水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用

水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用（精选4篇）

水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用 篇1

水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用

埕东油田西区Ng44为一个典型的底水稠油油藏,是采油厂的新建产能区块.试油试采表明该块常规生产油井初期产能较低,直井生产含水上升较快,水平井热采开发效果较好,因此产能方案设计采用水平井整体动用.本文介绍了埕东西区Ng44稠油底水油藏产能建设中水平井的应用情况,通过水平井防砂筛管完井技术、酸洗技术、注汽热采技术和并筒举升技术等配套技术的综合应用,取得了较好的`效果,实现了埕东西区Ng44稠油底水储量的高效开发.

作 者：李月胜 严丽晓 李灵  作者单位：李月胜(中国石油大学<华东>石油工程学院;中石化胜利油田分公司河口采油厂)

严丽晓,李灵(中石化胜利油田分公司河口采油厂)

刊 名：内江科技 英文刊名：NEIJIANG KEJI 年，卷(期)： 30(7) 分类号：P61 关键词：水平井   防砂筛管   热采   底水   稠油  

水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用 篇2

长堤油田桩11块位于山东省东营市河口区境内, 五号桩油田东侧, 孤东油田以北, 地表为沿海滩涂。构造位置处于长堤潜山披覆构造带主体部位。探明含油含油面积2.2km2, 石油地质储量203×104t, 1990年3月桩11块馆下段投入试采。

桩11块是一个被断层复杂化了的鼻状构造, 呈现西部高东部低、南北低中部高的特点。馆下段主力22小层埋藏深度1760~1780m, 23口井钻遇该层, 平面上分布广泛。受正韵律河流相沉积的控制, 纵向上砂体厚度变化较大, 平均厚度为14.2m, 馆下22小层物性较好, 平均孔隙度为33%, 平均渗透率为1500×10-3μm2, 具有高孔高渗的特征。桩11块馆下22小层在平面上以油水同层居多, 纵向上以上油层下水层为分布特征, 具有统一的油水界面, 油水界面深度为1771m~1772m, 为典型的常温常压边底水常规稠油油藏。

2 开发状况

本区馆陶组试采15口井26层次, 除1个井层未达到工业油流外, 其余25井层都获得了工业油流, 其日产油为0.5-81.3t/d, 利用11口资料较全的井计算, 初期平均单井日液51t/d, 平均单井日油21.3t/d, 试采初期综合含水48.4%, 大部分井的液面都在井口, 平均单井液面82m, 平均采油强度4t/d.m, 平均采油指数24.3t/d.MPa, 平均每米采液指数11t/d.m.MPa, 平均每米采油指数4.4t/d.m.Mpa。

该块在2002年底水平井投入开发之前, 开井14口, 单井平均日产液64.4t, 日油3.8t, 综合含水94.17%, 累计采油18.7522×104t, 采出程度9.24%, 采油速度0.95%。

3 水平井实施情况

截止2013年底, 桩11块馆下段22小层共完钻水平井五口 (桩12-P1、P2、P3、P4、P5) , 水平井段长度2090m, 平均单井长度418m, 射孔投产40m~90m, 投产初期平均单井日产液27.8t/d, 日产油21.6t/d, 综合含水22.3%。与周围直井比较, 水平井投产初期日产油量是直井的2.0倍, 含水比周围直井低29.3%。目前, 水平井的平均单井日产油量是周围直井的3.4倍, 桩11块馆下段油藏利用水平井开发已见到明显效果。

4 水平井与直井开发效果的比较

4.1 投产初期开发指标的比较

统计该块馆下段22小层5口水平井与10口直井投产初期的开发指标, 见表4-1, 水平井投产初期的单井日产油量是同层直井的2.0倍, 含水比直井低29.3%, 生产压差仅为0.9MPa, 仅为直井生产压差的一半, 采油指数是直井的4.4倍, 采油采液强度不到直井的五分之一。与同层直井比较, 水平井投产初期单井油量较高, 生产压差较小, 采油采液强度较低, 抑制底水锥进的效果较为显著。

