埕东油田埕南深层超稠油开采配套工艺技术

朱学东 （中石化胜利油田分公司河口采油厂，山东 东营257200）

1 深层超稠油油藏概况

1．1 地质概况

埕南埕91块、埕911块位于埕东油田南部，构造上位于埕东凸起与渤南洼陷的过渡部位，处于渤南洼陷生成的油气向埕东凸起运移的必由之路，成藏条件十分有利。埕91块主力油层系为古近系东营组二段 （Ed2），油藏顶深1750～1800m，含油面积1．02km2，地质储量256．6×104t，含油饱和度平均63．1% 。储层岩性主要为含砾砂岩、细砂岩、砾岩及粉砂岩，储层孔隙度26．6%，渗透率1270mD，为高孔、高渗砂岩储层。埕911块主力油层系为新近系馆陶组10砂组 （Ng10），油藏顶深1600～1700m，含油面积0．5km2，地质储量135×104t，平均含油饱和度63．1%。Ng10储层岩性以含砾砂岩、砾岩为主，孔隙度29%，渗透率946mD。

1．2 流体性质及温压系统

根据试油资料，两个区块均为常压系统；地面原油密度1．0173～1．054g／cm3，80℃原油黏度6252～10000mPa·s，地层温度80～81℃，地温梯度3．6℃／100m，均属于常温常压系统。

1．3 储层敏感性

储层为弱速敏，无临界流速；临界矿化度为10000mg／L；中等水敏，极强酸敏，中等偏弱碱敏。

1．4 油藏类型

埕91块Ed2Ⅰ期砂体全区为油层，未见边底水；埕911块Ng10油层全区为纯油层，未见边底水。两块油藏形成均受构造和岩性双重控制，为构造－岩性稠油油藏。

2 试油试采与开发难点分析

2．1 试油试采分析

埕91块试油情况：探井埕91井，1987年在Ed2的Ⅰ期砂体通过热洗累积产油1．7t；Ed2的Ⅱ期砂体通过抽汲求产，仅出油花。通过油性分析测得Ⅰ、Ⅱ期80℃时原油黏度分别为13042、12702mPa·s，常规试油未求得产能。

埕911块试油情况：探井埕斜911井，1997年2月在Ng10进行过试油，常规试油日产油0．39t，累计产油3t，原油黏度在80℃时为6252mPa·s，试油结果为超稠油油层。

2．2 原油黏温关系

埕南91－P1井50℃最高黏度为36．8×103mPa·s，80℃黏度达3．2×103mPa·s；埕911－P1井50℃最高黏度为65．2×103mPa·s，80℃黏度达1．2×103mPa·s。黏温关系表明：原油黏度对温度敏感性强，温度每升高5℃，原油黏度下降近一半，极易在作业和维护过程中造成冷伤害。

2．3 开发难点分析

1）油层埋藏深 注汽压力高，井身长，井筒热损失大，导致井底干度低，蒸汽质量下降，影响注汽效果。

2）原油黏度高 对温度的敏感性强，作业及采油过程入井液易造成冷伤害，举升过程中易造成井筒举升困难。

3）地面集输困难 黏度随温度敏感性强，地面原油温度的下降对集输造成困难。

3 深层超稠油开采配套工艺技术

3．1 水平井完井工艺技术

水平井采用筛管顶部注水泥完井技术［1］。油层套管：A点以上选用P110H钢级滥177．8mm套管，A点以下至井底采用滥177．8mm精密滤砂筛管，中间加两根盲管。滤砂管：基管滥177．8mm、P110H钢级；最大外径滥198mm、内通径滥159．4mm；挡砂精度0．15mm。酸洗液设计：复合缓速酸＋油层清洗液。pH值调节剂：调整残酸pH值。酸洗管柱设计：密封插管＋油管串 （造斜点以下使用4×30°倒角油管）＋洗井封隔器＋油管串＋洗井封隔器＋油管串到井口。

3．2 HDCS强化热采技术

HDCS强化采油技术是采用高效油溶性降黏剂、二氧化碳辅助、水平井、蒸汽吞吐的复合技术［2］，发挥协同降黏、混合传质及增能助排作用，达到降低注汽压力，扩大波及范围，实现中深层特超稠油油藏有效开发的综合性技术。

3．2．1 油溶性降黏剂的效果

表1 油溶性降黏剂降黏效果实验评价结果

在油藏温度下，该地区稠油油藏注汽需要一定的启动压力，因此在注汽前需要用油溶性降黏剂对油层进行预处理，以降低注汽启动压力，提高回采效果。表1为油溶性降黏剂降黏效果实验评价结果，可以看出5%浓度下降黏剂的降黏率达到了82%，效果较好。

