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1、 埕南深层超稠油油藏高效开发的做法胜利油田分公司河口采油厂2011 年 2 月胜利油田 2011 年开发技术座谈会交流材料内部资料注意保密埕南深层超稠油油藏高效开发的做法编写：陈国强 刘国宁 田云霞 文承贤 叶小川初审：陈国强 秦延才 刘承红审核：黄高健胜利油田分公司河口采油厂2011 年 2 月目 录一、 特点及开发难点二、 配套完善深层超稠油油藏开发一体化配套技术，实现高效开发1、精细油藏模型研究，为产能方案优化奠定基础2、开展油藏开发方案优化技术研究，建立高效开发井网3、深层超稠油配套工艺技术的研究与应用，提高产能建设效益3.1、HDCS 强化采油技术的推广应用3.2、全程隔热保温技术的
2、创新应用3.3、井筒降粘举升工艺的配套完善与应用4、实施精细一体化管理，实现埕南深层超稠油油藏的高效开发4.1、建立超稠油温控一体化管理体系，提高开发管理水平4.2、应用温控一体化体系，实施精细化管理，延长热采周期有效期三、 埕南深层超稠油配套技术应用效果及下步工作方向1、埕南深层超稠油油藏已初步形成规模高效开发2、加快配套工程建设及技术完善工作，进一步提高开发效益3、开展综合研究，不断扩大产能建设规模1河口采油厂稠油油藏共有 12 个单元，探明含油面积 39.3km2，储量5841104t，动用储量 5249104t，占采油厂动用储量的 12%，标定采收率 17.8%，可采储量 936104
3、t。主力稠油油藏是陈家庄油田和太平油田。河口热采稠油油藏按水体能量、厚度、埋深等进行分类主要分为三类：一类是以陈家庄南区为主的低饱和度薄层特稠油油藏，动用储量2668.8104t，占动用储量的 50.8%；一类是以太平沾 18、埕东 Ng44为主的边底水活跃的边底水稠油油藏，动用储量 2444.8104t，占动用储量的46.6%；另一类是以埕 911、埕 91 为代表的深层超稠油油藏，动用储量135104t，占动用储量的 2.6%。“十一五”以来，河口采油厂以“提高储量动用率及采收率”为中心，通过深化研究，转换思路，强化配套，通过 5 个转换，即由“冷采向热采、厚层向薄层、直井向水平井、普通稠
4、油向超稠油、浅层向深层”转换，实现了薄层稠油和边底水等边际稠油油藏的有效动用。针对陈家庄南区薄层特稠油油藏储层平面变化快，有效厚度薄 26m、直井热采热损失大，产量递减快的矛盾，通过精细油藏地质研究，转换思路，强化工艺配套，钻井上研制完善了精细滤砂管管外充填防砂技术、采油工艺推广应用注采一体化管柱和双管注汽技术，按照“由厚到薄、由主体到边部、由直斜井到水平井”的总体思路，实现了陈南薄层特稠油油藏的有效动用，形成了滚动接替开发，井筒降粘和地面伴输采用集中掺水方式，2004 年以来，累积新增动用地质储量 3228104t，建产能 50.1 万吨；针对边底水稠油油藏油水粘度比大，直井开发水锥锥进严重
5、，储量动用程度低的矛盾，精细油藏隔夹层描述，重建三维地质模型，建立稠油底水油藏底水锥进半径与产2液量关系图版，结合动态监测资料和数模技术，定量分析井间剩余油分布规律，开展边底水稠油水平井单层开发技术政策优化研究，在 5 个油藏开展热采水平井调整，新增产能 27.4 万吨，增加可采储量 258 万吨，提高采收率 12.4%；2010 年，针对埕南深层超稠油开发难点，强化地质、油藏工程、工艺、地面管理一体化，实现埕 911 块等深层超稠油有效动用，钻水平井 7 口，建成年产油能力 2 万吨，进一步完善了河口稠油开发技术系列。2010 年 12 月，河口稠油油藏共有油井 437 口，开油井 398
