张渴健
河南油田采油二厂
摘 要：新庄油田泌浅67断块位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，油藏分布具有“多、薄、小、窄、强”的特点，油藏品位相对较差，属于复杂小断块边水稠油油藏。目前经过多轮次的蒸汽吞吐后，边水侵入受多因素影响，受边水影响水淹区储量采出程度低，剩余油分布复杂。利用动态分析法及油藏工程方法，对各小层的剩余油分布规律进行研究，通过重构开发层系、面积组合吞吐、分层整体治理、配套工艺技术，提高储量动用，从而改善区块开发效果、最大限度经济有效的提高采收率。
关键词：新庄油田；小断块边水；稠油油藏；剩余油
1.基本情况
1.1油藏特征
泌浅67区位于泌阳凹陷北部斜坡带新庄复杂断裂带东部，该区正处于北东东走向北倾正断层和北东走向南倾正断层的交汇处，断裂发育，构造破碎。该区内主要发育两条北东东转近东西走向北西倾向正断层（①、②号断层）、两条北东东走向南东倾向正断层（⑦、⑧号断层）和两条北西西走向北倾正断层（④、⑤号断层）、两条北西走向北东倾向正断层（⑨、⑩号断层）。以上十条断层在平面上相互切割，形成了泌浅67区泌浅67、泌浅93两个断块。该井区总体倾向南西，倾角24°左右。储集层为高渗储集层，储集物性总体上有随地层变老、埋深增大而变差的趋势。核三段至Ⅳ油组平均孔隙度为30.0%，平均渗透率为3957×10-3μm2。
泌浅67区油藏埋藏浅，一般介于180-658m；单井钻遇含油小层5-18；单井钻遇油层厚度最大41.6-93.0m；纵向含油井段长122-450m。含油面积大于或等于0.2km2油砂体数共计6个，储量133万吨，占整个油砂体数的13%，占总储量的31.1%；含油面积0.1-0.2km2油砂体数共计32个，储量261万吨，占整个油砂体数的69.6%，占总储量的61.1%；含油面积小于0.1km2油砂体数共计8个，储量33万吨，占整个油砂体数的17.9%，占总储量的7.8%。
1.2开发历程
规模化开发阶段：新庄油田2003年开始有零星单井生产，2005年开始规模化投入开发，此阶段泌浅67区与其余区块统称为开发区，因此无单独泌浅67区数据。
综合递减阶段（2006-2011年）：此阶段一方面由于断块含油面积小、边水能量强加之油层物性较好，边水指进严重，另一方面由于管外窜、套管错断、漏失等井下技术状况频繁出现故障，开发效果逐年变差，年产量逐渐降低。
层系重组调整阶段（2012-2015年）：由于泌浅67区井下技术状况复杂、边水侵入现象严重，导致储量动态控制程度低，动用程度低，开发效果差，为改善其开发效果，在泌浅67区部署新井48口，进行层系重组调整，新井部署后效果明显得到提高；2014年在泌浅67区构造高部位经过断层重新刻画后，部署油井14口，更进一步改善其开发效果。
效益配产阶段（2016年至今）:2015年开始国际油价大幅度下跌，开始实施效益配产，各类工作量大幅度削减，产量大幅度下降（见图1）。
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图1 泌浅67区历年产量柱状图
2.开发中存在的主要问题
2.1边水能量强，受边水影响储量较大，采出程度低，挖潜难度大
泌浅67区由于含油面积小、边水活跃，导致边水侵入储量较大，泌浅67区总储量569.1万吨，实际动用储量479.2万吨，边水侵入储量245.3万吨，边水侵入区占动用储量的51%。边水侵入区域主要集中在泌浅67断块上层系H3Ⅰ7、Ⅱ1、Ⅱ5、Ⅱ6层，下层系的H3Ⅲ5、Ⅲ6、Ⅳ1、Ⅳ4、Ⅳ5、Ⅳ6层，边水侵入区采出程度仅12.3%。
