下载文档原格式
单家寺油田单2块沙一段特稠油油藏开发实践孙洪卫【摘要】针对单家寺油田单2块沙一段稠油油藏储层物性差,非均质严重,直井蒸汽吞吐产能低,经济效益差,直井套损严重等问题,运用油藏地质、油藏工程和数值模拟研究方法,进行了地质特征,开发动态以及提高采收率对策研究.结果表明,单2块沙一段存在三个韵律段,具有反韵律特征,底部以含油含螺生物友岩为主,夹层局部分布,第二韵律段物性好；利用水平井和分支水平井转驱后可以提高采收率；通过井网井距、井型和开发方式的优化设计,提出了利用水平井开发主体部位,分支水平井开发储层边部,通过蒸汽吞吐转蒸汽驱大幅度提高采收率的思路,并取得较好效果.【期刊名称】《石油地质与工程》【年(卷),期】2012(026)004【总页数】3页(P85-87)【关键词】单家寺油田;稠油油藏;分支水平井;蒸汽驱【作者】孙洪卫【作者单位】中国石化胜利油田分公司滨南采油厂,山东东营256606【正文语种】中文【中图分类】TE345“八五”和“九五”期间攻关研究成果提出的水平井筛选方法和标准［1］，指导了胜利油区水平井的设计与应用，取得了显著的开发效果。
水平井作为油田开发的一种重要井型在老油田剩余油挖潜、边际储量动用、底水油藏开发等方面充分发挥了直井无法比拟的优势［2］。
单家寺油田单2块稠油油藏是胜利油田最早投入开发的稠油油藏［3］，随着勘探开发时间的延长，开发矛盾日益突出，已投产的沙三段主力油层采出程度高，已接近蒸汽吞吐开发的极限，沙一段非主力油层由于储层及流体物性差，无法有效动用。
本文针对单2块沙一段非主力油层开展油藏地质研究、井网井距井型优化研究，利用水平井、分支水平井改善沙一段开发效果。
根据地震勘探、地质测录井等资料，落实了地层特征、构造断裂系统。
综合岩性、古生物、电性等方面的特征，结合取心井资料，研究了油藏的沉积相发育、砂体分布、油层及隔夹层展布特征，建立了地质模型，提高了对单2块沙一段的地质认识，搞清了储层平面纵向展布、油水关系、层间隔夹层的发育状况以及原油物性、流变性特征等。
注汽开发稠油的几点思考霍广荣二○一一年八月组织研讨班的领导让我在会上发个言，盛情难却。
我是一个已退休的、但搞了较长时间稠油的老稠油人了，让我参加这个会，一是可会会老朋友，同时结识一下新朋友，是人生很爽快的事，所以我答应了。
但要讲点什么呢？确实十分为难。
要谈新工艺新技术的发展情况，各种技术会议、国内外技术期刊都介绍过了，同志们了解的比我多，要讲有探索引领作用的开发先导实验，我已多年陌生了，更没跟踪了解，所以我想还是讲点自己熟悉的，目前仍大量应用的工艺技术为好。
就是这些技术也在不断发展中，而我讲的视角，也不准备讲发展了什么、完善了什么，而是准备从存在的问题、易忽视的方面，讲点看法。
在此要说明一下，我这样讲，绝没有责备谁的意思，我没这个资格。
稠油发展到这种规模，没有相当的技术发展和管理水平是不可能的，我赞扬还来不及呢! 我只是怀着对稠油事业的热爱，期盼稠油有更好的发展而尽言的。
毛主席曾说：“文学艺术要百花齐放，科学技术要百家争鸣。
”我就算一家之言吧！因为离开工作很多年了，尤其对开发现状、现场情况都生疏了，所以我今天讲的现场问题很可能以偏概全，不符合实际，我的观点也会有偏激不妥之处，在此恳请大家谅解，并给予纠正。
