塔河油田碳酸盐岩油藏稠油采油工艺技术

碳酸盐岩缝洞型油藏排水采油方式浅析

塔河碳酸岩盐油藏储集体形成及空间展布的复杂性，表现在储集体三维空间的复杂性，缝洞体连通关系的多样性以及油水关系的复杂性，部分井油井可能会出现排出一定水后含水下降，或是注水初期排水，后期甚至不含水的现象。借鉴排水采气的基本思路，生产中采用排水采油工艺矿场试验和研究，为底水油藏的高效快速开发提供新的开发思路和开发方法。

标签：碳酸盐岩油藏;储层复杂性;含水上升;排水采油

现场实践生产中，有时含水只是假象，储集体内剩余油丰富。对于一些已含水井，当排水量达到一定值时，油井可以重新恢复无水生产。对于这种形式的井，若降低采液量来减缓含水上升的速度，无疑不利于油田的高效生产。结合地质资料及生产特征，认识排水采油的生产工艺有利于油田的高效生产。

1 排水采油生产方式

塔河碳酸盐岩排水采油方法及原理不同于其他油田，由于塔河碳酸岩盐油藏储集体形成及空间展布的复杂性，存在一定封存水、钻遇油水界面、隔油式、隔水式储集体，油井可能会出现排出一定水后含水下降的现象，称为排水采油。

1.1钻遇油水界面

塔河油田碳酸盐岩油藏油水关系复杂，直接钻遇水体的概率高。钻遇油水界面如图1（a）。

生产过程中表现为供液较充足，一直含水，累产水油比较大，关井压锥效果差;区域具有一定水体。抽水一段时间后，油水界面下降，含水逐渐下降为0%。此类井小工作制度排水，产油期间需小工作制度控制。

1.2钻遇储集体下部

钻遇储集体下部即井眼位置偏低的地质特征：一般处于构造的斜坡位置，或进山较深;地震剖面显示产层段上部有异常反射体，如图1（b）。

生产典型特征是注水排水、修井漏失排水，此类油井模型往往在注水排水后才得以验证。初期排水一段时间后，含水逐渐下降，后期采油。此类井可维持目前生产或深抽，后期注水考虑适当减少注水量。

1.3裂缝连接储集体

裂缝连接的储集体，注水采油或是修井后，井筒附近有部分储集空间（微裂缝等）的油置换不出来，必须先将水排出，才能采出油。

２００８年第１７期　内蒙古石油ｅＬ＝ｒ－　１Ｏ３　

塔河油田×区奥陶系稠油油藏采油工艺研究及应用　

刘新刚　（中原油田分公司勘探开发科学研究院）　

摘　要：塔河油田×区奥陶系油藏埋藏深、温度高，原油具有高粘、高含腐蚀介质的特点，针对×区　奥陶系油藏的特点对该区的采油工艺主要是稠油降粘工艺技术、防腐工艺技术、大管径采油工艺技术和　电泵深抽采油工艺技术进行了研究与应用，对高温深井的酸压工艺技术也进行了研究与应用，解决了×　区超绸油开采的难题，为以后类似油藏的开发提供了宝贵的经验，Ｆ１、Ｆ２等井成功进行正掺反采大管径　采油为超稠油的开采创新了思路。　关键词：碳酸盐岩；超稠油；大管径采油，酸压　

１塔河油田×区奥陶系油藏特点　塔河油田×区奥陶系油藏位于新疆维吾尔自治　区库车县和轮台县境内，该区油藏具有高粘、高温、　高含腐蚀介质的特点：　①塔河油田×区油藏埋藏较深，部分井属超深　井，油藏埋深５８００￣６５００ｍ。　②×区原油粘度大，油稠，７Ｏ℃时的原油粘度在　２９４７０￣３９７４００ｍＰａ．ｓ之间。　⑧×区原油ＨｚＳ和Ｃｏｚ含量较高。　④部分井初期产量高，日产达到５０Ｏｔ／ｄ以上。　针对×区油藏的特殊性，采油工艺面临以下难　题：　①原油在井筒中流动困难，必须采取有效的降　粘措施才能保证油井正常生产。　②由于Ｈ：Ｓ、ＣＯ　含量高，需要解决井下、地面　设备的腐蚀问题。　③油藏埋藏深，温度高，储层岩石致密，对酸液　体系性能要求高、施工压力高。　２塔河油田×区主体采油工艺技术　２．１稠油降粘工艺　×区原油粘温特性表明温度变化对原油粘度有　很大影响，温度降低，原油粘度大幅度升高。以井底　为节点进行油井节点分析计算，分析见图ｌ，×区奥　陶系原油在地层条件下能够流动，但在井筒举升过　程中，压力下降、热量损失严重，粘度大幅度上升，最　终导致稠油无法顺利举升至井口。因此在实际生产　过程中，必须实施有效的井筒降粘工艺，才能保证油　井正常生产。　表１　塔河油田Ｘ区奥陶系油藏掺稀原油粘温测试数据　

