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孤岛油田稠油井动态“一井一策”管理技术X王忠滨,崔海亮,林秋民(中国石化胜利油田有限公司孤岛采油厂,山东东营 257231) 摘 要:孤岛油田稠油区块属于疏松砂岩油藏,胶结疏松原油粘度大,比重高,流动性差。
地面油井生产以掺水工艺为主,主要采用“掺水伴输、降回压为主,掺水稀释降粘和掺水升温降粘提高掺水效果为辅,特殊井特殊对待”的稠油掺水工艺。
通过室内研究建立稠油掺水降粘的实验方法和不同含水条件下的油水混合物粘温关系相关模式,现场试验稠油在不同温度下的流动状态,建立起稠油井地面正常生产的“温度场”,在此基础上首先确立不同区块油井的整体管理指导意见,再根据稠油井不同注汽周期、注汽的不同阶段、原油特性、地质条件、季节变化、开发方案等因素,制定稠油井地面正常生产的“一井一策”,建立油井生产档案,及时进行地面配套和参数动态优化,使稠油井处于最佳生产状况,减少稠油井停井时间,提高稠油井采油时率和管理水平。
关键词:疏松;掺水;温度场;一井一策;动态 中图分类号:T E32+3 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)05—0101—01 孤岛油田稠油井地面管理主要采用以“掺水伴输、降回压为主,掺水稀释降粘和掺水升温降粘提高掺水效果为辅,特殊井特殊对待”的稠油掺水工艺,即对于普通稠油井采用井筒或地面掺水以降回压,在条件允许的情况下最大程度提高掺水温度以提高掺水降粘效果;对特殊稠油井综合加降粘剂、空心杆、双管、双泵、水力喷射泵、螺杆泵等工艺,提高稠油井地面整体管理水平。
1 稠油与原油含水和温度的关系1.1 掺水与稠油含水的关系从2001年起孤岛采油厂开展了稠油井井筒举升工艺研究。
通过室内研究建立了稠油掺水降粘的实验方法和不同含水条件下的油水混合物粘温关系相关模式。
根据实验结果分析认为,掺水降粘举升工艺生产的油井,其掺入水量以保证井筒内油水混合液的含水率大于80%为宜。
1.2 稠油流动性与温度的关系针对稠油区块原油粘度大,流动性差,对温度敏感的特点,对不同区块稠油通过实验做出粘度与温度关系的粘满温曲线,通过实验确定南区稠油拐点温度为80℃,渤76块拐点温度为70℃。
孤岛油田孤北1地区稠油油藏特征及储层敏感性分析李琴(中国石油大学图书馆,东营)摘要孤岛油田孤北1地区馆陶组N g3)Ng5砂层组原油为重质稠油,原油具有高密度、高粘度、高含硫的特点,且分布规律受断层影响,具有越靠近断层原油更粘稠和上轻下重的特点。
造成原油性质差异的主要原因是断层附近地层水的氧化作用和重力分异作用。
研究区储层主要为河流相胶结疏松的砂岩储层,储层具有强速敏性和碱敏性,这是造成储层伤害,引起注汽效果不佳,造成采收率不高的主要因素。
关键词稠油油藏馆陶组储层敏感性孤岛油田1地质概况孤北1地区位于孤岛油田披覆背斜构造北翼,南部以孤北1断层为界与该油田中一开发区相邻,是一个被断层复杂化的断块区。
本区主含油层段是馆陶组第三至第五砂层组(Ng3)Ng5),储层为河流相沉积,砂体时空分布复杂,储层非均质性严重。
研究区油藏具有原油密度高、粘度高,油水分布关系复杂的特点。
与相邻的孤岛油田中一开发区相比,研究区构造相对复杂,区内主要发育4条断裂,按照断层规模分别命名为孤北1号断层、孤北2号断层、孤北3号断层和孤北4号断层(见图1)。
其中,孤北1号和2号断层是本区的主干断层,断距大,延伸远。
孤北3号和4号断层是伴生断层,发育在由孤北1号和2号断层所夹持的断块内部,使得断块的构造复杂化。
*孤北1号断层是中一区与孤北地区的分界断层,自东西向北东呈弧形发育,是孤岛披覆背斜构造顶部与翼部的分界断层。
孤北2号断层在很大程度上控制本区的油水分布,研究区两大断块G Q9断块和GB1断块构造上具有非常强的继承性,两断块之间构造特征差异显著。
