張連社，張 萍，周玉龍

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京），北京 100083；2.中國石化勝利油田魯明公司）

邊底水稠油油藏營13斷塊開發(fā)技術(shù)與應(yīng)用

張連社1，張 萍2，周玉龍2

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京），北京 100083；2.中國石化勝利油田魯明公司）

東辛油田營13斷塊為具有邊底水的復(fù)雜斷塊巖性－構(gòu)造普通稠油油藏，由于生產(chǎn)壓差較大、含水較高，直井冷采產(chǎn)能低。通過技術(shù)論證，決定改善該區(qū)塊的開發(fā)方式，在構(gòu)造高部位優(yōu)化部署四口水平井進(jìn)行熱采，并對(duì)配套技術(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，形成了HDNS技術(shù)，即水平井技術(shù)、油溶性降粘劑、氮?dú)馀菽?、蒸汽吞吐的組合。應(yīng)用新技術(shù)后營13斷塊取得了很好的開發(fā)效果。

邊底水稠油油藏；氮?dú)馀菽粻I13斷塊；東辛油田

1 營13斷塊油藏地質(zhì)特征

1.1 構(gòu)造特征

營13斷塊位于東辛油田西部，構(gòu)造上屬于東營凹陷中央隆起帶中段東營穹隆背斜構(gòu)造。其中營13東一段砂體縱橫向變化大，地層對(duì)比難度大，埋深1 330～1 470 m，中深1 400 m，地層厚度110～170 m，含油面積4.57 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量778×104t。該斷塊區(qū)油藏為具有邊底水的層狀構(gòu)造油藏。

1.2 儲(chǔ)層特征

營13斷塊儲(chǔ)層孔隙度為33.6%～41.1%，平均為35.2%；滲透率主要為（2 310～18 500）×10－3μm2，平均為4 300×10－3μm2；原始含油飽和度51%～65%，平均為58%；泥質(zhì)含量7%～45%，平均為20%；粒度中值0.26 mm，分選系數(shù)1.8。

1.3 流體性質(zhì)及溫壓系統(tǒng)

原油性質(zhì)：原油密度0.961～0.987 g／cm3，地面原油粘度為1 239～8 447 mPa·s，地下原油粘度280.7 mPa·s。

地層水性質(zhì)：地層水水型CaCl2型，總礦化度17 139 mg／L。

溫壓系統(tǒng)：營13斷塊的原始油層壓力為12.98 MPa，壓力系數(shù)為0.93，屬正常壓力系統(tǒng)；油層溫度為58℃，地溫梯度為3.4℃／100 m，屬正常溫度系統(tǒng)。

1.4 開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

營13斷塊開發(fā)現(xiàn)狀見表1，存在問題：①平均單井液量低，采出程度低；②有一定天然能量，但能量分布不均衡；③無明顯無水采油期，含水上升快。營13斷塊屬于典型的低采油速度、低采收率，即雙低單元。

表1 營13斷塊東二段開發(fā)現(xiàn)狀（截止2009年12月）

2 營13斷塊水平井熱采開發(fā)潛力分析

為了改變營13斷塊被動(dòng)的開發(fā)形式，進(jìn)行了水平井熱采專題研究。

2.1 水平井開發(fā)潛力分析

（1）水平井區(qū)儲(chǔ)量落實(shí)，動(dòng)用程度低，具備較好的物質(zhì)基礎(chǔ)。東辛油田營13斷塊北部構(gòu)造高部位目的層含油面積0.54 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量65.8×104t。目前Ed132砂體水平井區(qū)累產(chǎn)油1.56×104t，采出程度6.14%，Ed135砂體累產(chǎn)油1.60×104t，采出程度3.96%，動(dòng)用程度都很低，基本保持油藏原始狀態(tài)，剩余地質(zhì)儲(chǔ)量豐富。單井控制儲(chǔ)量5.1×104t，儲(chǔ)量基本未動(dòng)用，具有鉆新井的豐厚的物質(zhì)基礎(chǔ)。

（2）利用水平井比利用直井開發(fā)具有更大的優(yōu)勢(shì)［1］。與直井相比，水平井能有效增大泄油面積，改善滲流條件，控制更多的地質(zhì)儲(chǔ)量，提高儲(chǔ)量動(dòng)用；可減小生產(chǎn)壓差，保持邊水均勻推進(jìn)，抑制邊水舌進(jìn)入侵，有效地延緩油井含水上升速度，延長無水采油期。