中国科技期刊数据库工业Ａ　

注气三次采油技术在塔河油田缝洞型油藏的应用现状与工艺改进　

潘跃强夏新跃张婷婷肖春燕欧雪慧　

中国石油化工股份有限公司西北油田分公司采油二厂新疆库尔勒８４１６０４　

摘要：塔河油田采油二厂油区累计在８２口井实施注气三次采油工艺试验１１　７轮次，累产油１　６．４；ｂ－吨　注气三采技术对于塔河油　

田注水替油失效井、高含水井、低效井的治理有着广阔的应用前景。本文主要介绍注气三次采油工艺在塔河油田缝洞型油藏的　

应用现状、工艺改进等方面内容。　

关键词：碳酸盐岩油藏；注气三次采油工艺；注气工艺　

中图分类号：ｒＥ３５７　文献标识码：Ａ　文章编号：１６７１—５７９９（２０１５）０４—０１１５一Ｏ２　

１前言　

塔河油田是以缝洞型储集体为主的碳酸盐岩油藏，油藏储　

层埋藏深（５５００－７０００ｍ）、非均质性极强，流体流动特征复　

杂、性质差异大…，开采难度高，地层能量的自然递减控制难　

度大。针对自然能量衰竭导致一次采油效率低的问题，塔河　

油田通过对能量不足的单井和多井缝洞单元进行注水替油，　

逐步形成了较为成熟的以注水替油为主的二次采油方式，取　

得较好的增产效果。随着油田开采程度的加深，注水替油导　

致油水界面不断升高　Ｊ，吨油耗水比逐年上升，注水替油效　

果越来越差或失效，部分分布在缝洞体高部位的残余“阁楼　

油”难以采出。针对提高“阁楼油”采收率问题，塔河油田　

积极探索注气提高采收率机理，大力开展现场试验，逐步摸　

索出注氮气提高采收率的三次采油工艺技术　。　

２注气三次采油工艺应用现状　

２．１原理简析　’　

采用注水替油工艺反向机理，通过地面注入设备将氮气注　

入到地层，然后利用氮气比原油密度低、压缩性好的特点，　

在重力分异作用　下，气体向高部位上移聚集，形成气项，将　

储集体高部位残余的原油驱替至井底附近采出，从而获得较　

高的油藏采收率。　

２．２应用现状　

２０１２年底首先在ＴＫ６０３ＣＨ、ＴＫ７—６１９ＣＨ实施注气施工，注　

技术创新　南肛＿科技２０１０年第４期一　

塔河油田超深井稠油地层测试工艺的改进与应用　

陆学增　

（中国地质大学＜武汉＞资源学院）　

摘要针对塔河奥陶系碳酸盐岩油藏所特有的埋藏深，井底压力、温度高，原油物性差、密度高、胶质沥青含量高、含蜡含硫　

量高的特点，本文对中途测试工艺提出了一系列的改进措施，经现场实际应用，测试成功率及施工质量得到了显著的提高　

关键词超深并高温高压稠油地层测试　

奥陶系地层是塔河油田的主力油层，碳酸盐岩由于其成分的特殊　

性与砂岩储层特性对比有很大区别，尤其是属于潜山碳酸盐岩储层，　

并且受岩性、断裂、溶蚀、风化等多种因素控制“　，本身特点更加明　

显，对其进行开发是个世界性的难题　。为了提高综合勘探的效率，　

在钻井过程中对钻遇的油气层或显示段及时进行中途测试，对发现油　

气藏、指导勘探决策、加快勘探进程、节约成本具有重要意义。但碳　

酸盐岩地层测试，由于稠油流动性差且多含硫化氢，储层埋藏较深，　

风险大，普通的地层测试施工工艺难以满足要求　。　

１　塔河油田稠油特征　

塔河油田主力油区奥陶系为具有底水的碳酸盐岩岩溶缝洞型重油　

油藏　“　。油藏中部深度５６００ｍ，原始油藏压力６１．２６Ｍｐａ。压力系数　１．１，油藏温度１２８ｏＣ，低温梯度２．２℃／１００ｍ。　

原油以重质油为主，个别区块为中质原油，地层原油密度为　

０．８１８５～ｏ．９３３２ｇ／ｃｍ　，地面原油密度０．９５２７～ｌ＿０１３３　ｇ／ｃｍ　；原油粘度　

变化较大，地面脱气油粘度４５４—２０００００ｍＰａ．ｓ（３０℃，地面），平均　

为２５００ｍＰａ．ｓ；凝固点一ｌ４—５６ｏＣ；含盐量２６～４（￣９９．２ｍｇ／Ｌ；含硫　

２．２８％一３．３５％；含蜡量０．８—８．０２；沥青质含量尤其高，含量平均为　

２４．３％。　

堰置漾鹿　６∞　１㈣　密廑　Ｂ　一　分量　ｎｇ　Ｌｔ质％　站度（如　

表１　国内各油田稠油特点对比　综上所述，塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏具有埋藏深、高温高