4.2 不同含水阶段累计产油量的对比

比较桩11块馆下段22小层水平井与直井不同含水阶段的累计产油量 (见表4-2) , 在综合含水0~40%时, 水平井的平均单井累油量是同层直井的1.7倍;在综合含水40~80%时, 水平井的平均单井累油量是同层直井的1.2倍;在综合含水80%~90%时, 水平井的平均单井累油量是同层直井的2.7倍。这说明, 在不同含水阶段, 水平井的累计产油量比同层直井多, 开发效果比同层直井好。

4.3 不同含水阶段含水上升率的对比

由表4-2可以计算出, 在综合含水0%~40%时, 水平井每采一千吨油的含水上升率为31.6%, 而直井为54.7%;在综合含水40%~80%时, 水平井每采一千吨油的含水上升率为36.8%, 而直井为44.3%;在综合含水80%~90%时, 水平井每采一千吨油的含水上升率为5.6%, 而直井为15.1%。由此可知, 在不同含水阶段, 水平井的含水上升率都低于同层直井, 水平井抑制底水锥进的效果较为明显。

参考文献

[1]万人溥.中国不同类型油藏水平井开采技术.北京:石油工业出版社, 1997.

[2]刘翔鹗.国外水平井技术应用论文集.北京:石油工业出版社, 2004.

水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用 篇3

关键词：油藏；油田开发；应用

中图分类号：TE355.6文献标识码：A文章编号：1006-8937（2012）05-0176-02

由于上世纪对常规稀油资源的大量开采，使得目前稀油的储量急剧降低。在这种情况下，对于高凝稠油油藏的开发及利用就显得极其重要。由于稠油具有粘度高、密度大、流动阻力大等自身特点，往往导致开采时利用率不高。而在当前油田的开采工作中，对低渗透高凝稠油油藏的开采是一项重要的研究内容。实际生产中，由于这些油藏或多或少地存在地质条件复杂、储层物性差、天然能量不足、单井产液低等特点，因此也给开发带来了巨大难度。从辽河油田最浅的包1块999 m到最深的欢210块3 665 m，都发现了低渗透高凝稠油油藏。如能对这部分油藏进行有效开采，将同步实现辽河油田产量结构的调整和区域经济的提升。

1稠油油藏开发中存在的主要问题

对于超稠油油藏，由于油层吸汽能力差、流动能力小，采用常规开采方式效果很不理想。目前，辽河油田稠油油藏开发中存在的问题如表1所示。

随着辽河油田区域井网的不断建设，目前，外围超稠油区域已经逐渐扩展为产能建设区域。然而，表1中所列的油藏开发中存在的部分问题制约了开发效果的进一步提高。针对稠油开发过程中存在的实际问题，研究人员需要从技术对策和实际应用两方面入手，寻求上述问题的实际解决方法和措施。

2提高稠油采收率的主要方法及实际应用

2.1热力采油技术

热力采油技术的原理为：通过向油藏注入热流体、使油层燃烧等方式使其粘度降低，从而增加原油流动能力并对其进行开采。目前，辽河油田热力采油技术的实际应用方法包括蒸汽吞吐、蒸汽驱热采、火烧油层等，其采油机理及技术工艺如表2所示。

在上述3种方法中，火烧油层的风险性较高，对安全管理提出了更高的要求，选取这种方式需较为慎重。

2.2化学驱采油技术

化学驱采油技术的原理为使用聚合物和表面活性剂来调节流度比和毛细管数。其主要操作方式包括：聚合物溶液驱油、表面活性剂溶液驱油、碱水驱油等。表3列出了当前应用于辽河油田实际生产中的几种化学驱采油技术。

决定化学驱油效果的几个重要因素包括：化学剂、设备和作业成本、采油体积、采油速度、当时油价等。化学驱采油方式在实际操作中可与热力采油技术等其他方式共同使用。

2.3微生物驱采油技术

20世纪60~70年代，美国、加拿大等部分发达国家首先进行了稠油微生物开采技术的研究。上世纪末，辽河油田率先将稠油微生物开采技术应用到室内研究及现场试验当中。目前，微生物驱采油技术主要包括以下三种，如表4所示。

