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1、,陈家庄油田南区稠油开采工艺的应用与技术评价,汇报人：阚淑华,一、概况,二、试油试采及开发特征,三、配套采油工艺的研究应用与技术评价,四、结论,目 录,五、下步工作方向,概 况,概 况,陈家庄凸起南部八十年代开始勘探，2000年以前，曾经钻探井8口，见油气显示的井有6口，试油均未获工业油流，通过分析认为该区馆下段成藏规律比较复杂，砂体横向变化较大，连通性差，油水关系复杂，加上油稠出砂，试油产能上一直没有突破，导致该区勘探上一直没有大的进展。,2000年以来，该块先后试油11口井27层，其中11口井17层获得工业油流，但2000-2003年一直未得到有效动用，未动用的原因主要有两个：一是原油性质
2、差、动用难度大。由于油稠、粘度高、出砂严重，限制了油藏开发。二是受采油工艺制约，达不到经济产能。,概 况,近几年，对陈家庄南区进行了全面、系统的分析,综合运用油藏地质资料，建立了一套适合本区的经济开采模式，使区块的控制储量大幅升级。 2004年陈家庄南区新增探明含油面积10.0km2，新增地质储量1379104t，石油地质储量由2000年的1234104t上升至2613104t。2004年新投开井30口，建产能6.5 104t，2005年计划投产新井42口，新建产能9.0104t 。,概 况,陈家庄油田南区（2004年新区）,概 况,一、概况,二、试油试采及开发特征,三、配套采油工艺的研究应用
3、与技术评价,四、结论,目 录,五、下步打算,试油试采及开发特征,试油试采情况,试油试采特征,1、试油试采情况,陈家庄南区共试油11口井27层，其中冷采试油10口，冷采+蒸汽吞吐1口，11口井17层获得工业油流。试采井有7口（见图示）其中2口冷采+蒸汽吞吐试采，其余5口常规冷采。,1、试油试采情况,2、试油试采特征,油稠，采用井筒降粘工艺开采，具有中低产能,陈家庄油田受油气成藏和运移的控制作用，原油密度由北向南逐渐增大，南区50时地面原油粘度5361-67986mPa.s，原油在井筒中流动阻力大，试采井均采用井筒降粘开采，油井要取得较好产能，必须解决井筒降粘问题。陈15-37块3口试采井冲次分别
4、为1和0.5次/分，单井日产油量6t，陈371块试采井产能更低，单井日产油量1.5t,根据千米井深稳定日产油评价油藏产能属中等偏低产能。,从产能分析，陈家庄南区油井常规开发单井产能低，日油在1.37-8.27t/d之间,平均4.82t/d。通过注汽并未有效增产，主要是因为油层厚度较薄，净总比低，注蒸汽热损失严重，降低了热利用率，影响了吞吐的开发效果。,2、试油试采特征,油井出砂影响油井正常生产,该块馆陶组油层埋藏浅，压实作用低，胶结疏松，易出砂。根据陈庄南区油井的作业资料计算，每采出万吨液出砂量为21m3。因此，该块油井皆需要防砂投产。,蒸汽吞吐效果不明显，常规注水可获得较好的效果,2、试油试
5、采特征,而相邻的老区陈家庄南区自94年常规注水开发以来，一直保持良好的生产态势，目前单井日注水量150m3左右，注水压力8-12MPa，地层压力12.9MPa，地层总压降0.3MPa，地层能量稳定平均单井日产液22t，日产油5.8t，综合含水73.6%，平均动液面670m。,陈25-X35，注汽前日产油3.5t，含水61.6%，累油4359t；2002年5月蒸汽吞吐，注汽参数：泵压16.5MPa，温度350，干度71.6，累注汽量1618t。初期产量34.5*7.3*78%，目前产量13.1*2.2*83%.,累积产油2851t，注汽效果不明显。南部的陈373、陈375等井蒸汽吞吐均未达到预期
