春风油田排601区块浅层超稠油HDNS技术先导试验效果评价

王金铸，王学忠，刘 凯，沈海兵

(1.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257000;2.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257506)

春风油田排601区块浅层超稠油HDNS技术先导试验效果评价

王金铸1，王学忠1，刘 凯2，沈海兵1

(1.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257000;2.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257506)

准噶尔盆地西缘春风油田排601区块属于浅层超稠油，由于原油黏度高、埋藏浅、地层温度低、天然能量不足，油藏流体不具有流动性。常规试油无产能，直井热采低产，水平井热采获得工业油流。经过综合研究，决定采用HDNS(水平井+降黏药剂+氮气+注蒸汽)技术。通过物理模拟开展了HDNS机理研究，利用数值模拟和油藏工程方法优化了各项技术参数。2010年进行了HDNS技术开发先导试验，已投产的57口产能井均获得了工业油流，经济效益显著，说明HDNS技术是开采浅层超稠油的有效技术。

浅层超稠油;HDNS技术;水平井;降黏药剂;氮气;注蒸汽;先导试验;效果评价

引 言

准噶尔盆地西缘车排子凸起东北部春风油田排601区块属于浅层超稠油(下文简称为排601区块)。排6井、排601井试采表明，常规试采无产能，蒸汽吞吐获得低产工业油流，排601－平1井、排601－平2井蒸汽吞吐获得了工业油流，坚定了在该区扩能增储的信心。运用高精度三维地震采集和属性分析技术开展了砂体精细描述，最大满覆盖次数为84次，地震面元为10×20 m，采样率为1 ms，有效频宽为0～140 Hz，主频为50 Hz。在排601区块钻探探井+滚动井24口，成功22口，成功率为91%;探明石油地质储量为1 038×104t，预测石油地质储量为3 350×104t。2010年开展了水平井+降黏剂+氮气+蒸汽吞吐开发先导试验下文中简称为HDNS技术)，已投产的57口水平井均获得工业油流。

1 油藏概况

1.1 地质特征

排601区块位于准噶尔盆地西缘车排子凸起东北部，由于地处荒漠，地震采集过程中干扰因素较少，三维地震采集质量较高;油藏埋深为450～600 m，构造平缓，呈南倾的单斜，地层倾角为1～2°，为开展地震解释提供了便利条件。沉积类型认识由辫状河沉积转变为湖相沉积，原来认为是多个孤立的透镜状或条带状油砂体经落实为平面展布规模为8～20 km2的地层油藏，为采取水平井整体开发提供了资源基础。油层岩性以棕褐色中砂岩为主，有效厚度为2.8～8.6 m，粒度中值为0.19～0.49 mm，孔隙度为25.3% ～42.5%，渗透率为1 241×10－3～21 161 ×10－3μm2，含油饱和度为72.6%，碳酸盐含量为7.3% ～12.7%，泥质含量为0.7% ～7.6%，分选系数为1.59～2.32，平均孔喉半径为27.4 μm，成岩作用弱，胶结疏松。油藏温度为26℃，油层温度之低为国内外所罕见。油层感应电阻率为4.5～15.0 Ω·m，声波时差为430 ～520 μs/m;水层感应电阻率为 2.8 Ω·m，声波时差为377 μs/m。储层属于中等偏弱速敏、极强水敏、中等盐敏、弱碱敏、中等酸敏，由于黏土含量高造成注蒸汽压力高，注汽困难。

排6井采用油管刮油取得的油样化验，50℃原油黏度为12.6×104mPa·s，排601井和排602井50℃原油黏度为1.1×104mPa·s，为超稠油。

1.2 试油试采认识及存在问题分析

2005年钻探的发现井——排6井，油层中深为510 m，油层有效厚度为2.1 m，油层温度为26℃，属于超稠油，常规试油未见到油流，热采获得2 t/d低产油流。之后钻探的3口井，常规试油均无工业产能，不适合常规开发，直井蒸汽吞吐取得一定效果，水平井蒸汽吞吐获得了工业油流 (表1)。采用HDNS技术，获得较好效果。其中，排601－平1井水平段长为300 m，油层有效厚度为4.1 m，第一周期注汽量为3 006 t，注降黏剂50 t，氮气注入量为5.0×104m3，闷井5 d，生产周期264 d，第一周期产油2 663 t，油汽比为0.89，回采水率为149%。初步验证了水平井+蒸汽吞吐技术开发排601区块超稠油油藏的有效性。