针对边水侵入区的挖潜近几年主要依靠氮气辅助措施，但多轮次治理效果变差，氮气辅助措施效果逐年变差。主要原因有两个方面：一是随着吞吐轮次的增加，边水侵入更进一步加剧，能量加强，氮气抑水强度有限，难以有效抑制边水推进；二是随着吞吐轮次的增加，区块汽窜程度加剧，边水沿汽窜通道推进至油层高部位，单井点治理和单一措施类型治理难以取得较好的效果；三是采取单井逐层上返开发方式，单井效果变差后返至其它层生产，首先变差的是构造低部位油井，其返层后，原生产层失去低部位井排边水的的保护作用，边水侵入速度加快，迅速向高部位推进，进而影响整个层的开发效果。
2.2油井投产时间差异较大，地层压力和地下亏空差异较大，井间的高渗透率层在较大的压差作用下容易形成蒸汽窜流通道，导致汽窜
泌浅67断块主要的汽窜发生在H3Ⅲ4层、H3Ⅲ5层、H3Ⅲ6层、H3Ⅳ2层、H3Ⅳ3层、H3Ⅳ4层、H3Ⅳ5层，根据2011年至2018年的汽窜情况对比表明，泌浅67断块自2012年底部署38口新井之后汽窜情况明显加剧，经过后期的治理之后，汽窜情况有所减缓，2018年较2017年汽窜井次由89井次降至34井次，汽窜影响天数由329天降至227天，影响产量由578.4吨降至279.4吨。
3.剩余油分布特征研究
3.1纵向剩余油分布规律
3.1.1通过剩余油监测资料分析泌浅67断块纵向剩余油分布
根据动态监测资料显示泌浅67断块动用差厚度所占比例为43.0%，动用中等厚度所占比例为31.2%，高动用厚度所占比例为25.9%（见表1）。
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根据测井解释认为H3Ⅲ2层、H3Ⅲ4层、H3Ⅲ6层潜力较大，也证实了当时生产层H3Ⅳ1层高含水的原因，因此后期将新H6214井上返至H3Ⅲ6层生产，H3Ⅲ6层受边水影响后上返至H3Ⅲ2层生产。
3.1.2通过分层采出程度分析泌浅67断块纵向剩余油分布
根据泌浅67断块主力油层采出程度直方图（图2），可以看出泌浅67断块主力油层整体采出程度不高，采出程度较高的层大于20%的油层仅H3Ⅲ4、H3Ⅲ6、H3Ⅳ2层，另外各油层间采出程度差异较大。
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根据以上研究结果综合分析认为泌浅67断块剖面上剩余油潜力最大的层有：H3Ⅰ7层、H3Ⅱ5层、H3Ⅳ1层，潜力较大的层是H3Ⅲ5层、H3Ⅱ1层、H3Ⅳ4，其次是H3Ⅳ5层、H3Ⅳ3层、H3Ⅱ3层（表3）。
3.2平面剩余油分布规律
平面上，已射孔的158口油井中采出程度在20%以内的油井91口，占总井数的57.6%，有较大的剩余油潜力可挖潜。泌浅67断块实际动用主力层12个，采出程度小于20%的9个层，占总层数75%，采出程度高于20%的3个层，泌浅67断块采出程度9.91%，有较大的挖潜潜力。
平面上剩余油富集特点：1、强边水区区域动用最差，剩余油富集多；2、中边水区油层物性好动用较好，剩余油富集少，井间有部分剩余油；3、弱边水区断层屋檐下、局部储量控制不完善，剩余油较为富集。
以主力层H3Ⅳ5层为例，绘制油层采出程度图、综合含水分布图和采注比分布图（见图3、图4、图5），通过图可以看出，区域油井综合含水集中在80%以上，采注比在6左右，油层水淹比较严重。