一、蒸汽吞吐蒸汽吞吐工艺在目前胜利油田稠油热采中仍占有主要地位，90%以上的稠油产量仍来自蒸汽吞吐，蒸汽吞吐工艺热波及体积有限，这是工艺本身的局限性，尽管蒸汽驱可以弥补其不足，但由于其操作条件苛刻，加上胜利油田已吞吐的大多数油田边、底水活跃，非均质造成汽窜严重，超稠油、特超稠油占比较大，要大规模、大面积转变成汽驱开发，不是近几年能够完成的，另外从开发指标油汽比来看，一旦转驱，油汽比在0.3以上就是不错的了。
而目前多数吞吐轮次已达6次以上的吞吐区块，其油气比仍在0.4以上，难倒我们会为了转驱而牺牲0.4的油汽比，而去要0.3的油气比吗？况且目前井网、井距下是否已达热连通，还有待验证。
所以吞吐工艺还会有一个相当的时期。
300超稠油开发过程中采取蒸汽吞吐方式效果显著，且具有良好经济性。
但是，在面对黏度超过10×104~20×104mPa·s 的超稠油时，蒸汽以及超稠油两者之间具有巨大的密度差，常规蒸汽吞吐方式无法达到理想的驱油效果，采取氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采效果较好，本研究进一步分析此方法，希望能够对进一步完善开采技术提供借鉴。
1 研究背景从我国进行大规模进行超稠油开采的十数年时间中，超稠油油藏层压不断下降，地层亏空情况较为严重，地层能量也严重不足，这对进一步开发油藏资源十分不利。
因此，就需要通过借助氮气的方式弥补能量，并进一步开采。
溶剂尤其可以改善超稠油之中的胶质以及沥青质的溶解水平，而且可以增强挥发性，如果对蒸汽中加入溶剂，则在与蒸汽同时挥发的情况下，将很好的起到抑制黏性的功能。
过渡带可以改善驱替流以及被驱替流体彼此之间的流度比情况，从而进一步调节原油开采效率。
2 氮气助排的主要条件2.1 氮气助排效果直接影响油品根据实践数据可知，氮气助排方式效果明显，普通稠油会进一步缩短排水期，其与数据则明显开始变差，超稠油相关数据借助氮气助排效果增强。
超稠油区域之中的措施效果优于普通稠油情况，这说明通过氮气助排有助于超稠油区域开采。
2.2 氮气助排效果与油藏物性本研究中着眼周期增油、孔隙度以及平均单层厚度参数情况，研究发现相关数据都显示高孔隙度等符合氮气助排条件。
油井实际单层厚度较小，过大都将不能够满足氮气助排条件，而单层厚度控制在3~5m的油井十分适宜。
净总比如果出现偏差太大也不适合应用氮气助排，通常在0.4~0.6范围之间效果最好。
针对高孔、高渗透、以及油层发育比较均匀类型的油藏情况可以采取氮气助排方式。
2.3 注意注气强度需要充分关注注气强度情况，针对注气强度也需要进行分级：如：低于2000标方/m；2001~3000标方/m~高于4000标方/m等。
对周期增油以及实际注气强度彼此之间进行关联，相关数据研究显示，周期性的增油主要受到注气强度影响，彼此之间呈现出正相关关系，但是增油幅度却开始表现出递减情况。
SAGD技术开采稠油SAGD技术开采稠油一、国内外研究现状在过去的时间里，全球工业化应用的稠油开采技术，一般只适用于粘度低于10000mPa??s的普通稠油，目前国内外针对超稠油的开采技术发展较快，已进入矿场先导试验阶段或工业型试验阶段的技术有:蒸汽吞吐、蒸汽驱、水平井蒸汽辅助重力泄油技术 SAGD 、水平裂缝辅助蒸汽驱、火烧驱技术。
从目前国内外稠油开采情况看，由于超稠油原油粘度高，油层条件下流动能力低，依靠压差驱动的方式难以获得成功。
在国内，对蒸汽辅助重力泄油 SAGD 开发方式进行详细研究的单位有辽河油田、新疆石油管理局、总公司研究院。