油气主要富集在两个断块上。
圈闭受断层和储层沉积微相两大因素控制,主要的油藏类型包括构造油藏、岩性油藏、构造-岩性油藏。
图1孤北1地区断裂平面展布2储层特征孤北1地区Ng3)Ng5单元砂体自下向上表现为由细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩构成的正韵律组合。
储层以长石砂岩为主,石英含量34%~43%,长石占36%~43%,岩屑占15%~ 25%;长石风化程度中等,表面新鲜,节理清晰,反映砂岩成熟度较低。
194信息技术与机电化工一、油藏特征及开发现状某区块属于浅层超稠油，由于原油黏度高、埋藏浅、地层温度低、天然能量不足，油藏流体不具有流动性。
采用稠油HDNS（水平井+降黏药剂+氮气+注蒸汽）开发技术。
该区块投入开发以来，目前生产油井多，生产特征多样。
（1）油藏地质概况。
某区块含油面积为3.8km2，石油地质储量为355×104t，是一个常温常压的薄浅层稠油油藏。
（2）构造特征。
根据三维地震资料，结合钻井及测井资料，确定了砂体顶面微构造，其顶面构造形态相对简单，整体呈向南西倾斜，构造比较平缓，构造倾角4°左右，构造顶面埋深-470～-625m。
（3）沉积特征。
根据导眼井排粒度概率图及K1tgC-M 图，曲线明显的三段式，跳跃组分含量一般80%左右，斜率较大，细截点从下到上逐渐变细，说明能量逐渐降低。
同时 C-M 图以QR 、 PQ 段为主，表明沉积作用以牵引流沉积为主。
（4）储层及流体特征。
储层主要是以棕褐色中、粗砂岩、含砾砂岩，褐黑色细砂岩为主，夹薄层灰色灰质粉细砂岩。
根据（导眼）取心资料，其矿物成份较稳定，石英占40.3％，长石占20.3％，岩屑占39.4%；砾石磨圆度较好，分选系数1.439～2.13，平均1.68，分选较好。
平均孔隙度35.2％，平均渗透率5000-10000×10-3μm2，属高孔高渗储层。
但纵向上非均质性较强，渗透率级差为8.8。
根据敏感性试验表明该块为弱速敏，无临界流速、中等偏弱水敏、弱酸敏、弱碱敏、弱盐敏。
地面原油密度平均值为0.9567g/cm3，原油粘度变化范围为10683mPa.S，根据中国石油分类为稠油油藏。
这个区块始投入开发，累计产油25.3×104t，采出程度7.1%。
目前油井转周最高达到9周期，平均生产3.9个周期，部分油井进入高周期生产。
二、薄层特稠油生产特征分析油井生产特征，总结不同生产参数的开发规律，探寻适合区块最合理的开发参数，不断提高区块的开发效果。
孤岛油田零散稠油井挖潜手段研究摘要：目前稠油规模逐渐增大，稠油产量的比重越来越高，面对其埋藏浅，泥质含量高，低渗超稠、双高的物性特点，本文进行了稠油生产机理及配套挖潜手段的研究，运用注蒸汽、改变井筒举升方式、掺水降粘、微生物降粘、热油循环、药剂降粘等措施，提升了稠油区储量动用程度，增加了稠油产量，使稠油开发成为重要的产量接替阵地之一。
关键词：零散稠油生产机理配套挖潜手段研究举升方式储量动用产量接替引言孤岛采油厂油藏三区稠油井主要分布在中二北、东区、区西及中二中的零散井点，稠油生产井96口，日产液量1171.2吨，日产油306.4吨，综合含水73.8%。
开井数占总开井数的15.8%，产量占总产量的14.6%。
主要储层为河流相沉积，埋藏浅，泥质含量高，胶结疏松，易出砂；原油物性具有双高特点（即高粘度>1000mpa.s，高密度>0.95g/cm3）；中二北Ng3-4及区西等主要稠油单元原油粘度范围在1641-2417mPa.s之间，其它小断块如GD东区、GD西区及部分单元零星井点原油粘度普遍较高，一般高于2500mPa.s；多呈“土豆”状砂体分布，分布零散、含油面积小、层薄（4.1米），且注采对应差，地层能量不足，常规开采难度大。
目前零散稠油井存在的主要问题是：零散稠油块原油粘度高、含油面积小，储量小，能量补充少，稳产期短，产量递减快，井筒举升工艺的匹配不合理，液量低等矛盾，这都是制约提高稠油区块采收率的因素。
