八面河油田薄層稠油油藏?zé)岵蓪?shí)踐與認(rèn)識(shí)

屈文波

(中石化勝利油田分公司清河采油廠，山東 東營 262714)

八面河油田薄層稠油油藏?zé)岵蓪?shí)踐與認(rèn)識(shí)

屈文波

(中石化勝利油田分公司清河采油廠，山東 東營 262714)

介紹了八面河油田薄層稠油油藏?zé)岵蓪?shí)踐。通過不斷的技術(shù)攻關(guān)，現(xiàn)場(chǎng)探索試驗(yàn)，完善配套工藝，逐步發(fā)展形成了適合八面河油田薄層稠油油藏的熱采工藝技術(shù)。該技術(shù)以優(yōu)化注汽參數(shù)和選井選層為核心，以熱采防砂、油層保護(hù)等為關(guān)鍵，突破了稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)的篩選極限，提高了開發(fā)效果，對(duì)提高其他稠油油藏采收率具有借鑒意義。

八面河油田；薄層稠油油藏；熱采工藝

1 地質(zhì)特點(diǎn)

面138區(qū)地處壽光市清水泊農(nóng)場(chǎng)，構(gòu)造位置處于東營凹陷南斜坡中南段，與八面河鼻狀構(gòu)造相鄰，探明含油面積17.1km2，探明地質(zhì)儲(chǔ)量1461.6×104t?？傮w構(gòu)造格局是一個(gè)受中生界基底控制的、繼承性發(fā)育的單向斜坡，下第三系地層由北向南超覆，向東南上傾方向地層不斷遭受剝蝕，與局部小斷層組合形成構(gòu)造-地層圈閉。該區(qū)分沙四段和沙三上亞段2套層系開發(fā)：沙四段主要發(fā)育濱淺湖沉積，主要的沉積微相為灘脊、灘側(cè)緣、濱淺湖泥3種沉積微相；沙三上亞段主要發(fā)育為三角洲前緣沉積，主要的沉積微相為水下分流河道、河口壩、水下分流河道間及河道間泥等，多條河道向西北延伸，平面上砂體互相疊置，北部邊水活躍。地層物性參數(shù)見表1。

表1 面138區(qū)油藏地質(zhì)參數(shù)

2 開采概況

面138區(qū)2004年首先投入開發(fā)沙四段，由于該區(qū)的儲(chǔ)層條件屬于國內(nèi)外蒸汽吞吐開采標(biāo)準(zhǔn)的下限，方案設(shè)計(jì)立足于早期注水開發(fā)，平均單井日產(chǎn)油僅1.5t，采油速度0.2%。面138區(qū)沙三上亞段2005年投入開發(fā)，北部地層能量充足，方案設(shè)計(jì)采用熱采開發(fā)；南部油層有效厚度相對(duì)比較大(平均有效厚度8.2m)，方案設(shè)計(jì)采用熱采開發(fā)。平均單井日產(chǎn)油僅2.1t，采油速度0.3%。

鑒于以上情況，2006年在沙四段開展6口井的單井蒸汽吞吐試驗(yàn)，增油效果明顯。2007年逐步放寬選井條件，擴(kuò)大熱采范圍，整體開發(fā)效果明顯得到改善。2008年該區(qū)全面投入熱采開發(fā)。截止2011年12月，面138區(qū)共熱采60口、80井次，累注蒸汽122537t，有效期內(nèi)累計(jì)產(chǎn)油85749t，累計(jì)增油68755t。熱采平均有效期183d，平均單井次增油859t，綜合油汽比0.7。

3 熱采實(shí)踐與認(rèn)識(shí)