3．2．2 CO2最佳注入量的确定

随着CO2加入量的增大，原油黏度显著下降，体积因数增大；地层油体积膨胀越多，地层油的弹性能量增加越多；气油比达到23．9时降黏率为92%。

表2 不同CO2注入量下的增产效果

利用室内物模实验装置进行了N2、CO2、油溶性降黏剂等协同作用提高蒸汽吞吐效果的研究和实验。纯蒸汽驱的驱替效率只有21．94%，伴蒸汽注入CO2驱的驱替效率为48．90%，伴蒸汽注入油溶性降黏剂驱的驱替效率为68．56%，伴蒸汽注入N2＋油溶性降黏剂驱的驱替效率为77．04%，伴蒸汽注入CO2＋油溶性降黏剂驱的驱替效率为87．61%。可见，伴蒸汽注入CO2＋油溶性降黏剂驱是提高特超稠油驱替效率的最佳驱替方式。表2为不同CO2注入量下的增产效果，从中可以看出，水平井注入CO2在140t时，增产效果最好。确定该地区水平井CO2注入量为110～140t（计算条件：水平段长200m，油层有效厚度10．0m，周期注汽量3000t）。

3．2．3 注汽参数的优化设计

注汽时应根据注汽设备的情况尽量提高注汽速度，降低注汽压力，以提高井底蒸汽的干度，减少热损失，提高注汽质量。注汽参数优化设计结果为：注汽速度10～15t／h、井口注汽干度大于73%、水平井注汽强度15～20t／m。

3．3 全程隔热技术的创新应用

全程隔热的理念：纵向实现从井口到油层的全井段隔热；横向实现从注汽到转抽的全周期隔热。全程隔热的目标：提高在注汽和采油过程中的热能利用率；减少作业及管理过程中产生的冷伤害。

图1 全程隔热管柱示意图

全程隔热管柱主要包括两部分：注汽节能管柱部分和注采一体化管柱部分［3］。其节能封隔器及密封插管为核心技术。

注采一体化管柱包括注汽插管、注汽洗井单流阀、长距离井下补偿器、注采一体化泵、隔热管、注汽后下入空心抽油杆和电热杆；注汽节能管柱包括注汽节能封隔器、旋转脱接器、隔热管。全程隔热管柱示意图见图1。

全程隔热技术的优势：①全程隔热，降低沿程的热损失，提高注汽的效果和热能的利用率；②提高液体举升过程中的流速，降低沿程热损失，充分利用地温；③举升过程中全程密闭，避免稠油在井筒中脱气，提高特稠油的流动性能；④利用注汽节能管柱的密封性，避免注汽后作业、维护过程中油层冷伤害；⑤洗井、打捞方便。

为防止吞吐后期由于井筒温度降低，产出液的黏度升高造成井筒举升困难，加上该区块地理位置偏僻、地面设施不配套，配套采用电加热井筒降黏工艺［4］＋注采一体化管柱＋高真空隔热管，加热功率80kW。使用了耐温250℃的加热电缆，配套应用低频加热柜，选择注采一体化泵。

3．4 地面温控一体化管理

建立了温控一体化管理体系：①蒸汽对油层 “加温”；②一体化管柱对井筒 “保温”；③电热杆对地面 “升温”；④加药、掺水、加热炉保障集输畅通。

4 应用效果

至2011年底，已在埕91块、埕911块完钻的37口水平井中应用深层超稠油开采配套工艺技术，累计应用51井次，单井平均使用油溶性降黏剂11．6t，二氧化碳110t，注汽压力平均18．2MPa，平均单井注汽量1964t。平均单井峰值日产液52．5t，日产油25．5t，单井周期日产油能力13．7t，周期平均含水63．7%，单井周期累计产油2442t，平均周期155d，油汽比1．24。

典型井埕南91－平9井：预处理注油溶性降黏剂12t，二氧化碳120t，注蒸汽2508t，开井后峰值日产油达50t，至2011年底油汽比2．68，周期131d，平均周期日产油37．6t，含水7．2%。

［1］杨海波，余金陵，魏新芳，等 ．水平井免钻塞筛管顶部注水泥完井技术 ［J］．石油钻采工艺，2011，33（3）：28～30．

［2］李宾飞，张继国，陶磊，等 ．超稠油HDCS高效开采技术研究 ［J］．钻采工艺，2009，32（6）：52～55．

［3］李大军，王艳红，刘杰 ．注采一体化管柱在特超稠油生产中的应用 ［J］．胜利油田职工大学学报，2008，22（S1）：160～161．

［4］林日亿，李兆敏，董斌，等 ．塔河油田自喷深井井筒电加热降黏技术研究 ［J］．中国石油大学学报 （自然科学版），2006，30（4）：67～70 ．