随着开发时间的延长，成为制约油田开发水平的重要因素。
因此了解稠油井分布、发展及演变规律，精细制定合理的开采应对措施，提升稠油区储量动用程度，成为目前油田开发迫切需要攻克的壁垒。
1 对策研究针对开发中存在的主要矛盾，主要通过降粘机理研究、举升工艺适应性研究、合理产液量的研究，从而为挖潜提供理论依据。
1.1降粘机理研究稠油井的降粘主要分为地下、井筒和地面三方面，对于地下主要采取完善井网补充地层能量，注蒸汽降低原油粘度，增加地下流体流动性，提高储层动用程度；地面主要是采取掺水降低管线回压，增加流体流动性；井筒主要是采取降粘剂、井筒掺水等增加原油流动性，提高油井产量。
浅谈孤岛油田稠油油藏特征与技术对策
[摘要]孤岛稠油开发了20年，目前面临的矛盾十分突出。
ng5和ng6稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量呈下降趋势，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。
本文针对孤岛稠油的现状提出了以油藏特征分析为基础，稠油热采配套开发技术为手段的一系列具有孤岛特点的开发技术，并在矿场实践中取得较好效果。
[关键词]孤岛油田稠油油藏特征技术对策
中图分类号：te933.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）08-016-01
前言
孤岛厂稠油属于边际稠油，受边底水和注水水侵影响大，特别是目前已进入高含水高轮次深度开发阶段，投资风险和技术难度不断增大。
在这种情况下，稠油产量保持持续增长以及今后的挖潜方向是摆在开发工作者面前期待解决的难题。
1 孤岛稠油开发现状
孤岛稠油热采起步于1991年8月的中25-420和中24-421等2
口试验井的蒸汽吞吐试验，1993年1月开辟了中二北馆5稠油热采先导试验区。
孤岛稠油开发了20年，目前面临的矛盾十分突出。
ng5和ng6稠油环整体一次加密调整已基本完成，进入高轮次吞吐阶段，产量将呈下降趋势，目前含水大于80%的井已达504口，占总井数的66.6%，较2008年同期增长2个百分点；近几年投入的
ng3-4稠油环油藏品位低，调整潜力小，热采开发效果差；同时，随着勘探程度的增高，新增动用热采储量不足的矛盾加剧，加上老区逐步进入高轮次吞吐期，产量继续上升的空间有限。
2 稠油油藏特征与开发对策
2.1 实施井网加密，提高采收率
孤岛采油厂热采开发实践发现，吞吐加热半径有限，井间剩余油富集，井网加密是动用井间剩余油最为有效的技术手段。
“十五”以来，对油层厚度大、基础井网较完善的馆5稠油环采用直井加密，投产一次加密井128口，产量为周围老井的1～1.5倍，含水低5～15个百分点，平均单井增加可采储量2.2万吨，提高采收率18.7%。
而对油水关系较复杂的馆6稠油环，则采用水平井联合直井优化加密，共实施联合布井加密87口，其中水平井16口，单井控制储量由22.9万吨降低到9.9万吨，采收率达到25.2%，提高了19.7%。
2.2 低效水驱稠油转热采技术
孤岛油田西南部馆5-6稠油环原油黏度为4000～6500毫帕秒，油层发育薄、剩余油分散，却一直与上层系馆3-4砂层组进行常规水驱合采，由于油稠“出工不出力”，稠稀干扰严重，稠油很难驱动。
孤岛开展细分层系调整，对馆3-4稀油进行常规开发，对ng5-6层系黏度大于3000毫帕秒、有效厚度大于8米、净总比大于0.6
的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发，经过先导试验和工业化推广，到2010年，共动用低效水驱稠油地质储量1456万吨，新钻热采井149口，增加可采储量328万吨，年产量达到25.9万
吨，采收率达到22.5%。
