边底水稠油油藏营13断块开发技术与应用

2012-09-20张连社周玉龙

石油地质与工程 2012年3期

关键词：粘剂底水断块

张连社，张萍，周玉龙

（1.中国地质大学（北京），北京 100083；2.中国石化胜利油田鲁明公司）

边底水稠油油藏营13断块开发技术与应用

张连社1，张萍2，周玉龙2

（1.中国地质大学（北京），北京 100083；2.中国石化胜利油田鲁明公司）

东辛油田营13断块为具有边底水的复杂断块岩性－构造普通稠油油藏，由于生产压差较大、含水较高，直井冷采产能低。通过技术论证，决定改善该区块的开发方式，在构造高部位优化部署四口水平井进行热采，并对配套技术进行了优化，形成了HDNS技术，即水平井技术、油溶性降粘剂、氮气泡沫、蒸汽吞吐的组合。应用新技术后营13断块取得了很好的开发效果。

边底水稠油油藏；氮气泡沫；营13断块；东辛油田

1 营13断块油藏地质特征

1.1 构造特征

营13断块位于东辛油田西部，构造上属于东营凹陷中央隆起带中段东营穹隆背斜构造。其中营13东一段砂体纵横向变化大，地层对比难度大，埋深1 330～1 470 m，中深1 400 m，地层厚度110～170 m，含油面积4.57 km2，地质储量778×104t。该断块区油藏为具有边底水的层状构造油藏。

1.2 储层特征

营13断块储层孔隙度为33.6%～41.1%，平均为35.2%；渗透率主要为（2 310～18 500）×10－3μm2，平均为4 300×10－3μm2；原始含油饱和度51%～65%，平均为58%；泥质含量7%～45%，平均为20%；粒度中值0.26 mm，分选系数1.8。

1.3 流体性质及温压系统

原油性质：原油密度0.961～0.987 g／cm3，地面原油粘度为1 239～8 447 mPa·s，地下原油粘度280.7 mPa·s。

地层水性质：地层水水型CaCl2型，总矿化度17 139 mg／L。

温压系统：营13断块的原始油层压力为12.98 MPa，压力系数为0.93，属正常压力系统；油层温度为58℃，地温梯度为3.4℃／100 m，属正常温度系统。

1.4 开发现状及存在问题

营13断块开发现状见表1，存在问题：①平均单井液量低，采出程度低；②有一定天然能量，但能量分布不均衡；③无明显无水采油期，含水上升快。营13断块属于典型的低采油速度、低采收率，即双低单元。

表1 营13断块东二段开发现状（截止2009年12月）

2 营13断块水平井热采开发潜力分析

为了改变营13断块被动的开发形式，进行了水平井热采专题研究。

2.1 水平井开发潜力分析

（1）水平井区储量落实，动用程度低，具备较好的物质基础。东辛油田营13断块北部构造高部位目的层含油面积0.54 km2，地质储量65.8×104t。目前Ed132砂体水平井区累产油1.56×104t，采出程度6.14%，Ed135砂体累产油1.60×104t，采出程度3.96%，动用程度都很低，基本保持油藏原始状态，剩余地质储量丰富。单井控制储量5.1×104t，储量基本未动用，具有钻新井的丰厚的物质基础。

（2）利用水平井比利用直井开发具有更大的优势［1］。与直井相比，水平井能有效增大泄油面积，改善渗流条件，控制更多的地质储量，提高储量动用；可减小生产压差，保持边水均匀推进，抑制边水舌进入侵，有效地延缓油井含水上升速度，延长无水采油期。

2.2 热采开发优势分析

（1）根据营13断块试油、试采资料，该区块Ed132砂体构造高部位储层50℃时地面脱气原油粘度3 757～8 617 mPa·s，折算到地层条件下，原油粘度大约165～279 mPa·s，为普通稠油油藏。根据国内稠油油藏开采方式筛选标准，该块目的层工区适合注蒸汽热采。

（2）根据该块东一段油层原油粘温样品分析，原油对温度的敏感性较强，原油粘度随着温度的升高而降低，温度每升高10℃，原油粘度降低近一半。因此，本块粘度对温度敏感，适合注蒸汽热采开发。

