周期吞吐效果变差、低效井多、汽窜影响开发效果等诸多问题，但目前采出程度较低，仅为17.5%，通过转换开发方式进一步提高采收率的潜力大。

为了更加深入、有效地提高剩余储量动用程度，高效合理开发稠油油藏，提高采收率，提出了泌浅10区VI3、6层蒸汽吞吐后期转热水驱试验。

热水驱机理如下：1）加热降低原油粘度的作用；2）保持地层压力，增加油层驱动能量；3）改善流度比，减少流动阻力；4）提高热波及范围，提高波及系数；5）防止高粘油带的进一步形成。

下面从注热水开发技术可行性、油藏适应性两方面，对泌浅10区VI3、6层稠油油藏转热水驱开发的可行性及潜力进行分析。

3.1　技术可行性
热水驱由于热能消耗较少，在国内外得到广泛应用。

国内新疆克拉玛依油田、辽河油田在特别是在“九五”
古城油田泌浅10区转热水驱试验研究
徐　波1，张渴健1，史环宇2
（1.西安石油大学，陕西　西安　710065；2.辽河油田欢喜岭采油厂，辽宁　盘锦　124000）
摘　要：河南古城油田泌浅10区自1989年试采评价以来，历经近30年开采，已进入热化学辅助蒸汽吞吐开
发后期，平均单井吞吐9个周期，高周期吞吐以及汽窜等等因素导致油井生产效果逐渐变差。

本次针对泌浅10区
Ⅵ3层的油藏地质特征及存在问题，通过数值模拟方法，精细刻画了Ⅵ3层油层“三场”分布，优选出了试验区4
个井组进行反五点热水驱试验，参照泌125区热水驱成功的经验，对其注采参数进行了优化，并进行了产量预测
及经济评价。

关键词：古城油田；Ⅵ3层；热水驱；数值模拟
中图分类号：TE357.44 文献标识码：B 文章编号：1004-275X（2018）02-115-05
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和“十五”期间，分析研究了许多不同类型的稠油油藏，进行了吞吐结束后转热水驱可行性研究及热水驱先导试验，提高采收率11.2%~17.9%，取得了好的效果，认为高周期吞吐后转热水驱能进一步提高采收率，实现油田一定时期的稳产，有效减缓油田的综合递减，并降低了油田的生产成本，有较为明显的经济效益。

在古城油田泌125区Ⅴ2-5层稠油油藏蒸汽吞吐后转（热）水驱也取得了较好的效果，阶段提高采收率11.6%。

泌浅10区VI3、6层油藏条件与泌125区类似，因此认为转热水驱技术上可行。

3.2　油藏适应性
1）蒸汽吞吐后仍有较大的剩余油潜力。

VI3层剩余油饱和度高的区域主要分布在西北部，平均剩余油饱和度高达到59%~62%，中南部剩余油饱和度相对较低，平均剩余油饱和度为43%~56%。

（图1、图2）
剩余储量丰度的大小不仅与剩余油饱和度有关，还与油层的有效厚度密切相关。

GX5912井周围的区域由于油层有效厚度较大（大于3m），虽然该区域剩余油饱和度较小，但剩余储量丰度仍然较大[3]。

（见图3、图
4）
图1　VI31
层蒸汽吞吐结束时含油饱和度场图
图2　VI32
层蒸汽吞吐结束时含油饱和度场图
图3　VI31
层蒸汽吞吐结束时剩余储量丰度场图
图4　VI32层蒸汽吞吐结束时剩余储量丰度场图
2）蒸汽吞吐后，油层热连通程度及原油流动性明显
变好。

泌浅10区VI3层原始油藏温度30.8℃，由于多轮次蒸汽吞吐导致油层热连通程度及原油流动性明显变好，在GX5912井周围及G5818井周围均形成了有效热连通（见图5、图6、图7、图8），其中VI32层地层温度上升比较明显。

目前油藏温度已上升10℃左右，达到42℃，对应原油粘度1160mPa·s（取样古5812），为转热水驱开发提供了有利条件。

　
图7 VI31层蒸汽吞吐结束时地层粘度分布图
图8　VI32层蒸汽吞吐结束时地层粘度分布
4　目标区选择
泌浅10区VI3层转热水驱区域的确定主要考虑蒸汽吞吐后剩余油储量的分布以及原油流动性，由蒸汽吞吐后转热水驱筛选图版可知（见图9），有效厚度、渗透率和剩余油单储系数是确定转热水驱目标区域的重要参数。