在上述方法中，后两种方法可行性较高，在辽河油田得到了较为广泛的实际应用。

2.4上述方式在辽河油田的实际应用

高升采油厂莲花油层埋深1 500~1 700 m，粘度2 000~3 000 mPa·s，采用热力采油技术中的蒸汽吞吐开采方式取得良好效果，稠油单井日产水平可提高近40%。为提高蒸汽吞吐开采效果，现场还采取了加深注汽管柱、采用高效真空隔热油管、控制注汽压力、采用大泵抽油及优选注汽参数等系列措施。曙光采油厂联合应用化学驱采油技术与热力采油技术，进行了油井开采效果的改善。通过向油井注入适当的表面活性剂、CO2及蒸汽的方法，来实现补充地层能量、降粘助排、洗油作用、酸化解堵等增产措施。

3结论

目前，超稠油油藏在辽河油田及我国其他各个油田的储量均较大。如何降低原油粘度，增加流动能力，提高油层的吸汽能力和生产能力，是广大石油工作者和相关研究人员共同探讨的话题。本文对稠油油藏开发中存在的主要问题进行了总结，并结合辽河油田的实际情况对提高稠油采收率的主要方法及实际应用作了详细的分析。文章认为：对现有的工艺、技术进行深入分析，并结合油田的实际情况尽快研究试验各种新工艺、新技术，是有效开发利用稠油资源的良好方式。

参考文献：

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水平井技术在埕东西区稠油底水油藏开发中的应用 篇4

1 高效清洁携砂液筛选评价

稠油油藏原油黏度高且随温度变化敏感性强,原油中胶质、沥青质含量高。当温度降低后,重组份结晶析出,沉淀、沉积在孔喉或岩石壁面上或吸附于黏土矿物颗粒表面造成堵塞;因此要求高效清洁携砂液除了达到水基携砂液的通用技术要求外,对比瓜胶携砂液、VES携砂液,具有成本低、清洁低伤害、高效黏弹性、抗温、抗剪切、配置简单的特点。

1.1 抗剪切性

配置0.45%浓度的清洁携砂液50 m L,温度控制在70℃,图1为剪切时间持续到120 min时黏度变化结果,图1中可以看到时间>50 min时,携砂液黏度保持稳定。清洁携砂液由于其结构随剪切作用而可逆变化[2],当剪切速率作用一定时,其黏度不随着剪切时间增长而下降,表现出优良的抗剪切性和稳定性。

1.2 携砂能力试验

在不同的携砂比条件下,清洁无聚携砂液携砂能力较好,分散均匀,无抱团现象,加入交联剂后虽然没有瓜胶携砂液黏度高,但携砂比提高至100%时,悬砂效果仍然非常好。

1.3 抗细菌稳定性能

图1清洁携砂液剪切实验结果,图2为清洁携砂液抗菌稳定性实验结果,随着放置时间延长,清洁携砂液黏度变化不大,说明清洁携砂液不受细菌损坏,抗细菌稳定性好。

1.4 残渣与岩心伤害

将清洁携砂液与瓜胶携砂液破胶情况进行对比,取0.45%浓度的清洁携砂液+0.3%增稠剂+0.03%破胶剂,在60℃条件下,1.5 h后黏度降为9 m Pa·s;2.5 h后黏度降为3 m Pa·s,破胶后清洁携砂液澄清无残渣;取同等浓度的瓜胶进行实验,结果发现瓜胶携砂液破胶后,存在不溶性悬浮物,聚集在一起形成云雾集合体。

使用直井3.8 cm,高度7.6 cm人造岩心进行的动态伤害试验表明,清洁携砂液交联后的四个配方,对岩心基质渗透率伤害较小,其平均伤害率为6.05%;而在同等条件下,测得交联瓜胶的岩心渗透率伤害为28.3%,达到文献中所属的20%~30%的伤害率上限。