（3）营13断块东一段Ⅲ砂组在2007年时投产过1口热采直井（营13－X330），但开发效果较差，还不如冷采效果。分析原因主要是受构造位置影响，油井生产层较薄，下方有底水，距边水也很近，且油水层之间隔层较薄，造成注入蒸汽的热量大部分被水体及上下隔层所吸收，热损失大，注汽效果差，生产后油井迅速与底水沟通。

3 营13－P4井的酸洗注汽工艺及生产情况

为提高该块的开发效果，2009年部署了水平井营13－P4井进行热采试验。该井位于营13断块北部高部位，遇钻油层厚度6 m，水平段长210 m，离边水较远。营13－P4井采用热采裸眼精密滤砂管防砂完井技术。为了充分发挥热采水平井的潜能，在酸洗与注汽设计中都采用了针对性强的工艺措施，保证了该井高效开发。

3.1 酸洗工艺技术［2］

为了保证水平段筛管泥饼的酸洗彻底，主要采用了：①氮气泡沫返排技术，减少残酸对地层的伤害；②在水平段加了三个皮碗封隔器，减少酸液的绕流；③在酸液中加入暂堵剂，减少对高渗透地层的伤害。2009年9月21日进行酸洗，酸洗过程顺利，泵入酸液50 m3，反应20 min。洗井液采用污水50 m3，完井液30 m3，进行大排量洗井；酸液泵入速度240 L／min，压力1.0MPa，混入氮气4 500 m3；返排液泡沫丰富，漏失很小，酸洗井比较彻底。

3.2 注汽工艺技术［3］

该井在注汽和开采过程一是要加强油层保护，二是防止边水。为了保证注汽压力低、周期采油量高，提高回采水率，采用了以下工艺技术：

（1）拟采用多点分配注汽管柱进行注汽，尽可能使水平段均匀动用，提高油层动用程度，从而提高产油量和采收率。

（2）为了增加地层能量，抑制边水，在注汽过程中注入氮气和泡沫剂。

（3）为了提高注汽和采油效果，加强对油层的保护，改善地层的吸汽能力，注汽前对油层进行处理。在注汽前挤注油溶性降粘剂对油层进行预处理。

该井2009年9月27日开始注入降粘剂HOD－Ⅱ30t，注入氮气总量30 000 Nm3，发泡剂3t。9月29日开始注汽，干度70%～72%，温度320－335°，压力13～15.5 MPa，注气速率8.5%。10月3日至4日注氮气36 000 m3，发泡剂FCY5 t，至10月8日注完，注入蒸汽总量1 800 t。

3.3 生产情况

2009年10月12 日，该井用4 mm油嘴放喷，油压1.8 MPa，套压10 MPa。初期日液59 t，日油20.1 t，含水66%。自喷生产一个月后下泵生产，初期含水较高。考虑到边底水比较近，控制参数生产。近段时间，含水上涨速度比较快，截止到2010年8月底，累计生产320天，累计产液14 552 t，累计产油2 310 t，汽油比1∶1.277。

4 热采技术的改进与完善

营13－P4井获得高产后，2010年在营13断块相继部署了营13－P5井、营13－P6井、营13－P7井。

4.1 热采设计的改进

借鉴营13－P4井的成功经验，并根据实施中发现的问题进行分析，在3口新井的设计中主要做了如下改进：

（1）加大酸洗的混排力度。营13－P4井酸洗时混排不彻底，残留液的酸性强，影响了后期的正常生产，因此要加大顶替液的用量，加大氮气量，并控制放喷速度，至返排液ph值为7。

（2）加大氮气泡沫调剖量。营13－P6井、营13－P7两口井油层为Ed135，底层有底水，隔层泥岩只有3 m，考虑到注汽量过大会有底水上窜的危险，因此减少注气量，设计注汽量800～1 000 m3，适当加大氮气注入量，抑制边水的推进。并在注汽过程中，控制注汽速度与压力，当压力高于15.5 MPa时，停止注汽。

（3）优化氮气调剖注入时机与方式。氮气从油套环空段塞注入，蒸汽从隔热管连续注入，泡沫剂从隔热管段塞注入。

（4）控制采液速度，防止边底水的锥进，初期液量控制在每天50 m3。