1996年辽河油田和总公司研究院曾与加拿大MCG公司合作，研究认为在杜84块兴隆台油层兴V工组、馆陶油层可采用SAGD开发，最终采收率为45%-60%。
在国外，蒸汽辅助重力泄油 SAGD 开发方式在加拿大和委内瑞拉获得了商业化成功应用，尤其在加拿大在不同类型的油田中已经开展了20多个重力泄油的先导试验区，并建成了5个商业化开采油田，其中两个规模较大的油田已建成了日产5000吨重油的产能，另一个油田已建成日产7000吨产能，预计2010年在加拿大依靠重力泄油开采方式的重油产量将超过每天10万吨。
重力泄油开采方式已成为开采重油，特别是超稠油的主要手段。
重力泄油开采方式的最终采收率一般超过50%，高的可以达到70%以上。
二、 SAGD机理介绍蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术，其理论首先是罗杰??巴特勒博士于1978年提出的，最初的概念是基于注水采盐的原理，即注入的淡水将盐层中的固体盐溶解，浓度大的盐溶液由于其密度大面向下流动，而密度相对较小的水溶液浮在上面，这样可以通过持续在盐层的上面注水，从盐层的下部连续的将高浓度的盐溶液采出。
高浓度盐溶液向下流动的动力就是水与含盐溶液的密度差，将这一原理用于住蒸汽热采过程中就产生力重力泄油的概念。
对于在地层原始条件下没有流动能力的高粘度原油，要实现注采井之间的热连通，需经历油层预热阶段。
单１１３块特超稠油开采技术应用与实施桂林（中国石化胜利油田分公司滨南采油厂，山东利津２５７４３９）
摘要：单家寺油田单１１３块属疏松砂岩特超稠油油藏。１９８５年开始试油试采，１９９９年开展“蒸汽辅助重力泄油”先导试验失败后，于２００４－２００７年，进行了单１１３块特超稠油开发主导工艺技术现场应用与实践，取得了较好的开发效果。
关键词：蒸汽吞吐；特超稠油；油层保护；防砂工艺；注汽质量；井筒降粘中图分类号：ＴＥ３４５文献标识码：Ａ文章编号：１００８－８０８３（２００８）０２－００５１－０２
单１１３块位于单家寺油田单６断块东部，北临滨县凸起，南与单１４断块相接，东为单２断块，其主力油层Ｓ３上总体构造是一个由北西向南东倾没的鼻状构造。１９９７年探明含油面积１．０ｋｍ２，石油地质储量７８８×１０４ｔ，油藏埋深１１５０～１３００ｍ，油层厚度２０～４０ｍ，砂体以厚层块状为主，内部无稳定隔、夹层分布。该块渗透率为４０００～５０００×１０－３μｍ２，含油饱和度在６７～６９％之间，属高孔高渗储层，为疏松砂岩稠油油藏。“五敏”试验表明，Ｓ３上砂体储层无速敏、无盐敏、无碱敏，属具有弱水敏和弱酸敏储层。该区原油密度０．９７４２～１．００８６ｇ／ｃｍ２，原油粘度在５０℃条件下为３０～４０×１０４ｍＰａ．ｓ，最高可达１３３×１０４ｍＰａ．ｓ，原油组分中胶质沥青质含量超过５０％，粘度高，油层条件下原油不能流动，是单家寺油田的一个特超稠油区块。一、试油试采分析１．开发简况单１１３块自１９８５年开始在单６０井常规试油，射开１层２４ｍ，但未获产能；经酸化后日产油仅０．２ｔ／ｄ，累产油６．５ｔ。常规试油证明用常规方式无法开采该油藏。１９８８～１９９５年在单６０井和单１１３井进行热力试采，由于防砂工艺不完善，井筒降粘措施不过关，平均生产时间仅为１９ｄ，累产油６００ｔ。１９９９年开展了由２口水平井与２口直井组合的“蒸汽辅助重力泄油”先导试验。４口试采井仅生产１个月，平均日产油７－１０ｔ／ｄ，周期产油小于２５０ｔ。２００４年开始，在单６０－３、单６０－４井进行了多次吞吐试验，在改进防砂、注采工艺技术的情况下，逐步取得蒸汽吞吐开发效果。２．蒸汽吞吐影响因素分析（１）原油粘度高，流变性差表１单１１３块原油族组分分析表单１１３块特超稠油原油组分具有总烃含量低，非烃含量高的特点（表１、表２），其总烃含量不到４２％（其中烷烃含量不到１８％）；而非烃含量平均超过３８％，因此单１１３块原油表现出高粘度特征。测试５０℃脱气原油粘度２３～２６×１０４