VI3层平均渗透率为2.43μm2，平均有效厚度为4.9m，对应的极限单储系数是9左右，而目前剩余油单储系数为16.6，远大于极限单储系数，由图10可以看出VI3
图9　蒸汽吞吐后转热水驱筛选图版
利用数值模拟方法通过温度场、渗透率分布以及原油流动规律确定了单层流动区域主要分布在VI3层的中部（图10、11）
4.1　热水驱井组确定
此外，根据泌浅10区Ⅵ3层与Ⅵ6层含油面积叠加图（见图12），可以看出Ⅵ3层的可流动区域与Ⅵ6层含油面积叠合程度也较高。

图12　VI油组含油面积叠合图
最终优选剩余储量丰度高、连通性好、含油面积叠合程度高的泌浅10区Ⅵ3层油藏中部。

4.2　开发层系确定
泌浅10区设计主要热水驱目的层为VI3层，个别井组兼顾VI6层。

该区域VI3层含油面积0.4km2，平均厚度4.9m，地质储量44.7×104t；VI6层含油面积0.25 km2，平均厚度2.5m，地质储量9.0×104t；转热水驱区域控制总储量为53.7×104t。

5　方案设计
5.1　井网井距设计
1）设计原则。

借鉴泌125区Ⅴ油组反七点法井网，确保储量控制最大化，并在考虑井下技术状况影响的前提下，利用现有可利用井做为热水驱井网内注采井。

另外，为减缓水窜，注采井距控制在130-190m之间，平均井距160米。

图13　泌浅10区VI油组热水驱井网图
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2）井网井距设计结果。

古5714井区4个热水驱井组控制总储量为53.7万吨，其中VI3层储量44.7万吨，VI6层储量9.0万吨，井网内VI3层核实产油7.9万吨，采出程度17.6%，VI6层核实产油1.15万吨，采出程度12.8%。

VI3.6层采出程度16.9%。

表2　转热水驱4个井组井号统计表
井组注水井采油井
1古新5514古5414、古5515、古5714、古5613、古5512
2古5817古5719、古5820、古51018、古5714、古5515
3古51117古51018、古51218、古51315、古51114、古5714
4古5913古5714、古51114、古新51011、古57111、古5613 5.2　注采参数设计
泌浅10区Ⅵ3层目前油藏条件与泌125驱转水驱时相似。

目前，泌125驱热水驱压力保持水平达99.3%，年采油速度0.45%~0.65%，阶段提高采收率11.6%，效果较好。

因此泌浅10区Ⅵ3层参数设计可以参照泌125驱水驱参数设计。

1）热水驱注水温度设计。

泌125区Ⅴ2-5层热水驱注入污水温度为50℃，目前地层温度下脱气原油粘度450mPa.s。

为使泌浅10区原油粘度由地层温度下的1200mPa.s也下降至450mPa. s，地层条件下注入水温度应为60℃（如图15），由井筒百米热损失为0.7℃（由2013年Ⅴ2-5层系温度监测资料可得）可计算出，井口注入水温度为62.8℃较
图15　泌浅10区古5812井Ⅵ3层粘温曲线综合考虑注水管网热损失等因素，当锅炉出口温度为70℃时就能满足地质要求[2]，此时注水井井底温度均可达到60℃以上。

因此推荐转热水驱锅炉出口热水温度为70-75℃。

2）注水及采液强度设计。

参照泌125区热水驱注采参数，设计泌浅10区注水
速度180m3/d，注水强度为5m3/（d.m），采液强度为1.5t/（d.m）。

表2　热水驱注水强度和采液强度设计表
对比项油水井比例注水强度m3/（d.m）采液强度t/（d.m）泌125 3.55 1.1
泌浅10区 3.255 1.5
3）配液配注设计。

根据物性和受效对应情况进行单井配产配注，具体见表3，注水速度为180m3/d。

表3　热水驱配产配注设计表
类型井号
配注/产液量/
（m3/d）
有效厚度
/m
渗透率
/μm2注水井
G5*******.20.935
G5111730 3.8 1.007
G5913458.8 3.17
GX551425 4.9 1.273单向受效井
G57197.57.80.948
G58197.313 1.243
G51218 2.5 2.60.769
G51315 5.23 1.868
GX5101110.67.4 1.781
G571117.5 6.8 1.299
G55128.56 4.584
G5*******.843双向受效井
G510188.8 4.4 1.718
G5111410.211.9 1.604
G5613 5.52 1.406
G551510.217.40.762四向受效井G571415.27.4 1.646
6　工作量及效果预测
6.1　措施工作量
泌浅10区VI油组热水驱注采井网，转热水驱前应确保井组油井返层或回采至VI油组生产，另外为封堵汽窜通道，注水井也都应在转驱前实施调剖堵窜措施（古新5514井组汽窜弱，注水井不配套调剖措施），在注水
表4　泌浅10区Ⅵ3层转热水驱配套工作量统计
井组总井数
释封补孔返层优化管柱调剖
井数井号井数井号井数井号井数井号井数井号
井组一62古5817（调剖、分层
注水）、古5515
1古57141古51018
井组二11古511141古51117
井组三21古56131古5913（调剖、分层
注水）
井组四21古54141古新5514（找漏验窜、
分层注水）
合计1043111
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过程中适时调剖。