6、效果。,一、概况,二、试油试采及开发特征,三、配套采油工艺的研究应用与技术评价,四、结论,目 录,五、下步工作方向,配套采油工艺的研究应用与技术评价,2004年，面对油田原油产量紧张的现状，在各级领导的高度重视及正确领导下，河口采油厂强化油藏地质研究，深化采油技术攻关，坚持创新与实际的紧密结合，在陈家庄南区难动用区块开展了系列综合配套技术的研究与应用，通过一年来的工作，在勘探开发、产能建设以及工艺进步上获得了较大的突破和认识，取得了良好的油田开发效果，并为2005年乃至今后一段时期该块的滚动开发以及新区产能建设提供了有力的技术支撑。,配套采油工艺的研究应用与技术评价,根据陈庄南区不同区块的油藏
7、特征以及采油工艺的适应性研究，确定了不同区块的稠油开采方式，下面就该块配套采油工艺的研究与应用情况作以介绍。,配套采油工艺的研究应用与技术评价,射孔工艺,防砂工艺,空心杆泵上掺水降粘开采工艺,冷、热采试验井组配套技术研究,应用效果评价分析,1、射 孔 工 艺,对于疏松砂岩特稠油油藏，在常规射孔上要求中孔径、高孔密，泄油面积大，不重复射孔，同时也要有利于防砂。结合胜利油田稠油油藏射孔弹的应用情况，在进行优化射孔设计时，利用“射孔优化设计软件”和生产实际数据对YD102 YD127、YD89三种射孔弹进行了优化选择，设计计算时充分考虑了各种不同射孔相位和不同孔密情况，根据计算结果确定相应的射孔参数
8、为：127枪、127弹、16孔/米。,2、防 砂 工 艺,防砂工艺的优选,2、防 砂 工 艺,封隔高压一次充填防砂,2、防 砂 工 艺,该块地层砂粒度中值0.24mm。根据埕南13块和沾18块防砂挡砂理论要求和实际操作经验，割逢管选择缝宽0.3mm，砾石尺寸选择0.4-0.8mm的石英砂。,为防止携砂液进入地层造成伤害，引起粘土膨胀而堵塞油层，影响油井产能，要求携砂液配方如下：70过滤污水+2%HBD-911防膨剂+2%FTY-036抑砂剂。,该防砂技术具有施工简单，防砂有效期长，采液强度高，携带力强，修井难度低，适应性强等特点。,陈15-37块采用该技术防砂17口，陈371块冷采井组采用该技
9、术防砂5口，成功率为100%，现场应用取得了良好效果。,陈13-35生产曲线,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,早期对陈家庄油田多口稠油井开展蒸气吞吐试验，但效果均不理想。目前除蒸汽吞吐以外的主要稠油降粘开采方式就是井筒降粘工艺，它包括电热杆加热工艺、井筒掺稀油、井筒乳化降粘和空心杆掺水降粘等。就该块而言，考虑到三项年费用问题（电热杆：24.8万元/年（含年电费18.8万元）；泵上掺水：6.26万元/年 ；化学降粘：8.76万元/年 ），对比分析后认为空心杆掺水降粘费用最低。同时，该工艺在埕南13块以及陈家庄油田老区陈23-G31、陈9-31等稠油井上的成功应用，证明了其对粘度在10000mpa.s
10、以下的稠油井应用效果显著，同时能够达到降本增效的目的。,空心杆掺水作业,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,原油粘度：7000mpa.s,21.3*7*67%,陈家庄油田第一口掺水井,来水干线,大卡炉,加热至60-80,掺水阀组,高压软管,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,工艺原理,油水混合充分，降粘效果好,泵上掺水，水不回渗地层,空心杆泵上掺水技术中，掺入的热水通过井下单流阀直接进入泵活塞上部，始终不会进入环空，决不会渗进地层，彻底避免了因水流回渗而导致井底附近油层污染、阻塞孔隙通道，降低渗透率、影响油井产能的不良后果。,当活塞在泵筒做上下往复运动时掺水的静态混合变为了动态混合，使油水混合充分，油迅速分散
11、在水中，形成水包油型乳化液，达到良好的降粘效果。,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,技术特点,利用热损失，增强降粘效果,空心杆掺水降粘工艺中,热损失集中在杆壁,这部分热量可由杆壁直接传送给油管内混合液,用于加热混合液,使热损失得以充分的利用。,利用掺水流程对特稠油进行必要的掺降粘剂开采,对于粘度大于10000mpa.s的低含水稠油井，可以考虑空心杆泵上掺降粘剂开采。,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,1、掺水温度的确定,根据井筒温度场计算模型的计算结果和室内实验，确定掺入液的温度需控制在60以上。,产量15t/d时不同掺水温度的井温分布,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,2、掺水量的