ｍＰａ．ｓ
。
表２单１１３块原油粘度分析表
根据测试，流变仪条件下由牛顿流体转化为非牛顿流体的温度高达９５℃（图１
），远高于胜利其他区块，
是该块难以开
发的重要原因。
图１单６０－３井原油流变性试验（２）井筒温度和井筒降粘影响由于原油流变性差（流变性拐点温度９５℃）
，
井筒温度降至
６０℃以下时，原油流动能力差，油井不能正常生产。因此采取适当井筒保温和井筒降粘措施是确保特超稠油开采效果的重要因素之一。单６０井投产时，由于集输问题，导致油井不能
正产生产，井口温度下降过快，负荷重停井。
（３）防砂及注采工艺适应性影响该块砂岩成熟度低，油层胶结疏松，易出砂。先期仅采用
过绕丝筛管防砂和悬挂金属棉滤砂管防砂，同时，注采作业
施工过程中未进行油层保护工作，造成油层近井地带冷伤害，导致单１１３井在注汽后出现防砂管破，出砂，投产不成功。
因此，选择合适的防砂及注采工艺是关键。
（４）套损影响
作者简介：桂林（１９７５－），女，河南罗山人，中国石化胜利油田分公司滨南采油厂三矿主管工程师。
第２２卷第２期胜利油田职工大学学报Ｖｏｌ．２２Ｎｏ．
２
２００８年４月ＪＯＵＲＮＡＬＯＦＳＨＥＮＧＬＩＯＩＬＦＩＥＬＤＳＴＡＦＦＵＮＩＶＥＲＳＩＴＹＡｐｒ．２００８
５１单６０－４井油层井段１１８０．４～１２２０ｍ，其上部为Ｎｇ组水层，隔层厚度３．１ｍ，为粉砂质泥岩。该井在三周作业过程中发现套损，有管外窜现象，采出地层水。井况差直接影响措施工艺技术的有效实施。二、热采可行性分析１．粘温敏感性强单１１３块虽然粘度高，但粘温敏感性强，温度升高１０℃原油粘度可下降１／２，在温度１００℃时，原油粘度可降为１０００ｍＰａ．ｓ（图２）。这证明只要有很好的注汽质量和采油工艺条件，可以获得一定产能。图２单１１３块单６０－４井原油粘温曲线２．相似类型油藏水平井开发国内超稠油开发技术已经基本成熟。胜利油区中深层超稠油开发已经在郑４１１、坨８２６块油藏获得成功，单１１３块油藏条件与坨８２６、郑４１１相比（表３），油层埋深浅、厚度大、物性好，可为有利因素，但油层温度相对低一些。开发实践证明，水平井热采在特超稠油油藏开发可行。表３已开发特超稠油油藏条件对比表３．特超稠油开采配套技术可行性分析近几年的研究和试验表明，特超稠油蒸汽吞吐开采有明显的规律：蒸汽吞吐开采的第一周期效果一般不理想，效果最好的周期是第二、三、四周期；同时增加吞吐周期频率，可有效地提高特超稠油开发效果。单１１３块自１９９９年注蒸汽试验后，经过几年来技术攻关与现场实践，已经掌握了１０×１０４ｍＰａ・ｓ（５０℃）以上超稠油开采配套技术。三、开发主导工艺现场应用１．加强油层保护，减少油层伤害先导试验开展过程中采取全过程油层保护措施，减少油层伤害。作业过程中各种入井液均加入定量防膨剂，防止粘土膨胀，保护油层；注汽过程中应用高温防膨技术，防止油层伤害，降低注汽压力。２．防砂前采取油层预处理措施防砂前挤定量柴油、油溶性破乳剂对油层近井地带进行浸泡，以稀释近井地带的死油，降低充填压力，扩展充填空间。３．防砂工艺改进完善，提高防砂效果根据特超稠油开采特点，主要研究完善了地层高饱和预充填、油层压裂充填＋管内绕丝筛管砾石充填等复合防砂工艺，达到改造地层和防砂双重目的。同时采用羟丙基瓜胶水基溶液携砂液，充填砂比升高１倍，加大加砂量，提高防砂屏
