低品位油藏采油工艺配套技术及下步方向

蔡炜

摘 要：商河公司目前主要管辖“一个油田、一个断块及一个勘探区块”，结合各区块油藏地质特点及储量规模、丰度、及产量，商河公司管辖油藏主要表现为典型的油稠、出砂、低渗透等低品位油藏。近年来，通过广泛调研论证与技术攻关，积极探索复杂断块低品位油藏的开发规律和技术，形成一系列具有商河公司特色的低品位油藏配套技术。本文简要总结了针对不同油藏特点发展形成的配套技术，同时也简要说明下步的攻关方向。

关键词：低品位；油稠；出砂；低渗透；配套技术

一、油藏概况

商河公司地处山东省济南市商河县，目前开发玉皇庙油田、商河油田商105-106断块及夏46勘探区块。探明含油面积7.26km2，地质储量592.26×104t，可采储量111.28×104t，平均采收率17.3%，采出程度11.48%。目前日液572m3/d，日油72t/d，含水87.5%，日注20m3/d。其中玉皇庙油田位于山东省商河县玉皇庙镇，构造上处于惠民凹陷中央隆起带东段，商河油田东南方5Km，含油面积4.76Km2，动用储量376×104t。主要含油层系为东二段，砂体岩性为含泥质（或灰质）长石岩屑粗粉砂岩，油层平均埋深1460-1520m，东二段储层物性较好，平均孔隙度值为32%，平均渗透率为950×10-3μm2，粒度中值0.13mm，砂粒次棱角状，分选性中-好，孔喉半径平均11.27μm。原油性质较差，为稠油，地面原油密度0.9789～0.9936g/cm3，地面原油粘度1331～5606mPa.s。地层原油密度0.9456g/cm3，地层原油粘度472mPa.s。商河油田商105-106断块位于山东省商河县境内，构造位置位于渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷西部中央隆起带东端的商河构造带东部，含油面积2.5Km2，动用储量187×104t。主要含油层系为馆陶组、沙三上，油藏埋深1200～1550m。馆三下段平均孔隙度32.6%，平均渗透率270.3×10-3m2。沙三上平均孔隙度30.3%，平均渗透率83.6×10-3m2。馆三下地下原油粘度192-399mPa.s。沙三上平均地面原油密度0.9039g/cm3，地下原油粘度5.3mPa.s。夏46勘探区块：主力含油层系沙三下及沙四上。沙三下为构造油藏，油藏埋深2500-3300m，平均孔隙度16.9%，平均渗透率1.276×10-3μm2，地面原油粘度6.22～12.3mPa·s；沙四上为岩性油藏，油藏埋深2800-3600m，平均孔隙度14.5%，平均渗透率0.959×10-3μm2；地面原油粘度6.66～10.4mPa·s。由上所述，目前商河公司管辖油藏特点主要是常规油稠、出砂及低渗，开发难度大。针对不同的油藏特点，通过不断的摸索与技术创新，逐步形成了具有商河公司特色的低品位油藏配套技术。

二、低品位油藏特点

1.出砂。目前出砂井主要集中在玉皇庙油田及商河油田商105-106断块。因地层为疏松砂岩且多呈孔隙胶结，油藏埋深浅，油井出砂严重，开发初期油井无法正常生产。以玉皇庙油田为例，据统计，玉皇庙油田近七年有出砂井史单井是27口，占总井数的73%，同时平均单井出砂量约0.9方。从近年作业井情况看，出砂已经成为公司躺井率及作业频次主要影响因素。目前出砂井检泵维护费用5万元/井次，平均每年出砂檢泵作业为40万，占年度作业维护预算36%。

2.油稠 。原油平均密度0.98g/cm3，原油地面粘度5476mpa.s，开采难度大，采出程度低。商106断块原油平均地层原油粘度3469mpa.s，夏8东二段平均地层原油粘度5848mpa.s。依据稠油分类标准，我公司稠油属于普通稠油Ⅰ-2级别。

3.低渗 。低渗透油藏受自身储层地质条件和工艺技术的制约，储量无法得到经济开采，动用程度低，表现出单井产量低，操作成本高，经济效益低（甚至为负效益）等特征。

三、近年来采油工艺技术应用及效果

1.引进应用多种防砂工艺，解决出砂难题

商河公司防砂工艺大致经历了以下几个阶段：1）97年之前，以常规固砂剂防砂为主，主要是利用树脂等物质在地层通过固化剂的作用促使其固化，将疏松砂岩胶结牢固，现场应用效果不理想。2）97年-2001年，以交联剂为主要成分的BHZ-01固砂剂防砂，通过加入该胶联剂，在地层中把吸附在砂子表面和粘土矿物层内的有机阳离子高聚物分子通过氢键联结起来，形成一种网状结构，从而把泥质及砂子也连结在一起，使之不能发生运移，从而达到了防砂的目的。3）2007年-目前，随着防砂工艺、理念及技术上的不断创新，针对出砂严重、近井底带堵塞严重严重的老井，考虑降低措施成本，实现效益最大化，通过室内地层砂筛析实验优化石英砂粒径；油层厚度及物性特征优化填砂规模及施工排量；本区地层污水代替携砂液优化措施成本，在多口老井上实施小规模充填防砂取得显著效果，近期在玉皇庙油田应用该工艺取得突破，累计实施4口井，平均单井初期日增油1.5t/d。同时，对于层内非均质性强的水平井，引进了两趟管柱分段充填防砂，累计实施4口井，平井单井初期日增油2t/d。