2 控水增油支撑剂的研制筛选

2.1 控水砂作用机理及微观形貌

通过自组装技术将疏水性单体自动组装到砂粒表面,形成单层分子膜,预聚合氟硅树脂与表面修饰过的微粒机械高速搅拌后经高温过程,预聚合氟硅树脂水解生成的硅醇与石英砂表面的硅羟基发生脱水缩合,在颗粒表面形成了硅氧键均匀排列的网状结构,提高了它的疏水性能和分散性能。控水防砂工艺是把预制好的防砂控水材料做为前置处理剂充填进入油层,作为控制油水相对渗透率的充填介质,除了具有普通砂对地层的充填和支撑作用外,还避免了堵水易堵死油层及分别挤注堵剂导致的堵水防砂效果不理想的弊病。

在石英砂表面烧结一层憎水亲油材料层,制成憎水亲油的控水砂,图3和图4分别为水滴在控水砂平面的状态和控水砂在水中状态,图3可以看出控水砂的疏水性,图4看出超疏复合控水砂在水中形态呈现囊泡状,囊泡内包裹的是完全没有润湿的疏水砂。

2.2 控水砂控水性能评价

2.2.1 水油阻力比值评价及充填厚度优化

水油阻力比值(NFRR)是衡量控水砂油水通过能力的指标,主要通过驱替试验确定[1],其计算公式为:

式(1)中NFRR为水油阻力比值,无因次量;kW为水相渗透率;kO为油相渗透率。

NFRR值表明了控水砂控水性能的高低,但在实际施工中即使使用高NFRR值控水砂,如果充填厚度或充填量达不到要求,也不会明显降低油井含水率[3]。表3中可以看到控水砂达到压降2 MPa所需充填厚度为5 m,由于防砂充填层充填范围一般在近井地带,因此该充填厚度小的控水砂对挤压充填而言,其控水效果会更理想。

2.2.2 控水砂强度、密度、耐酸性评价

控水砂表面的高分子材料既具有很好的刚性,还具有很好的弹性。表4为69 MPa压力作用下,陶粒砂与控水砂破碎率和溶解度实验结果,结果表明控水砂破碎率低、酸溶解度低能有效缓解支撑剂嵌入地层现象。

2.2.3 悬浮性评价

选取同样20目的陶粒与选择性支撑剂,测试在清水中的自由下落速度:陶粒的下沉速度为5 m/s,选择性支撑剂的下沉速度为12 m/s。

3 控水防砂施工工艺参数优化

3.1 控水防砂施工排量优化

控水砂充填过程中,为了保证控水砂顺利充填到地层中,必须有足够的控水砂砂浆排量。若排量太小,则携砂液携砂能力不足,携砂液不能将砾石携带到炮眼末端从而在炮眼浅处堵塞,造成充填效果差或充填失败。

临界流速为:

炮眼中的携砂液流量为:

携砂液的地面最小排量:

式中,Vk为炮眼中液体的临界流速,m/s;FL为与颗粒直径、体积浓度有关的系数;Dg为最大砾石颗粒直径,m;pg为砾石密度,kg/m3;p为携砂液密度,kg/m3;qk为炮眼中液体的临界流量,m3/s;Dp为射孔炮眼直径,m;Qk为携砂液的地面临界流量,m3/s;Hp为射孔总厚度,m;SD为射孔密度,孔/m。

携砂液的地面最小排量与射孔总厚度和射孔密度以及炮眼中携砂液流量成正比关系[4],要保持炮眼内完全充填而不发生沉降堵塞,每个炮眼中的携砂液流量要能满足速度高于临界流速的条件。

3.2 控水防砂施工加砂程序优化

边底水稠油油藏控水防砂采取高压充填将控水砂挤入地层,为了确保疏控水防砂工艺的实施效果,控水防砂的设计与施工还必须做到两个方面:一是形成短宽缝;二是实现端部脱砂[5]。经过实验模拟以及现场实施效果跟踪调查,在加砂程序中优化以下三方面能够形成高导流短宽缝,提高控水防砂的效果。