2.3 高泥质含量稠油环防砂解堵技术，提高采收率
馆3-4稠油环泥质含量高达15～20%，注汽过程中地层堵塞严重，造成周期生产时间短、产量下降快。
通过开展储层伤害机理室内研究及敏感性评价，孤岛厂找出了水敏、盐敏及速敏的主要影响因素，并采取了一系列措施：添加热采助剂，减少油层伤害，降低注汽压力，解堵成功率达到89.5%，平均注汽压力降低2-3兆帕，油汽比提高0.26；应用高温防膨剂处理近井地带、注二氧化碳补充地层能量、注油溶性降黏剂、驱油剂降低注汽启动压力，为孤南4、孤南201等低效稠油油藏突破产能关、实现有效开发提供了技术保障；推广应用热采井一次防砂新工艺，缩短了注汽后作业占井周期，满足了一周期或多轮次注汽的需要，降低了热采成本。
馆3-4稠油环通过配套工艺措施和井网的扩边，共钻新井261口，新增可采储量530万吨，单井控制储量由28.0万吨降到8.7万吨，采收率达到20.4%，提高了13.9个百分点。
2.4应用水侵综合治理技术，提高热效率
孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重
作用，开发过程中，造成边底水和注入水向稠油环推进。
针对不同时期、部位水侵方式的差异，采取“排、停、堵、避”综合治理技术。
“排”，对热采区高含水区域的边部热采井下大泵排液，抑制边底水向内部推进。
“停”，停注降注热采区附近同层系常规注水井，减少注入水水侵。
“堵”即优选热采区含水较高热采井实施高温封
堵，降低单井含水。
“避”：“纵向避底”，避射油层下部，利用层内夹层抑制底水锥进；“平面避边”，新井避开边水或注水井排200-500米布井，抑制边水推进。
近几年，还重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术，达到扩大油层加热带、增加弹性气驱能量、降低油水界面、提高驱油效率、减少热损失的目的。
在稠油单元共实施氮气调剖55井次，平均单井日增油4.8吨，含水下降12.3%，措施有效期350天，效果显著。
通过水侵综合治理，热采老井自然递减率由20.9%下降到16.9%，含水上升率由3.20%下降到1.36%。
3 应用稠油开发先导取得显著效果
3.1开展中二北ng5高含水期化学蒸汽驱，提高采收率先导试验目的是攻关稠油蒸汽吞吐中后期大幅度提高采收率技术，为中石化重大先导试验项目，即在蒸汽驱中加入氮气泡沫，利用泡沫的堵水调剖作用，使蒸汽均衡推进，在补充地层能量的同时，减少或延缓汽窜，克服单纯蒸汽驱的不足。
先导试验区含油面积0.77平方千米，地质储量184万吨，预计可提高采收率18.1%，最终采收率可提高至53.4%。
设计的11口新井（其中水平井4口），已全部完钻并投产，取得了初期平均单井日产油12.0吨、综合含水仅为75.4%好效果。
3.2开展中二中ng5稠油水驱后转蒸汽驱，提高采收率先导试验目的是探索普通稠油水驱后转蒸汽驱提高采收率技术，为胜利油田重大先导试验项目。
中二中ng5先导试验井组为4个141×200m 的反九点法井组，含油面积0.42km2，地质储量115万吨，预计可
提高采收率24.4%，最终采收率可达48.5%。
设计的9口新井完钻投产，取得了初期单井日产油9.1吨、综合含水80.3%的较好效果。
3.3开展实施一注多采和间歇汽驱试验，减缓自然递减，夯实稠油稳产基础。
蒸汽驱是持续（或间歇）地从注入井向油藏注入蒸汽，以加热整个油藏，将地下原油加热并驱向邻近的生产井不断采出的一种开采方法。
孤岛把符合蒸汽驱条件的孤气9断块定为孤岛油田蒸汽驱的首个试验田，不加化学药剂的“纯”蒸汽驱试验项目，自展开以来，平均单井日油由汽驱前的4.0吨上升到目前的8.5吨，汽驱段增油3.1万吨，目前采收率提高了10.2 %。
还在地层压降大的中二北馆5等热采区实施一注多采试验，增油3.5万吨，使稠油自然递减下降了6.7%，进一步夯实了油田稳产基础。