6、口，日产液 11495t/d，日产油 1626t/d，综合含水 85.9%，采油速度 1.13%，累积产油 189.6104t，采出程度 4.6%。累积注汽 142.9 万吨，年油汽比0.86，累积油汽比 0.84。稠油年产量由 2004 年的 1.1 万吨上升到 2010 年的 59 万吨，占采油厂年产油量的 22.6%，为采油厂持续稳定发展做出了重要贡献。一、埕南深层超稠油油藏特点及开发难点埕南埕 911、埕 91 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。埕南深层超稠油在上世纪 80 年代完钻的老探井中已
7、被钻遇发现，探井埕 91 井，1987 年在期砂体通过热洗累积产油1.7t；期砂体通过抽汲求产，仅出油花，常规试油未求得产能；探井埕斜 911 井，1997 年 2 月在 Ng10 砂组进行过试油，常规试油日油 0.39t，累计产油 3t，原油粘度在 80时为 6252mPa.s，试油结果为超稠油油层。油藏类型为构造-岩性控制的复杂断块超稠油油藏（图 1） ，埕南 91 块东二3段油藏含油面积 1.02km2，地质储量 260104t，含油饱和度平均 63.1%；埕 911 块 Ng10 砂组含油面积 0.5Km2 ，地质储量 135104t，含油饱和度平均 63.1%。根据埕 91 井岩心常
8、规分析资料，孔隙度分析样品共 21 块，一般 20%31%，平均 26.6%，渗透率分析样品共 18 块，一般200290010 -3m 2，平均 127010-3m 2，含油饱和度分析样品共 17 块，一般 50%70%，平均 63.1%。通过测井解释认为埕 91 块储层物性在平面上呈以下特征展布：埕 91 块东二段砂体孔隙度一般为 24%30%，砂体孔隙度一般 16%30%；砂体孔隙度表现为从扇体主体部位向边缘减小，扇中孔隙度最高，扇根孔隙度稍低。砂体渗透率一般为1200200010 -3m 2，砂体渗透率一般 600220010 -3m 2，其变化趋势与孔隙度特征一致。埕 91 井东二段
9、岩心敏感性分析表明，本块储层具有弱速敏、盐敏临界矿化度为 10000mg/L、中等偏强水敏、极强酸敏、中等偏弱碱敏。根据试油资料，两块均为常压系统；地层温度 80-81，地温梯度 3.6/100m，均属于常温常压系统。图 1 埕 91-5 井埕古 19 井东二段油藏剖面图馆 陶 组 砂 体 砂 体4开发难点：一是由于埋藏较深，埕 91 块埋深 17701820m，埕 911 块埋深 16001700 米，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；二是原油性质差，埕 91 块 80原油粘度 10000mPa.s，埕 911 块 80原油粘度 6252mPa.s
10、，根据埕南 91-平1 井粘温曲线来看，本块原油对温度敏感性强，60地面脱气原油粘度为67100mPas，80（油层温度）时脱气油粘度已降至 10000mPas，温度每升高 5 摄氏度，原油粘度平均减小一半；埕南 91-平 1 井原油在油层温度下（80 ）原油粘度为 7655mPa.s（图 2） 。流变特征研究发现，当温度达到 90时，流变曲线过原点，流体由塑性流体转变为牛顿流体。极易在作业和维护过程中造成冷伤害，作业及采油管理过程因入井液造成的冷伤害可极大影响油井产能；举升过程中原油粘度变化大，造成井筒举升困难，存在生产周期短，卡杆转大修的风险；由于粘度随温度敏感性强，地面原油温度的下降对集
11、输造成困难。图 2 埕南 91-P1 粘温曲线2009 年底在对埕南深层超稠油油藏加强地质特征精细认识、深层超稠17815056843 189937653 30308779032380 11804 55232576487550833775 109531824009700031600 1265736833305000010000015000020000025000030000035000040000050 60 70 80 90粘 度 1作 业 时 09.11.27粘 度 2见 油 时 10.2.4粘 度 3不 脱 水 10.3.9粘 度 4采 油 院 不 脱 水10.3.25油数值模拟及工艺配