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通过建模数模方法画出H3Ⅳ5层的剩余油饱和度高分布图，可看出剩余油富集的区域主要分布在高部位断层附近、低部位边水影响区，平均剩余油饱和度高达到0.56～0.63。高部位主要是由于部分井尚未利用该层，断层附近由于油井注采状况较差，储层加热范围有限造成的，低部位边水影响区受边水影响后采出程度低，中部区域剩余油饱和度较低仅有0.35～0.49，主要是油井利用的多，注采状况好。由于蒸汽吞吐开采加热半径仍较小，只是井筒周围有限的区域得到较高的热焓，动用程度较高，而井间大部分区域未受效，即使吞吐周期较高井的加热半径也不大，相对应的只有蒸汽波及到的范围内，含油饱和度有所降低。
4.提高采收率技术对策
4.1重构开发层系，提高储量有效动用
泌浅67区含油层位多，单层开发，储量动用程度低，纵向上可划分29个小层（见图6），2012年开始进行层系重组后划分为三个组合单元生产，新投油井63口，2013年底新EX48井区构造认识上发生变化，新投油井9口，目前泌浅67区上层系老井贡献产量较少，新井贡献产量较多，近五年每年贡献产量3万吨左右。
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图6 泌浅67区纵向储量分布及采出状况
4.2面积组合吞吐技术研究
随着开发的不断深入，在稠油开发高周期吞吐后，稠油热采矛盾呈多元化发展趋势，单井治理无法从根本上解决问题，需要转变思路，由单井治理变为单元综合治理。热化学辅助面积组合吞吐技术综合考虑了汽窜单元内油井不同治理需求，能够较好的改善油井的生产效果。
热化学辅助面积组合吞吐是指在蒸汽吞吐过程中，两口或两口以上的井按优选设计的排列组合在一起进行有序的热化学辅助蒸汽吞吐的方式。其主要机理为:利用多井集中注汽、集中生产，提高蒸汽的热利用率；通过合理安排注汽顺序，改善油层温度场，含油饱和度场和压力场的平面分布，使地下流体由孤立的单井点运移转换为开发单元内的整体运移,从而明显改善吞吐开发效果。
河南油田稠油开发目前主要采取蒸汽吞吐方式，大部分区块进入高周期吞吐阶段，面临周期吞吐效果变差，成本变高，含水升高等实际问题，自2011年以来，采取了一系列改善吞吐效果的注汽方式，其中主要包括组合注汽和热化学辅助面积组合吞吐两类。
组合注汽主要适用于两口井之间的单向汽窜或者互相汽窜，是一种通过对两口采油井同时实施注汽、焖井、放喷和转抽等手段，达到减少汽窜的影响，提高蒸汽利用率，提高油井生产时率，进而提升油井生产效果的吞吐方式。热化学辅助面积组合吞吐主要适用于一个或多个汽窜现象严重的井组，尽可能采取集中注汽，同时转抽开采，达到多井整体吞吐，减少汽窜的效果，使蒸汽在井下进行充分的热交换，有效提高蒸汽的热利用率，保持区域的压力平衡，同时也减弱了汽窜条件。除此之外，针对不同周期采取不同的注汽顺序，对井间的驱油方向的改变也有一定影响，在一定程度上增加了油层的动用效果。随后发展的化学辅助面积注汽技术是利用氮气或调剖化学药剂优先进入阻力小（采出高、汽窜通道）区域，达到平衡后，蒸汽更多的进入动用低的区域，提高蒸汽利用率及有效波及体积。同时利用反复的同注、同焖、同采过程中，油层压力呈现出的规律性波动，促使含油饱和度场重新分布，达到改善吞吐效果的目的。面积组合吞吐由于井组压力有规律地波动，促使含油饱和度不断重新分布。当生产井同时注汽时，高渗带压力高于低渗带，促使蒸汽进入低渗带；而当生产井生产时，低渗带压力相对高于高渗带，于是低渗带的原油流入高渗带，再流至井底被采出来。
4.3水淹层采取分层整体治理技术提高采收率
泌浅67断块油井生产层目前均已受到边水影响，生产过程中，边水为主要矛盾，2011年至2016年针对边水的治理主要依靠热化学辅助措施单井抑制边水推进，取得了一定的效果，但是目前已处于多轮次治理阶段，治理效果差，递减幅度大。2017年至2018年针对边水区的治理，将油层依据构造部位划分为低、中、高三部分，针对不同的特点进行分层整体治理（图16），分层整体治理技术对策为：
