阿拉德油田强水敏超稠油开发先导试验

王学忠，朱桂林

(中石化新疆新春石油开发有限责任公司，山东东营 257000)



阿拉德油田强水敏超稠油开发先导试验

王学忠，朱桂林

(中石化新疆新春石油开发有限责任公司，山东东营 257000)

摘要：针对准噶尔盆地北缘阿拉德油田哈浅22块强水敏超稠油油藏热采效果差的情况，开展了有效开发技术试验研究。储层分析表明，该油藏储层岩性以棕褐色油浸粉砂岩为主，高孔高渗。储层具极强水敏，水敏对渗透率的损害率为90%，弱速敏、弱碱敏、无酸敏、盐敏较强。室内实验筛选出适合哈浅22块的防膨剂和降黏剂，推荐现场注入顺序为油溶性降黏剂、少量蒸汽、高温防膨剂(SLAS)、剩余蒸汽，然后焖井、生产。此外要做到全过程的储层保护，钻完井选择具有防膨功能的钻井液；作业期间入井液采取防膨措施；防砂施工期间，采取高温防膨措施；确保注汽作业过程油层不受伤害；注蒸汽过程中采取黏土改性措施，达到长久防膨目的。开发试验表明，采取全程储层防膨保护、水平井高密实砾石充填防砂工艺、蒸汽吞吐等集成配套工艺能实现油藏有效动用。

关键词：开发先导试验；强水敏性；超稠油；开发技术；防膨剂；阿拉德油田

新春公司负责胜利油田新疆油区滚动勘探和油气开发，2010年以来勘探上发现了春风、春晖和阿拉德油田；开发上立足于水平井、降黏剂、氮气、蒸汽吞吐复合采油技术(简称HDNS技术)，高效开发了春风油田。准噶尔盆地北缘阿拉德油田发现于2012年，其中哈浅22块位于该油田东部，油藏埋深500～700m，为单斜构造背景下断层遮挡的构造—地层特超稠油油藏。油藏温度低，原油黏度高，需要注蒸汽热采。但储层具极强水敏性，水敏对渗透率的损害率为90%[1-2]，注入的蒸汽诱发水敏效应，堵塞近井地带，使得井口温度下降快，产量递减快，供液不足，平均单井生产周期为26天，周期产油194t，油汽比为0.14，回采水率为27%。经过3年开发先导试验，针对该类油藏的开发技术政策逐渐清晰。

1 油藏地质特征

1.1 构造特征

哈浅22块位于准噶尔盆地西北缘西部隆起哈山构造南缘斜坡带，地表为雅丹地貌和砾石区。哈浅22块侏罗系构造平缓，地层由北西向南东逐渐降低，为一单斜构造，倾角在5°左右，构造高点位于北断层附近，侏罗系西山窑组一段顶面埋深615～715m，油水界面为692m。

1.2 储层特征

哈浅22块油层中深为655m，含油面积为2.5km2，控制储量为405×104t。主要目的层西山窑组一段沉积类型为扇三角洲沉积，主要发育扇三角洲平原主水道、扇三角洲前缘辫状水道、扇三角洲席状砂微相和滨浅湖相，砂体厚度为10～40m，有效厚度为6～14m，平均有效厚度为10m。

哈浅22井和哈浅22-1井进行了钻井取心(表1)，心长为45.3m，收获率为94%。据27块岩心样品的核磁共振录井资料分析，储层岩性以棕褐色油浸粉砂岩为主(表2、图1)，杂基中泥质含量较高，砾岩及含砾砂岩中见炭化植物碎片，反映近源快速堆积特征。孔隙度为30%，渗透率为560mD。碎屑岩颗粒磨圆度差，以次棱角状为主，支撑方式主要为杂基支撑，以点式接触为主。胶结类型主要为基底胶结和孔隙胶结，胶结物为泥质和少量沥青质。

表1　阿拉德油田哈浅22块西山窑组钻井取心统计表

哈浅22井储层矿物组分中，石英占44%，长石占34%，岩屑占22%。富含油、油浸粉细砂岩的粒度中值为0.22mm，分选系数为1.5。黏土矿物含量为16%～26%，平均为20%，黏土矿物中，伊/蒙间层平均含量为87%(表3)。

哈浅22-1井岩心荧光薄片(井段683.5～703.8m)的荧光显示良好，荧光颜色呈亮棕黄色，表明油质相对较重。碎屑颗粒呈接触式—孔隙式胶结，孔隙主要为粒间孔，碎屑颗粒间整体含油，分布均匀，局部含少量水，整体具油层特征。

