八面河油田薄層稠油油藏熱采實踐與認識

屈文波

(中石化勝利油田分公司清河采油廠，山東 東營 262714)

八面河油田薄層稠油油藏熱采實踐與認識

屈文波

(中石化勝利油田分公司清河采油廠，山東 東營 262714)

介紹了八面河油田薄層稠油油藏熱采實踐。通過不斷的技術攻關，現場探索試驗，完善配套工藝，逐步發展形成了適合八面河油田薄層稠油油藏的熱采工藝技術。該技術以優化注汽參數和選井選層為核心，以熱采防砂、油層保護等為關鍵，突破了稠油油藏熱采開發的篩選極限，提高了開發效果，對提高其他稠油油藏采收率具有借鑒意義。

八面河油田；薄層稠油油藏；熱采工藝

1 地質特點

面138區地處壽光市清水泊農場，構造位置處于東營凹陷南斜坡中南段，與八面河鼻狀構造相鄰，探明含油面積17.1km2，探明地質儲量1461.6×104t。總體構造格局是一個受中生界基底控制的、繼承性發育的單向斜坡，下第三系地層由北向南超覆，向東南上傾方向地層不斷遭受剝蝕，與局部小斷層組合形成構造-地層圈閉。該區分沙四段和沙三上亞段2套層系開發：沙四段主要發育濱淺湖沉積，主要的沉積微相為灘脊、灘側緣、濱淺湖泥3種沉積微相；沙三上亞段主要發育為三角洲前緣沉積，主要的沉積微相為水下分流河道、河口壩、水下分流河道間及河道間泥等，多條河道向西北延伸，平面上砂體互相疊置，北部邊水活躍。地層物性參數見表1。

表1 面138區油藏地質參數

2 開采概況

面138區2004年首先投入開發沙四段，由于該區的儲層條件屬于國內外蒸汽吞吐開采標準的下限，方案設計立足于早期注水開發，平均單井日產油僅1.5t，采油速度0.2%。面138區沙三上亞段2005年投入開發，北部地層能量充足，方案設計采用熱采開發；南部油層有效厚度相對比較大(平均有效厚度8.2m)，方案設計采用熱采開發。平均單井日產油僅2.1t，采油速度0.3%。

鑒于以上情況，2006年在沙四段開展6口井的單井蒸汽吞吐試驗，增油效果明顯。2007年逐步放寬選井條件，擴大熱采范圍，整體開發效果明顯得到改善。2008年該區全面投入熱采開發。截止2011年12月，面138區共熱采60口、80井次，累注蒸汽122537t，有效期內累計產油85749t，累計增油68755t。熱采平均有效期183d，平均單井次增油859t，綜合油汽比0.7。

3 熱采實踐與認識

薄層熱采過程中采取了優選熱采井、優化注汽參數、復合吞吐工藝、熱采防砂工藝、油層保護等措施，并針對不同地質特點采取不同的措施[1]。面138區沙四段油層薄(平均有效厚度4.3m，最低1.5m)，熱采時熱損失大，必須提高注汽強度，優化注汽參數設計。針對沙四段東部特稠油(平均原油粘度10000mPa·s)，采用注汽壓力高超臨界的注汽鍋爐。針對面138區沙三上亞段北部邊水活躍的特點，熱采以小汽量熱力引效為主，南部針對地質特點，立足于熱采開發。針對熱采出砂問題，采用了循環充填防砂工藝，使熱采有效期延長。針對回采水率低，采用尿素泡沫復合吞吐工藝，提高熱采開發效果。通過以上一系列措施，逐步完善熱采選井條件。

3.1優選熱采井

圖1 面138區沙三上亞段有效厚度與增油量關系圖

影響熱采效果的地質因素包括原油粘度、油層有效厚度、油層凈總比、含油飽和度、油層滲透率和油層非均質性等[2]。通過相關性研究表明，影響面138區沙三上亞段熱采效果的主要地質因素是油層有效厚度，厚度越大熱采效果越好(見圖1)；影響138區沙四段熱采效果的主要地質因素是含油飽和度和泥質含量，含油飽和度大于50%且泥質含量小于20%，能獲得較好的熱采效果(見圖2、圖3)。

圖2 面138區沙四段含油飽和度與單井周期增油量關系圖 圖3 面138區沙四段泥質含量與單井周期增油量關系圖

3.2優化注汽參數

面138區沙四段屬特薄油藏，平均有效厚度4.3m，早期熱采注汽參數設計沿用面120區油藏注汽參數，效果不理想，平均油汽比0.32。根據威爾曼公式，油層厚度越薄，熱損失越大。因此面138區沙四段屬特薄油藏需在原來設計基礎(注汽強度330t/m)上加大注汽強度。