1.构造低部位：研究表明边水侵入速度与构造位置相关，构造位置越低，边水侵入越快，因此构造低部位认为是强水淹区，边水能量最强，但是相关研究表明，边水在平面上是广泛分布，但是经过小层细分对比后，边水在纵向上和平面上是不均匀分布，因此在构造低部位的挖潜主要分为以下两个方面。
一是在弱势区段挖潜，包括平面上边水能量的弱势区域和纵向上边水的未淹或者弱淹层段，主要措施是氮气辅助抑水挖潜及堵水单采等。
二是强势区段排水，由于边水能量强，导致多轮次治理后无法进一步挖潜，这一阶段弱低部位油井返至其他层生产，则导致油层中部及构造高部位油井失去低部位排边水保护作用，进而使得边水迅速向高部位推进，影响开发效果，因此考虑整个层的生产效果，需要构造低部位井进行排边水生产。
2.油层中部分析认为属于弱水淹区，边水能量较弱，但是已经经过多轮次治理，效果不理想，下步主要挖潜分为以下两个方面。
①组合优化抑水，受边水影响后，主要采取短周期注汽方式，避免边水进一步推进，同时避免注汽过程中，注汽量越大，蒸汽浪费越多，同时辅助热化学措施，可进一步抑制边水推进，但是由于短周期注汽蒸汽波及半径无法进一步扩大，导致多轮次治理后，递减幅度大，效果差，下步需采取“1+N”注汽组合模式，即一次整周期注汽扩大蒸汽波及体积后，采取短周期注汽方式生产，改善开发效果。
②是整体治理挡水，经过研究表明泌浅67断块进入高周期吞吐后，边水主要沿着汽窜通道向高部位推进，以往的治理往往采取的是单井点的热化学辅助措施治理，效果不理想，主要原因为热化学辅助措施抑水强度有限，目前为了保护高部位油井的生产，需要在油层中部实施整体治理，同时加大抑水强度，采取高强度组合调剖措施，一方面抑制边水推进，一方面封堵汽窜通道，截断边水向高部位推进的通道，避免边水向高部位推进。
3.构造高部位分析认识是未水淹区，主要治理思路是在边水推进之前尽可能多采出，主要挖潜分为两个方面：
①采注控制保压，即在油层中部与构造高部位结合带油井主要实施短周期注汽，控制采注比，保持一定的地层压力，减缓边水推进。
②氮气辅助增能，即在高部位油井目前已处于高周期吞吐阶段，地层能量不足，因此需要配套氮气助排措施补充地层能量，扩大蒸汽波及体积。
4.4配套工艺技术研究
4.4.1热化学辅助抑制边水技术
1、氮气泡沫调剖机理
（1）泡沫的流度控制，泡沫可以降低气体渗透率，改善气驱采油的波及状况。
（2）泡沫的堵水，泡沫在注入水淹层后，小气泡粘附在岩石孔隙表面上，这些小气泡将阻止水在多孔介质中的自由运移。但岩石孔隙表面上原来存在的一层水膜是气泡粘附的障碍，加入一定量的表面活性剂，能减弱多孔介质的这种水膜，由于贾敏效应的作用和岩石孔隙中泡沫的膨胀(压降下)，使水流在岩石孔隙中的流动阻力大大增加，由于在岩石孔隙介质内乳化，从液体中析出的氧会改变岩石表面的性质，并在一定条件下使多孔介质的表面增水，限制水的串通，但在含油层地带泡沫不起作用。
2、氮气辅助热处理抑水机理
(1)氮气的非混相驱替作用：氮气能降低水相相对渗透率。
(2)氮气的重力分异驱替作用：由于重力分异, 注入的氮气就会进入微构造高部位形成次生小气顶, 驱替顶部原油向下移动。
(3)氮气能保持地层压力： 有利于减缓底水锥进。氮气不溶于水, 较少溶于油, 且具有良好的膨胀性, 可节省注汽量, 驱油时弹性能量大。
(4)氮气优先进入水体，降低油水界面：针对边水活跃的油藏，注入的氮气可以抑制边水锥进，降低油井综合含水，其机理是利用油水间粘度差，注入的氮气首先进入水锥，使其被迫沿地层向构造或油层下部运移，使水锥消失，并且降低了油水界面。
3、氮气抑水增油机理
