胜坨油田胜二区东二段稠油热采的实践

胜坨油田胜二区东二段稠油热采的实践

李永国

胜利油田鲁胜石油开发有限责任公司李永国

摘要：胜坨油田胜二区东二段稠油油藏原油粘度较高，平均6439mPa.s，油井单井产能低，截至2004年底，累计产油18.05×104t，采出程度3.93%，油藏基本满足蒸汽热采的条件。为探讨区块注汽热采的可能性，选取位于构造中、高部的4口油井，进行热采试验，单井产量显著提高，获得了理想的开发效果和良好的经济效益，充分说明了本块稠油油藏适合蒸汽吞吐生产，为区块下部高速开发指明了方向，也为类似区块的开发，提供了借鉴经验。

关键词：胜坨油田；稠油；蒸汽吞吐；采收率

1.概况

胜坨油田胜二区东二段油藏，为两断层夹持的扇形构造稠油油藏，具有胶结疏松、油层易出砂、原油物性差、产能低的特点。1969年该块东二段宁4井试油，获得工业油流2.0t/d，从而发现东二段油藏，后因产能低，油层出砂严重，没有进行进一步开发，1997年初，对该块东二段油藏进行了开发可行性评价，从而开始了该块的开发。

2.胜坨油田胜二区东二段油藏地质特征

2.1地层特征。胜二区东二段地层为一套下粗上细正韵律河流相沉积，主要岩性为杂色、灰绿色及少量紫红色泥岩与砂岩呈不等厚互层，以细到中砂为主。从构造顶部到边部，油藏埋深1420-1500m，顶、底部均有较稳定的泥岩隔层。

2.2构造特征。该块构造较为简单，受北、东两条断层夹持，为一扇形单斜断块构造油藏。北断层倾角60o，落差50-90m，东断层倾角60o，落差30-50m，内部无次一级断层发育，油层主要分布在扇形断块的高部位上。

2.3沉积特征。胜二区东二段属曲流河沉积，水体能量不大，划分为四种沉积微相：主河道微相、河道边缘微相、河漫滩微相、泛滥平原微相，主要以主河道微相、河道边缘微相为主，分布面积广，河流形状弯曲复杂，河道宽窄多变，河流方向大致有北向南。

2.4储层特征。根据取芯井岩芯分析结果，岩石矿物主要以石英、长石为主，泥质胶结，胶结类型为接触式、孔隙-接触式。平均孔隙度30.2%，平均渗透率2907×10-3μm2，粒度中值0.21mm，泥质含量8.1%，具高孔、高渗、胶结疏松的特点。油层主要集中在二砂层组和一砂层组上部，二砂层组21、22层油砂体发育最好，油层厚，分布范围广，连通好，油砂体单层厚度一般为4-5m，为该块进行热采的主要层位。

2.5流体性质。原油物性具有密度大、粘度高，低凝固点的特点，地面原油密度平均0.9713g/cm3，地面原油粘度平均6439mPa.s，构造高部位原油物性较好，底部位较差。顶部地面原油粘度一般为4000mPa.s左右，腰部7800mPa.s左右，而边部最高达到27292mPa.s。地层水为CaCl2型，总矿化度平均为13307mg/l。

2.6油层压力及温度根据试油试采资料，压力系数为0.99-1.00，平均地层温度57℃，地温梯度3.17℃/100m。属正常的压力温度系统。

2.7储量。效厚度的划分：4m电阻率大于7欧姆米的划分为I类有效厚度，4-7欧姆米的划分为II类有效厚度。经计算胜二区东二段油藏地质储量459×104t，二砂层组为主力砂层组，地质储量419×104t，占总储量的91.3%。

3.开发状况分析

3.1开发历程及现状。块自1969年12月东二段宁4井试油，射开2层5.3m，日产油2.0t/d，含水13%，后因地层出砂严重无法正常生产；1986年对构造低部位胜2-17进行试油，只见油花，没有产能；1991年对构造高部位胜2-2井进行试油，获得3.85t/d。因产能低，油层出砂严重，没有进行进一步开发。截至2004年底，该块开井数16口，单元日产液水平187t，单元日产油水平只有42.1t，平均单井日产油水平只有2.6t,综合含水77.5%，累计产油18.05×104t，采出程度3.93%。

3.2区块动用状况分析。（1）能低，平面上油井产能存在差异，构造位置是影响产能的重要因素。投产初期构造高部位井平均日产油7-8t，中部井平均日产油4t左右，边部井原油粘度高，试采过程产能只有1t左右，或根本不出油。（2）产即见水，没有无水采油期。究其原因，认为由于油藏油稠，油水粘度比大，油水分异作用差。（3）升速度快，区块综合含水由投产初期的20%左右上升至目前的77.5%。（4）出砂严重，生产周期短。（5）油藏有一定的天然能量，但能量不足。