障强度，增大改造半径；其次应用卡博陶粒充填技术，提高近井地带渗透率。
４．配套注汽工艺，提高注汽效果应用亚临界锅炉注汽，提高注汽质量。使注汽额定压力达２１ＭＰａ，干度７５％，注汽速度１１．５ｔ／ｈ
；应用高真空隔热管，
减
少注汽井筒热损失，注入油层蒸汽的热焓比普通隔热油管提高６％，实践表明井底干度可由３９％提高到５５％；根据ＳＫ－６薄膜扩展剂可使特超稠油形成水包油的乳状液，耐温性能好（耐高温３５０℃），具有降低油水界面张力（可降至１０－２Ｎ／ｍ）明显、降粘率高的特点，伴蒸汽挤入ＳＫ－６薄膜扩展剂，降低注汽和生产过程中的渗流阻力，达到降低注汽压力的目的，实践表明，注汽压力可降低１～２ＭＰａ。通过配套注汽工艺，特超稠油油油藏注汽质量得到保证。
５．配套井筒加热举升工艺，化学方法辅助开采超稠油根据特超油藏的流体特性，研制筛选多个系列的化学降粘剂，抗高温的Ｓ－５降粘剂耐温可达到３５０℃，降粘率达到９９％；抗高盐的ＳＢ系列降粘剂在矿化度为２０×１０４ｍｇ／ｌ、钙、
镁离
子含量达到２０００ｍｇ／ｌ的条件下降粘率达到９９％
。
同时配套使
用工频电加热系统、强制关闭阀式泵等工艺，提高产液温度，
降低产液粘度，保证特超稠油井正常举升，延长生产周期，解决特超稠油井筒举升过程中粘度高流动性差等制约特稠油井生产的难题。
四、实施效果２００７年在该块先后开展了恢复６０－３、６０－４、６０－平４井的试验工作，并获得较好产能。６０－３井初期日液５６ｔ／ｄ，日油１５ｔ／ｄ，
峰油２９ｔ／ｄ，含水７３．７％，温度８９０
，周期生产１６２天，产油１８２３ｔ，
油汽比达到０．６４６。目前已进入第七周生产，日液４１ｔ／ｄ，日油８．４７ｔ／ｄ，含水７９．３％，累计生产８８ｄ，产油９１９ｔ，
目前仍在正常生
产。６０－４井初期日液２７．８ｔ／ｄ，日油９．８ｔ／ｄ，峰油２８ｔ／ｄ，周期生产１１７ｄ，产油１０７６ｔ。６０－平４井投产后生产时间较短，因检泵发现管卡交大修。从３口井生产情况看，单１１３特超稠油试验区开采初见成效，为该块７８８万吨未动储量的有效开发提供了有利的技术支持。
五、结论１．精细油藏分析研究，找准制约特超稠油储量难动点和关键点，总结开发经验，逐步完善配套开发工艺技术，是单１１３块特超稠油成功开发的基础；
２．通过单１１３块特超稠油开发研究与试验，进一步强化了特超稠油开采工艺的技术配套工作，并形成一套有针对性的
特超稠油开发配套技术体系；
３．从典型井单６０－３井试验情况可看出，特超稠油开发应立足于小段塞多轮次蒸汽吞吐生产；
４．单１１３块的开发目前还尚属特超稠油先导试验开采阶段，其特有的特超稠油开采配套工艺技术还需进一步完善推广应用。
参考文献：
［１］才汝成．油气藏工程方法与应用［Ｍ］．东营：石油大学出版社，２００２：１２４－１３４．［２］霍广荣．胜利油田稠油油藏热力开采技术［Ｍ］．北京：石油工业出版社，１９９９．
［３］刘文章．稠油注蒸汽热采工程［Ｍ］．北京：石油工业出版社，１９９７．［４］常毓文．稠油热采技术新进展［Ｍ］．北京：石油工业出版社，１９９９．
（责任编辑周永红）５２