表1 排601区块试采数据

在原有试油和试采认识的基础上，对存在问题作进一步分析认为，制约排601区块超稠油有效开发的主要因素是，由于原油黏度高，埋藏浅，地层温度低，天然能量不足，油藏流体不具有流动性。超稠油属于非达西流，在地层条件下流动能力较差，要求在完井工艺上尽可能多地打开油层段，增加油井注蒸汽时的接触面积及生产时的泄油面积。此外，储层黏土含量高造成注蒸汽压力高，注汽困难;油层埋藏浅，胶结疏松，注汽过程中容易发生汽窜;由排602C1井原油脱水前后的黏温流变曲线发现［1］，该区块原油的反相乳化现象严重。降黏实验使用浓度为5%的油溶性降黏剂YR－2，油样80℃条件下再掺水进行反相乳化实验不出现反相，而且降黏率达到90%以上。从辽河油田、河南井楼油田开采浅层超稠油经验看［2－3］，提高注汽效果、地层与井筒的高效降黏和有效补充油藏能量的技术集成是高效开发薄层稠油油藏的发展方向。

2 浅层超稠油HDNS技术原理及适应性分析

借鉴国内同行的成功经验，同时考虑到矿场的实际，排601区块探索实施了HDNS开采技术，攻克了浅层超稠油注汽压力高、单井产量低的难题。同时，结合57口生产井资料分析，应用油藏工程、物理模拟和数值模拟手段，对开发技术参数进行了优化。

2.1 水平井开采浅层超稠油作用机理与技术界限

物理模拟和矿场实践认为，针对排601区块储层厚度较薄及其高孔高渗的情况，采用水平井开发，可以大大提高吸汽面积和泄油面积，降低注汽压力，防止窜流现象。因为水平井波及范围较直井大3倍以上，能够有效提高单井控制储量、油井产量和热能利用率。排601区块构造平缓，地层倾角较小，对水平井实现均匀注汽非常有利［4－5］。决定排601区块整体采用水平井开发，数值模拟优化井距为100 m，排距为120 m，水平井段长度为200 m。

2.2 蒸汽吞吐作用机理与技术界限

原油黏温曲线和流变性分析表明，排601区块的热敏感性较强，加热降黏效果明显，适宜蒸汽吞吐开采。最优注汽参数为:注汽压力9.5～11.0 MPa、注汽速度9.7 t/h、注汽温度300℃、注汽干度70%、第一周期注汽量2 000 m3。

2.3 油溶性降黏剂开采浅层超稠油作用机理与技术界限

目前，国内广泛采用降黏剂开采浅层超稠油［6］。排601区块试采时，通过注入高效油溶性降黏剂能减小油水界面张力，破碎沥青质的层状结构，降低原油黏度，降低剩余油饱和度，增强地层弹性能量，减缓油藏压力衰竭。因此，排601区块可选择YR－2降黏剂作为注汽前置液。推荐单井次注入降黏剂15～20 t。

2.4 氮气辅助开采浅层超稠油作用机理与技术界限

氮气在重油中的溶解度为3.28 cm3/cm3。温度对氮气在稠油中的溶解度影响较小，氮气在原油中的溶解度均随压力的增加而增大。氮气具有比其他气体(二氧化碳、甲烷、烟道气)更高的膨胀性，能够防止蒸汽在油层中的超覆作用、降低井筒热损失、提高井底蒸汽干度、提高蒸汽驱替效率、补充地层能量、增加地层压力，扩大加热范围，减少覆盖层热损失。目前，氮气增油降黏增能助排机理已经比较清楚［7－19］。近年来，随着氮气制备成本降低，如采用中空纤维膜分离制氮或膜分离制氮，氮气辅助蒸汽吞吐技术得到推广应用。