具体工作量为：采油井古5515、古5613、古5414、古51114、古5714、古51018井共7口井实施释封、补孔、返层或优化管柱等措施，注水井古5817、古51117、古5913三口井调剖、古新5514井补孔（见表4）。

6.2　效果预测及经济评价
1）效果预测。

根据泌125区水驱实际开发数据，预测泌浅10区水驱未来10年累计注水52.05万t，累计井口产液42.92万t，累计核实产油4.29万t，年采油速度0.6%~0.97%（具体见表5）；对比泌125区水驱方案，预测10年内泌浅10区水驱阶段提高采收率8%，最终提高采收率14.27%（见表6）。

表5　泌浅10区水驱效果预测（10年）
年份年注水
/万t
年产液井
口/万t
核实年产
油/万t
年产油
（井口）
综合含
水/%
注采比
采油速
度/%
2017 3.96 3.60.5 1.0172 1.10.94 2018 4.1 3.730.5173.2 1.10.93 2019 4.45 3.870.480.9775 1.150.9 2020 4.79 4.060.470.9377 1.180.87 2021 5.04 4.20.450.978.5 1.20.84 2022 5.19 4.290.420.8580.2 1.210.79 2023 5.38 4.310.40.8181.3 1.250.75 2024 5.87 4.620.380.7683.5 1.270.71 2025 6.3 4.880.350.785.7 1.290.65 2026 6.98 5.370.320.6488 1.30.6合计52.0642.92 4.298.5780 1.210.8
表6　泌浅10区水驱方案预测
对比项油水
井比
例
注水强
度m3/
（d.m）
采液
强度t/
（d.m）
采油速
度/%
注采比
水驱阶段
提高采收
率 /%）
最终提
高采收
率 /%
泌125 3.55 1.10.56 1.311.624.5
泌浅10
区 3.255 1.50.8 1.21
8
（10年）
14.27
2）经济评价。

预测泌浅10区热水驱单位操作成本为1224.42元/t，约28美元；单位完全成本为3693.98元/t，约85美元（详见表7、8、9）。

表9　泌浅10区水驱预测相关注采参数
年份
注水量 注氮量/
m3
颗粒
注发泡
剂量/t
产油量 含水率
备注/t/t/%
139600015001010072颗粒调剖
2410005000000401000073泡沫调剖
344500000970075
44790001400930077颗粒调剖
550400400000020900079泡沫调剖
651900000850080
75380001300810081颗粒调剖
858700300000020760084泡沫调剖
963000000700086
1069800000640088
合计5206001200000420808570080
7　结语
通过数值模拟研究，结合油藏动态分析，在剩余油认识基础上，明确了古城油田泌浅10区Ⅵ3层潜力区域，提出了四个井组开展蒸汽吞吐后期转热水驱试验，并对井网、注采参数等进行优化完善，对稠油油藏蒸汽吞吐后期提高采收率研究具有一定的参考价值。

参考文献：
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规律研究[J].石油天然气学报,2010,32(3):158-160.
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方式及注采工艺参数优化[J].重庆科技学院学报:自然科学版,2016,18(6):24-26
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石油学院,2010.
[4] 马道祥,石璐,周文健,等.古城油田泌浅10区注热水热损失计
算研究[J].石油地质与工程,2012,26(3):116-119.
收稿日期：2017-12-18
基金项目：文章由国家科技重大专项资助（项目编号：2008ZX05004-003）；文章为国家自然科学基金项目（项目编号：51574194）。

作者简介：徐波，男，教授，工学博士，研究方向：精细油气藏描述与储层评价、油藏开发动态分析、油藏挖潜及改造措施技术。

表7　单位操作成本计算参数
增量成本
操作成本合
计/万元单位操作成本/（元/t）
作业费/万元注氮费
/万元
工程所（热化学）化
工用料费/万元
维修费
/万元
管理区操作成本
分摊/万元
采油厂后勤费用
/万元
增量成本合计
/万元
101.6150856.00 1.201792.20440.363341.36 4717.50 1224.42
表8　单位完全成本计算参数
相对固定成本
操作成本
/万元完全成本
/万元
单位完全成本
/（元/t）
人工成本/万元折旧成本
/万元
文教卫社区服务
/万元
土地租金
/万元
合计/万元
4357.31 3711.16 1093.20 353.16 9514.83 4717.50 14232.33 3693.98
·119·。