12、确定,由上图可以看出：在同一温度条件下，含水率大于70%，油水混合物粘度随含水率显著下降。,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,3、掺水深度的确定,3、空心杆泵上掺水降粘工艺,4、冷、热采试验井组配套技术研究,2004年主要在陈庄南区陈371块陈371及陈373两个井组进行了冷、热采对比试验。2个试验井组设计动用馆陶组含油面积1.1km2，储量120104t。分注水、注汽两个井组，总井数10口，利用老井2口（陈371、陈373），钻新井8口，单井设计日油能力6.5t，新建产能1.5104t。为此，主要进行了以下冷、热采试验井组配套技术的研究。,冷热采井组选择依据,4、冷、热
13、采试验井组配套技术研究,配套采油工艺研究,4、冷、热采试验井组配套技术研究,利用注汽采油一体化软件进行注汽井井筒热力参数数值模拟计算，确定注汽参数如下：,4、冷、热采试验井组配套技术研究,注汽参数优选,周期注汽量：1400t（注汽强度200t/米）注汽干度：70%注汽速率：8t/h-10t/h,注汽设备优选,根据近几年胜利油田特稠油油藏蒸汽吞吐经验，选择亚临界锅炉注汽设备较为适宜。,4、冷、热采试验井组配套技术研究,注汽过程的保温措施,采用了隔热油管+密封插头插入防砂鱼顶注汽管柱，避免蒸汽对套管裸露段的直接冲刷，同时也有效提高了注汽效果。,为减少井筒热损失、提高井底干度，保证吞吐井的注汽效果，
14、隔热油管选择采用高真空隔热油管。,4、冷、热采试验井组配套技术研究,油层保护措施,油层预处理,4、冷、热采试验井组配套技术研究,配套防砂工艺,从图中看出，产液量越大，井筒产液温度越高；加热功率越大，井筒产液温度也越高。因此，根据计算并结合该区原油粘度和产液量，确定电热杆加热功率为50kw70kw,4、冷、热采试验井组配套技术研究,电加热工艺研究,4、冷、热采试验井组配套技术研究,1、射孔：127枪、弹2、防砂：绕丝筛管砾石挤压充填防砂工艺。 砾石粒径：0.61.2mm；地层挤压砂量：28.0t； 砂比：520；排量：5001500L/min；3.注汽工艺设计 注汽前注入DK-3B耐温防膨剂3t
15、、注汽时伴蒸汽注入K-2高温防膨剂4t。 注汽速率：8t/h10t/h；注汽干度：70%；周期注汽量：1400t4.井筒举升设计 泵径57mm长泵，泵深1100m，井筒配套防偏磨装置，冲程4.2m，冲次2-4min-1,根据以上研究结果对冷、热采井方案进行优化设计,陈373-x4热采井：,陈371-3冷采井：,机型：12型游梁机抽油机电机：37KW调速电机泵型：57mm长筒泵加热方式：单芯电缆泵上加热。加热功率50-70kw工作参数：4.2m1-3r/min,5、应用效果评价分析,该块规划油井19口，截止2004年12月底，共投产油井19口，正常生产 18口，日产油112.3吨。其中13口井采用空心杆掺水工艺生产，平均日油6.6吨，达到规划产能（规划产能6吨）。,应用效果评价分析,5、应用效果评价分析,陈371块冷热采井组于2004年10月顺利完成了5口冷采井和3口热采井的投产。冷采井组采用防砂+井筒电加热投产，热采井组采用防砂+注汽+自喷+转抽投产，目前开井10口（利用老井2口），正常生产10口，日产液121.9t，日产油67.3t，含水45%，平均日产6.7t，其中8口新井日产油60.5t，新井平均日产7.6t，实现了特稠油开发的良好势头。下面就两个井组采用的两种开采方式进行分析评价。,1、冷采开发实施情况,
