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胜利油田解“稠”单113块

2009-08-18　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

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[胜利日报2009年8月12日] 单113块是单家寺油田的一个超稠油区块，由于油稠粘度高，一直没有实现工业化开采。为实现该类油藏的有效动用，滨南采油厂从提高对稠油油藏的认识入手，配套应用稠油开采新技术，破解了“油稠”这一难题，实现了单113特超稠油的工业化开采。
目前我国发现的稠油资源约20亿吨，其中特超稠油、超稠油占60%，在普通稠油资源已基本得到开发的情况下，动用超稠油资源成为稳定稠油产量的重要手段。这家采油厂把目光聚焦在了单113块。单113块含油面积1.8平方公里，地质储量近千万吨，原油粘度在50℃条件下为30-40万毫帕秒，最高达133万毫帕秒，油层条件下原油不能流动，临界流动温度达摄氏85度以上。从1999年9月开始，他们在单113块认识程度高、地质条件较为有利的单60断块开展了1个井组的超稠油先导试验。在当时工艺条件下，4口先导试验井经防砂后，用亚临界锅炉注汽投产。但由于该区原油粘度高，生产井表现为动液面下降快，供液不足，周期生产时间短。4口生产井时间最长的35天，生产时间最短的只有5天，平均单井日油3.9—12.4吨，累计产油530吨，累计油气比0.04，开采效果较差。

如何实现超稠油的有效动用？地质工艺技术人员认为，只有充分认清了“特超稠油”的本质特性，才能有的放矢的解决“稠”字难题。他们对先期先导试验进行了细致地总结分析，通过分析，归纳出特超稠油得不到有效动用的原因。原油粘度高，导致注汽热采启动压力梯度及渗流阻力大，影响注汽效果；油层敏感性严重，具有不同的水、采油速度、酸、碱、盐敏感性特性；超稠油油藏均为粉细砂岩，岩性胶结疏松，防砂难度大。先导试验效果差，主要是因为受到储层地质条件和开采工艺技术条件限制，使其成为低效、难动用储量。

明知地下有储量，却因油稠而得不到有效动用，超稠，如同一个“顽疾”横亘在该块油藏开发的路途上。找对症结，因症施治，工艺技术人员在先期先导试验取得认识基础上，积极实施改进措施，2006年，在与单113块临近同属超稠油的单56块的单56—01井进行了超稠油开发配套试验。该试验从三个方面对开发技术进行了改进。改用大口径套管，增加底层超稠油进入井筒的渗流面积；下入大直径的防砂工具，增强防砂效果；将抽油泵直接下入防砂管内，地层中产出的高温、低粘流体直接进入抽油泵采出，减少井筒中的热量损失。但单56—01井开井后，因为油稠，光杆下行速度很慢，无法正常生产。

虽然没有取得成功，但单56块的生产数据，为进一步指导单113块超稠油先导试验提供了宝贵分析和优化参数。他们进一步加大防砂、注汽和采油工艺技术改进力度，努力形成适合超稠油油藏开发的特色开发工艺。伴随着单113块的60—3、60—4井的超稠油开发先导试验，一场以超稠油开发工艺技术的配套完善随即展开。

运用成熟的地层预充填和绕丝筛管砾石充填复合防砂工艺技术，针对单113块油藏特点改进配套了三项技术，分层射孔、分层充填，改变了地渗透层由于进砂量少得不到改造的情况，最大程度挖掘各层潜力；采用高性能的羟丙基瓜胶水基溶液取代清水作为携砂液，提高充填砂比；应用carbo陶粒砂作为充填砾石，提高充填层渗透率。

为解决超稠油油藏注汽困难的现状，他们从两个方面进行了攻关：一是提高设备的注入能力，减少沿程热损失；二是提高油层的吸汽能力，改善油层加热效果。研制亚临界湿蒸汽发生器，取代以往的亚临界锅炉，确保了注汽额定压力。应用高真空隔热油管，进一步减少了油层热损失。

影响超稠油开采效果的另一个主要原因是井筒举升困难，为此，他们对井筒举升工艺进行了配套研究，研制了注汽、采油一体化工艺管柱，将泵筒随高真空隔热管一起下入井内，注汽焖井后不起出隔热油管，而将柱塞直接下入隔热油管内的泵筒上，隔热油管作为生产油管，较好地提高了产液温度。应用井筒电热降粘工艺，在井下电炉、电热油管、热电缆、分体式电热杆的基础上，联合研制了耐高温整体式电热杆，提高了井筒电加热降粘举升效果。对超稠油油藏认识的逐步积累，促进了开发工艺技术的进一步配套和完善，横亘在超稠油油藏开发的路途上的“顽疾”，也得到了治愈，单60—3井初期产液46.8吨/天，累计生产266天，累计产油3111.8吨。为进一步推广超稠油开采工艺，扩大单113块超稠油油藏的开发效果，2008年起，他们又在该块实施了水平井开发。在综合前期开发方式先导试验的基础上，配套形成了采用高效油溶性复合降粘剂和二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐工艺技术。该技术能发挥协同降粘、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、特超稠油油藏的有效开发。应用该项技术开发的单113-平1井，第1周期阶段产油已达到5092.3，阶段油汽比0.954，拉开了该块近千万吨未动储量实现有效动用的序幕。

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