2.2 熱采開發(fā)優(yōu)勢(shì)分析

（1）根據(jù)營13斷塊試油、試采資料，該區(qū)塊Ed132砂體構(gòu)造高部位儲(chǔ)層50℃時(shí)地面脫氣原油粘度3 757～8 617 mPa·s，折算到地層條件下，原油粘度大約165～279 mPa·s，為普通稠油油藏。根據(jù)國內(nèi)稠油油藏開采方式篩選標(biāo)準(zhǔn)，該塊目的層工區(qū)適合注蒸汽熱采。

（2）根據(jù)該塊東一段油層原油粘溫樣品分析，原油對(duì)溫度的敏感性較強(qiáng)，原油粘度隨著溫度的升高而降低，溫度每升高10℃，原油粘度降低近一半。因此，本塊粘度對(duì)溫度敏感，適合注蒸汽熱采開發(fā)。

（3）營13斷塊東一段Ⅲ砂組在2007年時(shí)投產(chǎn)過1口熱采直井（營13－X330），但開發(fā)效果較差，還不如冷采效果。分析原因主要是受構(gòu)造位置影響，油井生產(chǎn)層較薄，下方有底水，距邊水也很近，且油水層之間隔層較薄，造成注入蒸汽的熱量大部分被水體及上下隔層所吸收，熱損失大，注汽效果差，生產(chǎn)后油井迅速與底水溝通。

3 營13－P4井的酸洗注汽工藝及生產(chǎn)情況

為提高該塊的開發(fā)效果，2009年部署了水平井營13－P4井進(jìn)行熱采試驗(yàn)。該井位于營13斷塊北部高部位，遇鉆油層厚度6 m，水平段長210 m，離邊水較遠(yuǎn)。營13－P4井采用熱采裸眼精密濾砂管防砂完井技術(shù)。為了充分發(fā)揮熱采水平井的潛能，在酸洗與注汽設(shè)計(jì)中都采用了針對(duì)性強(qiáng)的工藝措施，保證了該井高效開發(fā)。

3.1 酸洗工藝技術(shù)［2］

為了保證水平段篩管泥餅的酸洗徹底，主要采用了：①氮?dú)馀菽蹬偶夹g(shù)，減少殘酸對(duì)地層的傷害；②在水平段加了三個(gè)皮碗封隔器，減少酸液的繞流；③在酸液中加入暫堵劑，減少對(duì)高滲透地層的傷害。2009年9月21日進(jìn)行酸洗，酸洗過程順利，泵入酸液50 m3，反應(yīng)20 min。洗井液采用污水50 m3，完井液30 m3，進(jìn)行大排量洗井；酸液泵入速度240 L／min，壓力1.0MPa，混入氮?dú)? 500 m3；返排液泡沫豐富，漏失很小，酸洗井比較徹底。

3.2 注汽工藝技術(shù)［3］

該井在注汽和開采過程一是要加強(qiáng)油層保護(hù)，二是防止邊水。為了保證注汽壓力低、周期采油量高，提高回采水率，采用了以下工藝技術(shù)：

（1）擬采用多點(diǎn)分配注汽管柱進(jìn)行注汽，盡可能使水平段均勻動(dòng)用，提高油層動(dòng)用程度，從而提高產(chǎn)油量和采收率。

（2）為了增加地層能量，抑制邊水，在注汽過程中注入氮?dú)夂团菽瓌?/p>

（3）為了提高注汽和采油效果，加強(qiáng)對(duì)油層的保護(hù)，改善地層的吸汽能力，注汽前對(duì)油層進(jìn)行處理。在注汽前擠注油溶性降粘劑對(duì)油層進(jìn)行預(yù)處理。

該井2009年9月27日開始注入降粘劑HOD－Ⅱ30t，注入氮?dú)饪偭?0 000 Nm3，發(fā)泡劑3t。9月29日開始注汽，干度70%～72%，溫度320－335°，壓力13～15.5 MPa，注氣速率8.5%。10月3日至4日注氮?dú)?6 000 m3，發(fā)泡劑FCY5 t，至10月8日注完，注入蒸汽總量1 800 t。

3.3 生產(chǎn)情況

2009年10月12 日，該井用4 mm油嘴放噴，油壓1.8 MPa，套壓10 MPa。初期日液59 t，日油20.1 t，含水66%。自噴生產(chǎn)一個(gè)月后下泵生產(chǎn)，初期含水較高。考慮到邊底水比較近，控制參數(shù)生產(chǎn)。近段時(shí)間，含水上漲速度比較快，截止到2010年8月底，累計(jì)生產(chǎn)320天，累計(jì)產(chǎn)液14 552 t，累計(jì)產(chǎn)油2 310 t，汽油比1∶1.277。