通過幾年的摸索，針對沙四段特薄油層，加大了注汽強度，逐步形成較合理的注汽參數設計(注汽強度定在450～500t/m)，取得了比較好的熱采效果。同時針對沙四段東部特稠油油藏注汽壓力高(平均注汽壓力19MPa)的實際，配套使用超臨界鍋爐大排量、高壓力、高溫度，提高注汽質量，改善熱采效果，平均油汽比0.51。面138區沙三上亞段北部油層物性好、邊水活躍的井，為了防止熱采后邊水過快突進，影響熱采效果，進行了熱力引效，優化為小汽量注汽。注汽量控制在1600t左右，取得了比較好的熱采效果(見表2)。

表2 面138區沙三上亞段北部邊水活躍區油井熱力引效效果統計表

3.3復合吞吐工藝

目前八面河稠油熱采復合吞吐工藝主要有N2+蒸汽吞吐和尿素-泡沬復合吞吐。N2+蒸汽吞吐受設備、場地的限制，現場實施難度較大；尿素-泡沬復合工藝的注入工藝簡單，操作方便。所以優先考慮尿素-泡沬復合工藝，現場試驗取得了較好的效果，油汽比由0.19提高到0.42，回采水率由0.2提高到0.33。

3.4熱采防砂工藝

面138區稠油油藏埋藏淺，地層膠結差，易出砂，必須采取防砂措施才能正常生產。該區塊出砂以粉砂和細粉砂為主，為了提高防砂效果，主要選擇高壓充填防砂。但是部分油井熱采投產后，暴露出生產較短時間后即出砂的問題，主要原因如下：一是高壓充填工具無循環充填通道，導致防砂過程中環空充填不實。二是注汽壓力甚至高于防砂時地層充填壓力，大排量、高壓力注汽條件下，環空充填礫石被帶入油層深部，導致防砂失效。針對這一問題，研究并應用了可循環充填工藝[3]。

1)充填工具改為可循環充填工具 工具結構里面增加了一個轉換總成，充填時油套始終處于連通狀態。地層擠壓充填完后，打開套管閥門，降低排量對井筒環空進行充填，礫石逐漸沉積并壓實在井筒環空，攜砂液通過篩管-防砂充填工具的轉換總成進入油套環空，最后返出到地面。該工藝能確保環空充填的厚度與強度。

2)防砂管柱自帶沖管 沖管接在充填工具下面，沖管離絲堵距離2m左右。防砂施工完后可不動管柱進行反循環洗井，節約一次起下管柱的時間與費用。并且由于沖管尾端離絲堵只有2m距離，因此，可以確保留井防砂管柱沖洗干凈。

2008年在6口可循環充填防砂井上開展熱采試驗，熱采后生產未出現出砂現象，效果良好。

4 下一步研究方向

4.1繼續開展復合輔助吞吐工藝試驗

隨著熱采區塊降壓開采歷程的延長，部分區塊出現地層壓力下降快或含水率上升快的趨勢，則要求增效助劑具有提高降粘、回采水率和波及體積等復合功能。針對中高滲厚層、高含水儲層條件(包括水平井)可開展高溫N2泡沫輔助吞吐試驗[4]，針對中低滲薄層、低含水稠油(包括水平井)可采用液態CO2吞吐試驗。

4.2稠油催化降粘技術

八面河油田部分稠油區塊原油粘度已超過30000mPa·s，屬超稠油，為提高熱采效果，可考慮使用催化降粘技術[5]。催化降粘與常規意義的降粘有很大區別，它不是簡單單一的熱吞吐降粘、或乳化降粘，而是一個綜合催化降解改質降粘、氧化降粘和堿乳化降粘的復合降粘措施。其使用的高效催化劑可在高溫(150～300℃)下將高凝高粘稠油裂解斷鏈生成較小分子的輕質油、反應生成一定碳數的羧酸鹽，通過重質油的輕質化以及生成的表面活性劑使油乳化成O/W乳化液，從而大幅度降低稠油粘度，提高稠油流動能力。

[1]楊華龍.八面河油田稠油熱采工藝現狀及下步建議[J].江漢石油職工大學學報，2009(6)：23-25.

[2]程紫燕.勝利油田稠油熱采數值模擬研究進展 [J].油氣地質與采收率，2010(6)：46-49.

[3]龍桂英.八面河油田稠油熱采井防砂技術 [J].內蒙古石油化工，2011(16)：20-26.

[4]郝立軍.稠油熱采氮氣泡沫調驅技術實驗研究[J].石油地質與工程，2010(3)：32-35.

[5]王桂勛.勝坨油田稠油催化降粘技術研究[J].精細石油化工進展，2010(3)：29-31.

[編輯] 洪云飛

10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.025

TE345

A

1673-1409(2012)06-N077-03