薄層熱采過程中采取了優(yōu)選熱采井、優(yōu)化注汽參數(shù)、復(fù)合吞吐工藝、熱采防砂工藝、油層保護(hù)等措施，并針對(duì)不同地質(zhì)特點(diǎn)采取不同的措施[1]。面138區(qū)沙四段油層薄(平均有效厚度4.3m，最低1.5m)，熱采時(shí)熱損失大，必須提高注汽強(qiáng)度，優(yōu)化注汽參數(shù)設(shè)計(jì)。針對(duì)沙四段東部特稠油(平均原油粘度10000mPa·s)，采用注汽壓力高超臨界的注汽鍋爐。針對(duì)面138區(qū)沙三上亞段北部邊水活躍的特點(diǎn)，熱采以小汽量熱力引效為主，南部針對(duì)地質(zhì)特點(diǎn)，立足于熱采開發(fā)。針對(duì)熱采出砂問題，采用了循環(huán)充填防砂工藝，使熱采有效期延長。針對(duì)回采水率低，采用尿素泡沫復(fù)合吞吐工藝，提高熱采開發(fā)效果。通過以上一系列措施，逐步完善熱采選井條件。

3.1優(yōu)選熱采井

圖1 面138區(qū)沙三上亞段有效厚度與增油量關(guān)系圖

影響熱采效果的地質(zhì)因素包括原油粘度、油層有效厚度、油層凈總比、含油飽和度、油層滲透率和油層非均質(zhì)性等[2]。通過相關(guān)性研究表明，影響面138區(qū)沙三上亞段熱采效果的主要地質(zhì)因素是油層有效厚度，厚度越大熱采效果越好(見圖1)；影響138區(qū)沙四段熱采效果的主要地質(zhì)因素是含油飽和度和泥質(zhì)含量，含油飽和度大于50%且泥質(zhì)含量小于20%，能獲得較好的熱采效果(見圖2、圖3)。

圖2 面138區(qū)沙四段含油飽和度與單井周期增油量關(guān)系圖 圖3 面138區(qū)沙四段泥質(zhì)含量與單井周期增油量關(guān)系圖

3.2優(yōu)化注汽參數(shù)

面138區(qū)沙四段屬特薄油藏，平均有效厚度4.3m，早期熱采注汽參數(shù)設(shè)計(jì)沿用面120區(qū)油藏注汽參數(shù)，效果不理想，平均油汽比0.32。根據(jù)威爾曼公式，油層厚度越薄，熱損失越大。因此面138區(qū)沙四段屬特薄油藏需在原來設(shè)計(jì)基礎(chǔ)(注汽強(qiáng)度330t/m)上加大注汽強(qiáng)度。

通過幾年的摸索，針對(duì)沙四段特薄油層，加大了注汽強(qiáng)度，逐步形成較合理的注汽參數(shù)設(shè)計(jì)(注汽強(qiáng)度定在450～500t/m)，取得了比較好的熱采效果。同時(shí)針對(duì)沙四段東部特稠油油藏注汽壓力高(平均注汽壓力19MPa)的實(shí)際，配套使用超臨界鍋爐大排量、高壓力、高溫度，提高注汽質(zhì)量，改善熱采效果，平均油汽比0.51。面138區(qū)沙三上亞段北部油層物性好、邊水活躍的井，為了防止熱采后邊水過快突進(jìn)，影響熱采效果，進(jìn)行了熱力引效，優(yōu)化為小汽量注汽。注汽量控制在1600t左右，取得了比較好的熱采效果(見表2)。

表2 面138區(qū)沙三上亞段北部邊水活躍區(qū)油井熱力引效效果統(tǒng)計(jì)表

3.3復(fù)合吞吐工藝

目前八面河稠油熱采復(fù)合吞吐工藝主要有N2+蒸汽吞吐和尿素-泡沬復(fù)合吞吐。N2+蒸汽吞吐受設(shè)備、場(chǎng)地的限制，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施難度較大；尿素-泡沬復(fù)合工藝的注入工藝簡(jiǎn)單，操作方便。所以優(yōu)先考慮尿素-泡沬復(fù)合工藝，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了較好的效果，油汽比由0.19提高到0.42，回采水率由0.2提高到0.33。