排601区块数值模拟显示，注氮气后原油黏度降低20% ～30%，油层弹性能量增加2.2%以上。物理模拟研究表明氮气可提高回采水率。稠油油藏大多埋藏较浅，地层压力低，且原油组成以重质组分为主，注入氮气后难以达到混相驱替，因此主要为非混相驱替作用机理。由于重力差异，氮气聚集在油层顶部，起到助排的作用。目前制备1 m3氮气成本已经下降至2元左右，适合矿场应用。

2.5 工艺配套技术的创新完善

排601区块针对稠油水平井井浅、油层套管自重不足难以下入预定深度的实际，采用“套管配重器”加压方式将油层套管及筛管安全顺利地下入预定深度。自350 m开始造斜，井底井斜角一般在70°以上，油井水平段一般在200 m左右。

针对油层胶结疏松、易出砂的情况，采用ø177.8 mm精密滤砂管或割缝管完井。

采用注采一体化管柱技术，使用特种采油泵与配套的杆管组合，将泵的结构和高压盘根盒进行改进，注汽前下入抽油杆并装光杆密封器，采用一趟管柱实现注汽、采油2个工艺过程。

2.6 技术集成作用机理

在开发中深层超稠油油藏方面，比较成功的有辽河油田的SAGD技术和胜利油田的HDCS技术水平井+油溶性复合降黏剂+二氧化碳+注蒸汽)［20－21］。2005 年，HDCS 技术在郑 411 － 平 2 井首次应用，目前，该技术在胜利油田王庄、单家寺等油田广泛应用，动用石油地质储量为5 700×104t，累计采油为193.6×104t。

排601区块室内驱油实验证实:①注氮气+蒸汽吞吐地层能量比常规蒸汽吞吐高0.2～0.3倍;②80℃热水+降黏剂驱替3 PV后，驱油效率仅为8.9%，后续进行80℃热水+5%降黏剂+氮气驱替2 PV，驱油效率达到了32.0%;③蒸汽+氮气驱提高驱替效率10.3%，蒸汽+5%降黏剂驱提高驱替效率14.6%，蒸汽+氮气+5%降黏剂驱提高驱替效率34.5%。单学军建立了井筒温度场的二维数学模型［22］，通过数值分析发现，水平井+氮气+降黏剂+蒸汽吞吐开采效果较好。推荐单井次注入氮气3×104m3左右。

综合以上研究成果，确定排601区块采用水平井+氮气+降黏剂+蒸汽吞吐技术。

3 HDNS技术先导试验效果评价

2010年在排601北部开展了HDNS技术先导试验，整体部署水平井57口，单井控制地质储量为3.8×104t。截至2011年3月，先导试验区已完钻并投产水平井57口，水平段长度为198～331 m，平均为226 m，方案设计准确率、卡层准确率、一次中靶率均为100%。已投产井均获得了工业油流，建成年生产能力为16×104t，累计产油为7.5×104t，标定采收率为36.5%。目前产能建设工作仍在继续，在试验区南部整体部署水平井102口。

统计排601区块已结束蒸汽吞吐第一周期的34口井和已结束蒸汽吞吐第二周期的6口井，平均单井注蒸汽量为2 000 t，注降黏剂17 t，平均单井氮气注入量为3.2×104m3，平均单井峰值日产油超过25 t/d，平均周期生产时间为100 d，平均单井周期产油为810 t左右，平均单井日产油为8 t/d，综合含水为51%。

排601－平28井，第一周期注汽压力为11.8 MPa，注汽速度为8.9 t/h，注汽温度为327℃，注汽干度为72.8%，注汽量为2 042 t。2010年7月投产，日产油为25.1 t/d。矿场生产数据似乎表明，水平井段越长，注降黏剂、蒸汽和氮气量越大，开发效果越好，但是还需要技术、经济统筹考虑。近期，单井注氮气量由3.2×104m3提高到了4×104m3左右，开发效果有所改善，但尚需进一步证实。