表2　阿拉德油田哈浅22块西山窑组岩心核磁共振录井成果表

表3　阿拉德油田哈浅22井西山窑组黏土矿物成分和含量统计表

据哈浅22井储层敏感性测试结果，侏罗系一段储层为极强水敏(表4)，水敏对储层渗透率的损害率为90%。油浸粉砂岩水敏指数为0.74～0.97，油斑含砾泥质砂岩水敏指数为0.90。此外，储层弱速敏、弱碱敏、无酸敏、盐敏较强，临界矿化度为3225～4300mg/L。哈浅22井侏罗系储层润湿性为中性—亲油(表5)。

1.3 温压及流体性质

哈浅21井,油层温度为25℃，温度梯度为2.6℃/100m，为低温系统;地层压力为5.9MPa，压力系数为1.0，为正常压力系统。

哈浅22井,原油族组分分析显示，烷烃占53%，芳烃占20%，非烃占24%(蜡3%，胶质6%)，沥青质占3%。原油总烃含量较高，沥青含量低，反映油质较好，成熟度高。油层温度条件下,脱气原油黏度为50000～112000mPa·s，50℃时脱气原油黏度为5040～18900mPa·s；凝固点为26～30℃；含硫为0.2%，属低含硫重质稠油。地层水矿化度为4989mg/L。

表4　阿拉德油田哈浅22块西山窑组水敏测试成果表

表5　阿拉德油田哈浅22井西山窑组储层润湿性统计表

1.4 复算地质储量

哈浅22块为有边底水的构造—地层超稠油油藏。已完钻探井1口，油藏评价井3口(哈浅22-1井、水平井哈浅22-P1井、哈浅22-2井)，均在目的层钻遇油层。其中哈浅22-1井钻遇油层39m，有效厚度为19m，射孔井段为686～698m，共计12m。哈浅22-2井钻遇油层36m，有效厚度为16.9m，射孔井段为656～678m。哈浅22-P1井水平段测井解释油层为206m，下入滤砂管井段为796～1023m。

该块2012年利用1口井上报控制石油地质储量404×104t。2014年利用4口井复算含油面积2.58km2，孔隙度为30.3%，含油饱和度为60%，地面原油密度为0.956g/cm3，控制石油地质储量为441×104t。

2 开发对策研究

2.1 学习金10东块开发经验

金10东块也属于强水敏超稠油油藏，含油层系为沙河街组一段，油藏埋深650～1100m，有效厚度为6m，孔隙度为30%，渗透率为620mD，原始含油饱和度为60%，黏土含量为12%，油层温度为46℃，50℃时脱气原油黏度为1704mPa·s。地层水矿化度为2500mg/L。采用了挤压充填防砂+压裂防砂、防膨剂、黏土稳定剂、油溶性降黏剂、高真空隔热管注采一体化管柱、注蒸汽复合热采技术[3-6]。金10东块前3周期平均单井注蒸汽2902t，生产周期为230天，周期产液2904t，周期产油1002t，周期油汽比为0.35，回采水率为73%。但随着注汽周期增加，产油量及油汽比下降较快(表6)。截至2014年10月，共开井18口，平均单井日产液7.4t，平均单井日产油2.4t，综合含水为67.5%，累计产油2.38×104t。

2.2 室内实验

室内实验筛选出适合哈浅22块的防膨剂和降黏剂，推荐现场注入顺序为油溶性降黏剂、少量蒸汽、高温防膨剂(简称SLAS)、剩余蒸汽，然后焖井生产。目前小分子的SLAS对中—低渗敏感储层防膨效果较好，但须进一步增强耐冲刷性能。在蒸汽驱过程中，稠油加热剥离与黏土矿物的水敏同时发生，因此第一轮次必须伴注黏土稳定剂，改变近井地带黏土类型，使水敏性强的蒙皂石改性为不水敏的矿物。先注油溶性降黏剂和少量蒸汽的主要目的是增加防膨剂和黏土矿物的直接接触面积，同时提高地层温度，提高防膨效果。