3.4熱采防砂工藝

面138區(qū)稠油油藏埋藏淺，地層膠結(jié)差，易出砂，必須采取防砂措施才能正常生產(chǎn)。該區(qū)塊出砂以粉砂和細(xì)粉砂為主，為了提高防砂效果，主要選擇高壓充填防砂。但是部分油井熱采投產(chǎn)后，暴露出生產(chǎn)較短時(shí)間后即出砂的問題，主要原因如下：一是高壓充填工具無循環(huán)充填通道，導(dǎo)致防砂過程中環(huán)空充填不實(shí)。二是注汽壓力甚至高于防砂時(shí)地層充填壓力，大排量、高壓力注汽條件下，環(huán)空充填礫石被帶入油層深部，導(dǎo)致防砂失效。針對(duì)這一問題，研究并應(yīng)用了可循環(huán)充填工藝[3]。

1)充填工具改為可循環(huán)充填工具 工具結(jié)構(gòu)里面增加了一個(gè)轉(zhuǎn)換總成，充填時(shí)油套始終處于連通狀態(tài)。地層擠壓充填完后，打開套管閥門，降低排量對(duì)井筒環(huán)空進(jìn)行充填，礫石逐漸沉積并壓實(shí)在井筒環(huán)空，攜砂液通過篩管-防砂充填工具的轉(zhuǎn)換總成進(jìn)入油套環(huán)空，最后返出到地面。該工藝能確保環(huán)空充填的厚度與強(qiáng)度。

2)防砂管柱自帶沖管 沖管接在充填工具下面，沖管離絲堵距離2m左右。防砂施工完后可不動(dòng)管柱進(jìn)行反循環(huán)洗井，節(jié)約一次起下管柱的時(shí)間與費(fèi)用。并且由于沖管尾端離絲堵只有2m距離，因此，可以確保留井防砂管柱沖洗干凈。

2008年在6口可循環(huán)充填防砂井上開展熱采試驗(yàn)，熱采后生產(chǎn)未出現(xiàn)出砂現(xiàn)象，效果良好。

4 下一步研究方向

4.1繼續(xù)開展復(fù)合輔助吞吐工藝試驗(yàn)

隨著熱采區(qū)塊降壓開采歷程的延長，部分區(qū)塊出現(xiàn)地層壓力下降快或含水率上升快的趨勢(shì)，則要求增效助劑具有提高降粘、回采水率和波及體積等復(fù)合功能。針對(duì)中高滲厚層、高含水儲(chǔ)層條件(包括水平井)可開展高溫N2泡沫輔助吞吐試驗(yàn)[4]，針對(duì)中低滲薄層、低含水稠油(包括水平井)可采用液態(tài)CO2吞吐試驗(yàn)。

4.2稠油催化降粘技術(shù)

八面河油田部分稠油區(qū)塊原油粘度已超過30000mPa·s，屬超稠油，為提高熱采效果，可考慮使用催化降粘技術(shù)[5]。催化降粘與常規(guī)意義的降粘有很大區(qū)別，它不是簡(jiǎn)單單一的熱吞吐降粘、或乳化降粘，而是一個(gè)綜合催化降解改質(zhì)降粘、氧化降粘和堿乳化降粘的復(fù)合降粘措施。其使用的高效催化劑可在高溫(150～300℃)下將高凝高粘稠油裂解斷鏈生成較小分子的輕質(zhì)油、反應(yīng)生成一定碳數(shù)的羧酸鹽，通過重質(zhì)油的輕質(zhì)化以及生成的表面活性劑使油乳化成O/W乳化液，從而大幅度降低稠油粘度，提高稠油流動(dòng)能力。

[1]楊華龍.八面河油田稠油熱采工藝現(xiàn)狀及下步建議[J].江漢石油職工大學(xué)學(xué)報(bào)，2009(6)：23-25.

[2]程紫燕.勝利油田稠油熱采數(shù)值模擬研究進(jìn)展 [J].油氣地質(zhì)與采收率，2010(6)：46-49.

[3]龍桂英.八面河油田稠油熱采井防砂技術(shù) [J].內(nèi)蒙古石油化工，2011(16)：20-26.

[4]郝立軍.稠油熱采氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)實(shí)驗(yàn)研究[J].石油地質(zhì)與工程，2010(3)：32-35.

[5]王桂勛.勝坨油田稠油催化降粘技術(shù)研究[J].精細(xì)石油化工進(jìn)展，2010(3)：29-31.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.025

TE345

A

1673-1409(2012)06-N077-03