2.创新推广应用稠油自扩散降粘体系，增油效果明显

自渗透扩散降粘体系降粘机理：引入酰胺的侧链极性基团，与胶质、沥青质中的极性基团形成强的氢键，与水分子渗透分散进入胶质和沥青质片状分子之间，部分拆散平面重叠堆砌而成的聚集体，使结构变松散，并减少聚集体中包含的胶质、沥青质分子数目，降低原油的内聚力，阻止胶质沥青质的低温聚集；含有酯化反应形成的酯基基团的聚合物降粘剂在低温时能抑制石蜡的析出，对沥青、胶质结构也有一定的拆散作用；另外，含有非离子表面活性聚氧乙烯侧链的降粘剂侧链中的氧原子与水溶液中氢离子结合使非离子表面活性剂带正电，达到非离子与阴离子表面活性剂协同增效的效果，具有良好的稠油降粘性和耐温性。

从2010年开始先后对夏19-侧4等5口井开展了自扩散体系降粘措施，其中效果最好的夏19- 侧4井初期单井日增油达到1.6t/d。该项技术对于层系单一、常规措施增油效果不理想的稠油油藏具有重大意义。

3.大胆开展玉皇庙稠油蒸汽吞吐试验，取得一定认识

夏8-2块东二段地面54℃温度条件下原油粘度1331-5606mPa.s，地下原油粘度472.04mPa.s，根据稠油的分类标准和开采方式分类：该块属于普通稠油中的2类，需要热采。对夏8-平1井进行两个周期的蒸汽吞吐。 从两个周期吞吐后该井生产情况看，第二周期生产效果比第一周期明显变差；并且两个周期均表现供液不足。原因分析两方面：一方面该井离断层较近，且储层强水敏，导致注汽压力高；2、地层倾角较大，水平井钻遇油层顶部，蒸汽超覆现象严重。

4.探索尝试多种低渗透储层改造工艺

径向钻井技术对于低渗透、高孔隙度、压力变化大的油层增产效果明显。商105-5井采用该技术射孔完井后，关井恢复两天井口无压力显示，开井后仅第一天产量高，出液6.7m3，出油4t，后产量很快恢复至正常水平，且后期供液不足转为间开，增产效果不明显，分析主要原因还是地层先天能量就低，平均地层压力仅4.56MPa。

四、下步挖潜方向

1.优化目前防砂工艺，继续开展老油田防砂工艺探索

（1）优化井筒预处理工艺：近期进行充填防砂施工的单井施工压力高（28-32MPa），加砂比较困难，这与施工用携砂液为本区脱油污水有一定关系，同时通过分析认为井筒内死油多，流动性差。因此，今后在进行防砂施工前，可提前采用本区热脱油污水焖井或挤注稠油降粘剂进行降粘在进行下步施工。（2）优选携砂液：为降低措施成本，目前我公司防砂施工所用携砂液全为本区污水，与常规携砂液相比，污水携砂能力差，施工过程中排量控制不好极容易造成脱砂导致砂堵从而影响措施效果。下步可尝试用稠油自扩散降粘体系取代本区污水进行加砂，该降粘剂经过交联后具有一定的携砂能力，破胶后无残渣，不会对储层造成伤害，降低储层改造风险的同时还可降低原油粘度，实现改造吞吐一体化施工。

2.优化热采工艺配套，开展稠油热采试验攻关

设计思路：在油层保护的基础上，尽量不压开底部水层的前提下，采用注蒸汽热采方式投产，完善其配套工艺措施，以降低注汽压力，提高供液能力，改善热采开发效果。“酸化+氮气泡沫混排”解除近井地带的堵塞，“小规模充填防砂”进行油层改造，然后注汽施工。由于该井渗透率低，且具有强-中等水敏敏感性因素，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。处理措施：在酸化泡沫返排后防砂施工前挤注防膨剂溶液对油层进行保护，注汽过程伴注高温防膨剂。

简单认识：停炉后压力降落快，洗井后有轻微漏失，表明地层压力较低，与之前测压结果符合较好。注汽压力上升快，主要是因为渗透性差，渗流阻力大。因此建议上级部门下步继续在该块开展注汽试验技术攻关，从油层保护、储层先期改造及降低注汽压力等关键环节对目前的工艺进行在优化，解决注汽压力高，注不进的难题。同时，还应加强对注汽全过程的质量控制，包括入井药剂、施工队伍、注汽设备、注汽质量监督等，避免在注汽过程中出现频繁起、停炉，影响注汽质量及效果。

3.优选井组在玉皇庙油稠油藏开展化学驱先导试验

化学驱可行性：2010年5月与中国石油大学合作《商河夏八块稠油油藏化学驱提高采收率技术研究》科研项目，对夏八断块东二段目前开发方式、水驱开发方式和化学驱开发方式进行了对比，化学驱开发效果明显优于水驱和边水驱的开发效果，化学驱不仅可较大幅度提高原油采收率，也可有效提高采油速度，該区块实施化学驱技术上是可行的。

4.地面完善注采井网，地下储层改造，逐步提升低渗油藏开发水平

对于商105沙三、夏46块等低渗油藏，由于目前常规压裂、径向钻井等措施增产效果不明显，下步建议主要还是先期通过逐步完善注采井网，补充恢复地层能量，后期可再进行储层改造工艺探索，逐步提升低渗油藏开发水平。