表6　金家油田金10东块开发效果统计表

2.3 开发对策研究

全过程一体化储层保护。哈浅22块侏罗系储层为极强水敏，敏感伤害后渗透率大幅度降低，使稠油启动压力梯度大幅度增加。因此要做到全过程的储层保护，钻完井选择具有防膨功能的钻井液，严格控制钻井液漏失；作业期间入井液采取防膨措施；防砂施工期间，采取高温防膨措施，确保注汽作业过程油层不受伤害；注蒸汽过程中采取黏土改性措施，达到长久防膨目的。目前东部高孔、高渗稠油油藏常用的高分子(相对分子质量大于20万)阳离子聚合物高温防膨剂具有防膨率高、耐水洗率高、稳定性强的特点，但在渗透率低于300mD的储层中易造成储层堵塞。注入浓度为1%时，渗透率保留率为80%；浓度大于2%，渗透率保留率大幅下降。分析主要原因：阳离子聚合物高温防膨剂为高分子型，2%以上阳离子聚合物高温防膨剂溶液堵塞了部分岩心渗流孔道，造成岩心渗透率下降，但其稳定性较强。目前低分子(相对分子质量小于200)高温防膨剂(SLAS)对中—低渗敏感储层防膨效果较好，但须进一步增强耐冲刷性能。

实验室内应研制新型改性高温防膨剂，改变近井地带黏土类型，使水敏性强的蒙皂石改性为不水敏的矿物；开展处理工艺研究，优化注入工艺参数，确保黏土结构改变，使蒸汽热损失最少。在蒸汽驱过程中，应研制伴注速度低于300L/h就能满足要求的防膨剂。

3 开发先导试验

3.1 2013年蒸汽吞吐先导试验

哈浅22块试采4口井(哈浅22井、哈浅22-P1井、哈浅22-1井、哈浅22-2井)，共完成13个周期，平均单井注汽量为1519t，周期平均产油176t，油汽比为0.12，回采水率为27%(表7)。主导工艺方面：哈浅22井，前3周期采用悬挂绕丝筛管+注采一体化管柱，第4周期开始采用高砂比挤压充填+注采一体化管柱[7-12]；哈浅22-1井采用防膨+泡沫酸化返排+高砂比充填+循环充填防砂+挤高温防膨剂+注采一体化管柱，注入复合缓速酸6t，防膨剂5t；哈浅22-P1井下入滤砂管井段为796～1023m，主导工艺采用HDNS+防膨+注采一体化管柱工艺，注入降黏剂15t，前置注入防膨剂5t，其中替浆注入1t，注汽前置注入4t。哈浅22块4口井8个周期的试采中，油藏表现出极强水敏特征。

表7　阿拉德油田哈浅22块西山窑组蒸汽吞吐效果情况表

续表

3.2 2014年开发先导试验

经过优化，哈浅22-P1井主导工艺为泡沫酸化+水射流解堵+挤高温防膨剂、降黏剂+注采一体化管柱。设计要点：

(1)复合速酸原液按照1∶4比例与防膨液稀释，酸液总量为175m3；降黏剂注入强度为0.12t/m，总量为25t；高温防膨剂溶液为100m3(高温防膨剂20t+哈浅22块清洁热污水80m3) 。

(2)井筒准备，起原井、探冲砂、通井、刮管、热洗。

(3)氮气泡沫射流酸化。下入脉冲射流酸化管柱，反替密度为0.6～0.8g/cm3的氮气泡沫溶液，出口见喷后，继续反替密度为0.6～0.8g/cm3的氮气泡沫5m3，关油管闸门；将剩余复合缓速酸以密度为0.5g/cm3的氮气泡沫酸形式全部挤入地层，观察泵压变化情况，然后顶替密度为0.5g/cm3的氮气泡沫液30m3，反应30min。泵车排量控制在1.5m3/min以上，施工泵压控制在15.0MPa以下。

(4)氮气泡沫射流负压返排。用泡沫流体大排量反循环洗井，密度逐渐降至0.3g/cm3以下，洗井至出口干净(pH值大于6)；用防膨洗井液反洗1周以上，洗出井筒内泡沫(无颗粒，无其他颜色，且pH值大于6)，施工完毕后起出管柱。

(5)注油溶性降黏剂、高温防膨剂溶液、氮气和蒸汽，下入注采一体化管柱，从油管依次正注油溶性降黏剂、高温防膨剂溶液，从油套环空注氮气62000m3，注蒸汽2500t。

哈浅22-P1井按设计施工，注防膨剂20m3(10%浓度)，注降黏剂25t，注氮气62000m3，注蒸汽2500t。平均注汽压力为11.9MPa，较上周期下降2.1MPa。峰值日产油12t，生产周期为53天，平均日产液13t，日产油6.5t，含水率为47.2%，周期产油175t，周期油汽比为0.06。