2010年以来，春风油田排601区块开发先导试验区已钻探水平井水平段长度为198～331 m，平均为226 m，已投产37口井。采用水平井+降黏剂+氮气+蒸汽吞吐集成开发技术，所有新井均获得工业油流，投产初期产量较高。投产均一次成功，单井投产第一个月日产油为4～41 t/d，平均单井日产油为19.0 t/d。已转入下一周期的5口井平均周期为112 d，周期产量为1 223 t，平均单井日产油水平为11.0 t/d，周期回采水率为65.1%，周期油汽比为0.61。

统计发现，排601区块周期生产时间比较短，3个月内单井日产油从25 t/d左右下降到3 t/d左右，这是开采规律，还是现有技术的局限性，如何解决这一局限是今后技术攻关的重点。

此外，水热裂解降黏技术是近年来研究的热门，目前制约水热裂解降黏的瓶颈是反应温度在240℃左右［23］。笔者注意到，排601区块油藏埋深为500 m左右，油层厚度为4 m左右，蒸汽吞吐注汽温度达到307℃，注汽干度为70%，井筒热损失较小，有可能部分实现了水热裂解。

4 结论

(1)制约排601区块超稠油有效开发的主要因素是原油黏度高，埋藏浅，地层温度低，天然能量不足，油藏流体不具有流动性。针对排601区块浅层超稠油直井常规开采无产能、热采无效益的情况，探索实施了HDNS开采技术(水平井+降黏剂+氮气+蒸汽吞吐)，矿场开发先导试验取得了成功。

(2)排601区块开展HDNS的有利条件是构造平缓，油层展布面积大、高孔、高渗、含油饱和度较高，无明显的边底水，不利条件是油层埋深浅，油层厚度很薄，胶结疏松易出砂。

(3)排601区块超稠油开采从油藏到地质，到工艺，再到地面工程建设是一项庞大的系统工程，需要进一步优化的技术参数和流程还有很多，但利用HDNS技术实现了经济有效开发是一个不争的事实。为进一步提高开发效益，建议开展鱼骨状水平井、分支水平井和蒸汽驱技术应用研究。同时，有必要更深入地开展HDNS采油机理和参数优化研究。

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Evaluation of HDNS pilot test for shallow ultra－heavy oil in the Pai 601 block of the Chunfeng oilfield

WANG Jin－zhu1，WANG Xue－zhong1，LIU Kai2，SHEN Hai－bing1
(1．Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong257000，China;
2．Shengli Oilfield Company，SINOPEC，Dongying，Shandong257506，China)

The Pai 601 block in the Chunfeng oilfield of the western Junggar Basin holds shallow ultra－heavy oil，which is immobile in reservoir due to high viscosity，shallow burial depth，low formation temperature and insufficient natural energy．Conventional production test got no productivity，vertical well thermal production was low，and horizontal well thermal production obtained commercial oil flow．It has been decided through comprehensive study to apply HDNS(horizontal well+dissolver+nitrogen+steam stimulation)technology．HDNS mechanism is studied through physical simulation，and technical parameters are optimized through numerical simulation and reservoir engineering method．In 2010，HDNS pilot tests have been carried out in 57 wells;all the wells have

commercial oil flow，manifesting the effectiveness of HDNS technology for producing shallow ultra－heavy oil．

shallow ultra－heavy oil;HDNS technology;horizontal well;dissolver;nitrogen;steam stimulation;pilot test

TE345

A

1006－6535(2011)04－0059－04

20101224;改回日期20110421

中石化重点科技攻关项目“特超稠油开采关键技术研究”(P07055);中石化项目“车排子地区浅层特稠油油藏评价及开发先导试验”;胜利油田科技项目“浅层超稠油油藏HDNS开发技术研究”(YKY1107)

王金铸(1968－)，男，高级工程师，1991年毕业于成都地质学院石油地质专业，现从事油田开发研究和管理工作。

编辑 刘兆芝