优先进入水体，降低油水界面，针对底水活跃的油藏，注入的氮气可以抑制底水锥进，降低油井综合含水，其机理是利用油水间粘度差，注入的氮气首先进入水锥，使其被迫沿地层向构造或油层下部运移，使水锥消失，并且降低了油水界面，同时，由于重力分异作用，氮气从油层底部向顶部运移，从而增加了一个附加的弹性能量，延缓了油水界面的恢复。
4.4.2不动管柱乳化油泥调剖技术
随着开发的不断深入，采出程度增加、汽窜加剧，采取泡沫调剖措施难以有效抑制汽窜，采取颗粒复合调剖措施能够保证措施效果，但是措施一次性投入过高，整体效益较差。通过技术攻关研制了乳化油泥调剖技术，通过对乳化油泥调剖剂配方研制与基础性能评价，认为乳化油泥调剖剂能够替代GCS-1调剖剂中的悬浮剂、不同温度下乳化油泥调剖剂粘度对温度均不敏感，可用于抑制边水，能较好改善水油流度比。通过对施工过程的优化最终实现了不动管柱的乳化油泥调剖。因此既节省了作业费用，同时也将废料浮渣进行了资源化利用，大大降低了成本。
4.4.3分层注汽技术
泌浅67断块纵向上含油层位多，从H3Ⅰ油组到H3Ⅳ油组均有含油层位显示，但是纵向上动用差异较大，主要原因为采取从下往上逐层上返的单层开发方式，由于油层厚度薄，导致开发过程中单井日产油水平低，效益差。
稠油分层注汽技术是利用热采封隔器，在油层纵向上划分出相对独立的注汽单元，依靠配汽装置对各生产单元单独作用以改善层间剖面注汽不均衡的一种新型工艺技术。这种技术避免了高低渗透层、新老层之间的干扰，提高了油层动用程度，同时通过一次性下放管柱可便于后期油井进行分层注汽，减少了管柱起下次数，是一种经济、低效的工艺技术。目前实施的分层注汽管柱，能够实现三项一体化（分层注采、分层测试、分层产状等），具备六合一功能。
4.5结论与认识
1、储量动用状况方面，泌浅67断块实际动用主力层12个，采出程度小于20%的9个层，占总层数75%，纵向上储量动用不均，H3Ⅲ4、H3Ⅳ2、H3Ⅳ9层采出程度较高。
开发效果评价方面，弱边水层H3Ⅲ4层周期日产油水平在第一周期达到最高3.2吨，后续周期递减，前8周期吞吐效果好，日产油水平达到1.4吨以上，油汽比达到0.17以上；强边水层H3Ⅳ5层第一周期就受到边水影响，含水达到77%，第二周期含水快速上升到88.4%，日产油由3.1吨降低到1.5吨。后续周期采取氮气辅助热处理措施，含水控制在90%左右。
2、泌浅67断块主力层动用储量257万吨，水淹储量92.5万吨，占总储量比值36%，平均采出程度13.1%。边水侵入层主要集中在H3Ⅰ7、Ⅱ1.5、Ⅲ4.5.6、Ⅳ1.4.5小层。
边水影响主要受渗透率极差、原始油水边界、注汽强度、采液强度、采出程度、采注比影响。
3、平面上剩余油富集特点：强边水淹区区域动用最差，剩余油富集多，中等边水淹区动用较好，剩余油富集少，井间有部分剩余油，高部位弱淹区或未淹区，受断层和储层物性制约，剩余油局部富集。
剖面上剩余油富集特点：弱边水层整体动用较好，剩余油潜力相对较小，强边水层开采效果差，剩余油潜力较大。
4、由压力场分布、进水速率、渗透率场分布和流场的综合识别分析结合油井动态变化可识别H3Ⅲ4层存在2条边水通道。
边水侵入通道理想状态下是一个菱形： 低注强采的开发方式下，边水与生产井的垂向方向压差增大，边水在该方向上异常突进；强注低采的开发方式下，边水与生产井垂直距离最近的区域由于注气的压力影响产生水侵滞后的现象；高渗带的存在导致边水沿高渗带快速突进，并且在短时间内突破生产井底形成水侵渗流通道。
5、边水治理技术对策：采取参数控水提弱、氮气抑水保中、调堵结合抑强的技术对策，改善水侵区开发效果。
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