(1)低前置———增加裂缝宽度。评价控水防砂效果好坏的主要技术指标是裂缝导流能力的大小,裂缝导流能力可表示为:

式(5)中,Cf为裂缝导流能力,无量纲;kf为裂缝内支撑剂渗透率,μm2;bf为裂缝宽度,m;k为地层有效渗透率,μm2;Lf为裂缝长度,m。

裂缝导流能力Cf值越大,裂缝的优势才更突出。因地层渗透率k值已定,因此要获得大的Cf,限制缝长Lf,提高缝宽bf,即实现“短宽裂缝”才能达到既增产又控砂的双重效果。理论研究表明减少前置液量有利于实现短宽缝,通过现场试验,优化前置液量为携砂液量的10%~15%,比普通压裂降低35%~40%。

(2)高砂比———提高裂缝导流能力。高砂比主要用于提高裂缝宽度,提高铺砂浓度,从而提高裂缝导流能力。通过现场试验摸索,防砂施工砂比最高达到90%~100%。高砂比施工不但减少携砂液的用量,减少入井液伤害,同时也提高了裂缝的铺砂浓度及裂缝宽度,提升控水防砂效果。图5和图6分别为普通压裂铺砂浓度与控水防砂铺砂浓度对比,控水防砂铺砂浓度为普通压裂3倍以上。

(3)弱交联———促进端部脱砂形成短宽缝。为了控水防砂过程中实现端部脱砂,携砂液体系应满足既能悬砂又易脱砂,要求在地层压开裂缝后,裂缝边缘携砂液滤失快,形成脱砂,在井筒及裂缝内部,携砂液应具有较高的悬砂及迫使裂缝膨胀的能力。目前应用的携砂液交联比为0.2%,增加脱砂效果,降低交联对地层的伤害。

4 现场应用情况

金8-30块属于边底水稠油油藏,共实施控水防砂5口,措施有效率高达100%。其中金8-30斜2井2013.3.11投产,初期日液9.5 t/d,日油8.6t/d,含水9%,施工前日液5.6 t,日油1.3 t,含水73%,累油5 629 t,累水5 186 t。施工设计:清洁携砂液130 m3,充填介质为石英砂+控水砂,控水砂15 m3前置,石英砂缝口15 m3,最高砂比90%。防砂施工2 d后见油,初期日液15 t,日油3 t,含水80%,目前日液14 t,日油6.1 t,含水57%,实现日增油4.8 t。

5 结论

(1)通过室内实验对高效清洁携砂液的抗剪切性、携砂能力、抗菌稳定性和残渣与岩石伤害进行评价,清洁携砂液对比瓜胶携砂液,具有高效黏弹性、抗剪切、携砂能力强、抗菌性强、清洁低伤害的特点。

(2)控水砂由无机材料经过处理后,在石英砂表面形成一层憎水亲油层,控水砂在水中呈囊泡状。实验数据表明控水砂控水性能强,强度高、耐酸性强,在携砂液中悬浮性好。

(3)对控水防砂工艺参数进行优化,携砂液地面最小施工排量与射孔参数、砾石直径等密切相关。加砂方式由小排量低砂比低泵压转变为低前置大排量高砂比高泵压。

(4)控水防砂技术的改进与应用,降低了边底水出砂油藏含水率,提高了疏松砂岩油藏油井的开采效果、提高了储量的动用程度,形成控水防砂配套技术系列。

摘要：为解决边底水稠油油藏含水上升快的开发难题,胜利油田采用了控水防砂技术,利用控水砂和清洁携砂液结合实施高压充填防砂施工。从抗剪切性、携砂能力、抗细菌稳定性、岩石伤害等几个方面对清洁携砂液和支撑剂进行筛选,利用渗流机理及实验模拟对施工工艺参数进行优化。现场应用表明该技术增油效果明显,有效地起到了稳油控水的作用,研究成为边底水稠油油藏的控水防砂提供了重要理论依据。

关键词：边底水,稠油油藏,清洁携砂液,控水砂,施工参数

参考文献

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