4 熱采技術(shù)的改進(jìn)與完善

營13－P4井獲得高產(chǎn)后，2010年在營13斷塊相繼部署了營13－P5井、營13－P6井、營13－P7井。

4.1 熱采設(shè)計(jì)的改進(jìn)

借鑒營13－P4井的成功經(jīng)驗(yàn)，并根據(jù)實(shí)施中發(fā)現(xiàn)的問題進(jìn)行分析，在3口新井的設(shè)計(jì)中主要做了如下改進(jìn)：

（1）加大酸洗的混排力度。營13－P4井酸洗時(shí)混排不徹底，殘留液的酸性強(qiáng)，影響了后期的正常生產(chǎn)，因此要加大頂替液的用量，加大氮?dú)饬?，并控制放噴速度，至返排液ph值為7。

（2）加大氮?dú)馀菽{(diào)剖量。營13－P6井、營13－P7兩口井油層為Ed135，底層有底水，隔層泥巖只有3 m，考慮到注汽量過大會(huì)有底水上竄的危險(xiǎn)，因此減少注氣量，設(shè)計(jì)注汽量800～1 000 m3，適當(dāng)加大氮?dú)庾⑷肓?，抑制邊水的推進(jìn)。并在注汽過程中，控制注汽速度與壓力，當(dāng)壓力高于15.5 MPa時(shí)，停止注汽。

（3）優(yōu)化氮?dú)庹{(diào)剖注入時(shí)機(jī)與方式。氮?dú)鈴挠吞篆h(huán)空段塞注入，蒸汽從隔熱管連續(xù)注入，泡沫劑從隔熱管段塞注入。

（4）控制采液速度，防止邊底水的錐進(jìn)，初期液量控制在每天50 m3。

4.2 實(shí)施過程及生產(chǎn)效果

3口水平井完鉆后依次投產(chǎn)，注汽過程順利，達(dá)到預(yù)期的目標(biāo)，見表2。

3口井投產(chǎn)后，效果比較理想，見表3。

表2 營13斷塊水平井注汽參數(shù)

表3 營13斷塊水平井生產(chǎn)效果

5 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）營13斷塊水平井稠油熱采效果好，跟冷采相比，平均單井日增油12 t以上，開發(fā)方式的轉(zhuǎn)變?nèi)〉昧孙@著成效。

（2）營13－P6、營13－P7兩口井距底水層很近，高速注蒸汽存在很大風(fēng)險(xiǎn)，通過控制注汽速度，優(yōu)化注汽量，加大氮?dú)庹{(diào)剖量，取得了初期平均單井日產(chǎn)油20 t的良好效果。采油速度大大提高，同時(shí)預(yù)計(jì)采收率提高6%～8%。

（3）油溶性降粘劑起到了降低注汽壓力的作用，氮?dú)馀菽瓕?duì)邊底水的抑制起到了重要的作用，對(duì)于邊底水油藏，注汽開采有很強(qiáng)的針對(duì)性。

（4）在4口井的熱采中，配套技術(shù)經(jīng)過優(yōu)化，形成了HDNS技術(shù)，即水平井技術(shù)、油溶性降粘劑、氮?dú)馀菽?、蒸汽吞吐的組合，對(duì)邊底水稠油油藏的開發(fā)有很強(qiáng)的針對(duì)性。

［1］張林鳳，徐兵，周燕，等.草20塊西區(qū)Ng1薄層特稠油油藏水平井熱采設(shè)計(jì)［J］.河南石油，2004，18（2）：39－41.

［2］耿輝.水平井濾砂管裸眼酸洗防砂完井技術(shù)的應(yīng)用［J］.內(nèi)江科技，2010，31（3）：30－32.

［3］翟永明，劉東亮，劉軍，等.樂安稠油油藏水平井堵水調(diào)剖技術(shù)研究應(yīng)用［J］.石油地質(zhì)與工程，2008，22（6）：72－74.

編輯：李金華

TE345

A

1673－8217（2012）03－0079－03

2011－11－30

張連社，高級(jí)工程師，1970年生，1993年畢業(yè)于吉林大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，博士研究生，現(xiàn)從事油田開發(fā)與石油工程研究工作。