哈浅22-1井射孔井段为686～698m，注入防膨剂10m3(浓度为10%)、产氮气36000m3、降黏剂18t、蒸汽2160t，蒸汽干度为78%，蒸汽温度为326℃，注汽压力高达13.1 MPa。2014年11月12日开井，峰值日产液27.7t，日产油5.0t，含水率为81.9%。生产周期为47天，周期产油282t，周期油汽比为0.13，回采水率为21%。

3.3 主要认识

(1)哈浅22块地层温度低、原油黏度高、渗透率低，导致地层散热快、原油流度低，造成油汽比低，回采水率低。哈浅22-P1井原油在储层中有效流动的温度需在60℃以上。哈浅22-P1井A靶点达到60℃以上的有效流动时间仅为29天。温度场计算结果表明，注汽结束时可流动原油半径仅为4.5m，最大可流动原油1805t，生产30天后，可流动原油半径降低为2.8m，最大可流动原油1322t。

(2)哈浅22块储层敏感性强，注汽压力高达11～15MPa，生产效果差。受储层敏感性影响，随周期的增加，哈浅22井的生产效果越来越差。而高效隔热注汽工艺能够改善开发效果，哈浅22-1井在注汽速度为8t/h时，采用隔热油管+环空氮气隔热与油管+氮气隔热对比，前者可以提高井底干度在8%左右，减少井筒热损失在5%左右，增大了加热半径。

(3)现有技术突破了出油关，但开发效益不理想。在现有工艺基础上，进一步提出水平井、降黏剂、气体、蒸汽复合热采技术(简称HDGS)，如图2所示。

4 结论

(1)阿拉德油田哈浅22块开发试验表明，采取全程储层防膨保护、水平井高密实砾石充填防砂工艺、蒸汽吞吐等集成配套工艺能实现稠油油藏动用，峰值产量为5～10t/d。50℃时脱气原油黏度由之前认识的18900mPa·s校正为5720mPa·s，增强了规模开发的信心。

(2)哈浅22块受限于严重的储层水敏效应，注汽压力高、生产周期短、油汽比较低，需要进一步加强钻井、采油过程中的油层保护和防膨处理，同时降低开采成本。现有技术突破了出油关，但开发效益不理想，在现有工艺基础上，进一步提出了HDGS技术。

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Pilot Test for Developing the Extra Heavy Oil with Strong Water Sensitivity in Arad Oilfield

Wang Xuezhong, Zhu Guilin

(Xinjiang Xinchun Oil Development Co.,Ltd,Sinopec, Dongying,Shandong 257000 , China)

Abstract:Due to thermal recovery effect is poor in extra heavy oil reservoir of Block Haqian 22 in Arad oilfield, located at northern margin of Junggar basin, a pilot test and research on effective reservoirr development have been conducted, analysis showed that the lithology was mainly composited by brown oil-immersed siltstone, with high porosity and high permeability. The reservoir has strong water sensitivity, by which the damage rate to permeability is up to 90%, and the reservoir is featured as weak speed sensitivity, weak alkali sensitivity, no acid sensitivity and strong salt sensitivity. Laboratory test has been conducted to screen out anti-swelling agent and viscosity reducer that fit for Block Haqian 22, the recommended field injection order is that oil soluble viscosity reducer first, then a small amount of steam, SLAS anti-swelling agent , remaining steam, shut in the well, and eventually opening the well for production. Besides, reservoir protection should be made in the whole process of injection, drilling fluids and completion fluids must have the function of anti-swelling; the anti-swelling measures should be taken for the working fluids while pumping it down the hole, such as, high temperature anti-swelling is adopted in the period of sand control; clay is modified for permanent anti-swelling in the course of injecting steam, so as to protect the payzone. Development test showed that integrated supporting technologies as whole course of reservoir protection, high density gravel packing to control sand in horizontal wells, steam huff and puff etc.can keep better production of reservoir.

Key words:Pilot test of development; strong water sensitivity; extra heavy oil; development technique; anti-swelling agent;Allard oilfield

基金项目：国家科技重大专项“准噶尔盆地碎屑岩层系大中型油气田形成规律与勘探方向”(2011ZX05002-002)。

第一作者简介：王学忠(1972年生)，男，硕士，高级工程师，从事油田开发研究工作。邮箱：wxzxlywlt@sina.com。

中图分类号：TE345

文献标识码:A