12、套等方面通过精细研究后部署评价井埕南 91-平 1 井，该井采用 HDCS 技术投产，初期日油达到 40t，当年累计采油 9000t，获得了巨大成功，同时也揭开了埕南深层超稠油油藏的开发序幕。二、配套完善埕南深层超稠油开发一体化配套技术，实现高效开发1、精细油藏模型研究，为产能方案设计优化奠定基础一是建立等时地层层序格架，开展各沉积旋回相变性研究；运用层序地层学开展地层的精细对比，制作标准井合成地震记录标定，结合钻井、测井、岩层、地球化学等资料进行综合研究，认为埕 91 块和埕 911 块深层超稠油油藏集中于馆陶组底部和东营组，其中埕 91 块位于东二段，根据岩性组合及电性特征，又将埕南 91
13、 块东二段划分为两个砂体，两期砂体之间全区存在稳定的泥质岩隔层，为后期水平井部署打下坚实的基础。二是开展构造精细解释工作。针对该带断裂系统复杂，构造破碎的地质特征，开展了地震资料专项处理，在充分利用地震新资料的基础上开展了精细地层格架研究、构造演化分析、地震资料综合处理，地震资料综合解释，精细描述及埕 91 块、埕 911 块的构造特征描述，埕 91 和埕 911 断块位于埕东断裂带中段，是断层二台阶上发育的独立断块。埕 91 块整体构造形态为以埕南断层为边界，北西-南东走向的断鼻构造，主要发育三条断层，北部紧贴埕南断层，该断层为控边断层，走向为近东西向，为南掉的正断层，垂直断距大于 150m
14、，落差大，延伸范围广，特征明显。埕 91 块内部还发育三条次一级断层，均为埕南断裂带的伴生正断层，呈北西南东向及近东西向，断距均在 10m 以上，其中一条相交至埕南断层，另外两条也呈相互切割形态。其中砂体顶面埋深17401810m，地层倾角 47，构造高点在埕古 19 井附近，向南逐渐倾没；砂顶面埋深 17701820m，地层倾角 47，构造高点在埕古 19井偏东位置，构造形态具一定继承性。埕 911 块 Ng10 砂组油层为受断层6切割的封闭断块，埕 911 块 Ng10 砂组总体构造形态为北高南低，高部位地层倾角较陡，在 56 度之间；低部位地层倾角变缓，在 45 度之间，油藏埋深 160
15、01700m。精细的油藏构造研究为超稠油有效动用奠定了地质基础。三是开展储层沉积体系及模型研究。通过从单井相分析入手，由点到线再到面，最终确定了研究区的沉积相模式，埕南深层超稠油主要层位是东营组和馆陶组，沉积特征以扇三角洲沉积为主。根据埕 91 井岩心粒度分析资料，储层上部粒度概率累积分布图上可见跳跃组分与悬浮组分，但交截点不明显，总体分选较差；储层下部逐渐过度为上凸的一段式或一段式，悬浮组分为主，分选差。从 C-M 图上看，散点杂乱，连线基本平行 C-M 基线，反映既有牵引流特征又有重力流特征，主要以重力流为主。四是开展精细储层描述与评价工作。利用实钻井资料和地震属性预测相结合的方式勾画了砂
16、体边界，埕 91 块东二段砂体展布范围较小，砂体厚度一般 837m，单井平均砂体厚度 18m，呈扇体形态展布，厚度中心位于构造高部位的埕古 19 井，向构造低部位砂体快速尖灭。期砂体展布范围较大，厚度比期砂体薄，厚度一般介于 220m 之间，单井平均砂体厚度 10m，厚度中心在构造高部位，向四周逐渐减薄直至尖灭，扇体形态更为明显。垂向上，期砂体叠加在期砂体之上；平面上，期砂体包裹在期砂体范围之内。在此基础上，开展储层有效厚度评价工作。由于该区超稠油没有获得过工业油流，根据埕 91 井岩心分析及测井资料，确定了适合本块超稠油油层的有效厚度电性划分标准：声波时差值一般大于 190s/m，感应电阻率一般大于 10m 为有效油层段。以此为依据，结合实钻井资料，埕 91块东二段砂体有效厚度一般 627m，