3.3注汽热采试验情况

3.3.1可行性分析。（1）生产的16口井大都位于构造中高部，动用储量只有256×104t，中边部油藏基本未动用，剩余储量富集，有203×104t储量未动用，具有开发调整的基础。⑵胜坨油田胜二区东二段油藏基本满足蒸汽热采的条件，只有油层有效厚度8.4m，比热采指标10m略低。（见表1）⑶原油粘温曲线反映，原油粘度对温度变化比较敏感，平均温度升高10℃，原油粘度下降一半左右。（见图1）

图1

3.3.2注汽热采试验过程。探索胜二区东二段稠油油藏蒸汽吞吐热采的可行性，同时为保证试验的成功率，先后选取位于位于构造高部的胜2-615井和构造中部胜2-616井进行热采试验，在获得比较理想的效果后，2005.6月又先后对位于构造边部的胜2-610、胜2-612井继续注汽热采试验。在热采试验中，我们主要应用了以下技术：⑴应用热采防砂新工艺：胜二区东二段稠油油藏，岩性以细砂岩为主，泥质含量高，易出砂，因此热采防砂技术是提高注汽吞吐效果的重要一环。4口井，成功的应用热采绕丝筛管陶粒砂高压充填防砂技术，成功率100%。⑵地层预处理技术：胜二区东二段稠油油藏具有中等水敏、酸敏和中等-强碱敏的特点，同时由于泥质含量较高，注入蒸汽后，粘土极易发生膨胀堵塞孔道，对储层伤害较严重，使渗透率下降。在注汽前使用高温粘土防膨剂进行地层预处理。⑶使用高真空隔热管，有效的避免了热损失。⑷蒸汽吞吐参数的优化：该块油藏有一定的天然能量，但水驱能量不足，因此确定合理的注汽参数为，注汽强度180-220t/m，注汽速度8-10t/h，干度70%以上，日产液量控制在25t以下。

3.3.3热采试验井开发效果。该块共完成4口井的热采试验，注汽强度平均188t/m，注汽速度9t/h，干度72%。4口井投产初期平均日产液水平22t，平均日产油水平12.5t，目前稳定在平均日产液水平17.2t，平均日产油水平8.5t，综合含水50.6%，远远超过2004年底的区块平均开发水平。试验证明在该块进行蒸汽吞吐热采开发是完全可行的，有着良好的开发前景。

3.3.4经济效益计算。普通生产井相比，采用注汽热采工艺，防砂费用多支出约10万元，注汽费用多支出约70万元，虽然一次性投入较大，但原油日产量达到原水平的3倍，平均一天一口井增产5-6t左右，一年可增油1500t左右，以目前的高油价2500元/t保守计算，一年可增加375万元，扣掉作业多支出成本约80万元后，纯增加利润在295万元。因此，应用该技术可以带来更大的经济效益。

4.区块下部开发方案调整设计

4.1目的。过调整，提高胜二区东二段油藏采油速度，提高地质储量动用程度，增加原油产量，提高区块的开发水平。

4.2原则。I类有效厚度>8m的范围内布井，单井控制储量9×104t。充分利用目前的老井，采用反九点和点状不规则井网，井距200m左右。主要在构造腰部及边部钻井，完善开发井网。采用注汽热采开发。

4.3部署及指标预测。计补充完善井10口，使区块总生产井数达到30口。新井单井产能8t，按照280天计算，新增原油生产能力2.2×104t，预计最终采收率提高13%。

5认识。（1）本区块为稠油出砂油藏，因此在注汽前都要进行防砂，防砂的成功与否是下步进行注汽施工的关键步骤。（2）具有一定的边底水能量，正常生产井含水上升速度比较快，构造越低，离油水界面就越近。因此油井的射孔井段应尽可能远离油水界面，以控制边底水过早突破。（3）从试验井来看，本区适合蒸汽吞吐开采，下部重点工作是研究油层纵向上的分布规律，合理调整注采参数，提高注汽的热效率。（4）目前区块老井大都采用常规开采，因此应该利用天然能量使蒸汽吞吐与常规开采相结合，以提高储量动用程度。（5）本块油藏要进行热采防砂，同时注汽费用较高，一次性投资较大，但由于开发效果显著，特别是在目前的高油价形势下，从经济上说是完全可行的。

参考文献：

[1]刘文章编著.热采稠油油藏开发模式.北京。石油工业出版社．1998