朱學東 （中石化勝利油田分公司河口采油廠，山東 東營257200）

1 深層超稠油油藏概況

1．1 地質(zhì)概況

埕南埕91塊、埕911塊位于埕東油田南部，構造上位于埕東凸起與渤南洼陷的過渡部位，處于渤南洼陷生成的油氣向埕東凸起運移的必由之路，成藏條件十分有利。埕91塊主力油層系為古近系東營組二段 （Ed2），油藏頂深1750～1800m，含油面積1．02km2，地質(zhì)儲量256．6×104t，含油飽和度平均63．1% 。儲層巖性主要為含礫砂巖、細砂巖、礫巖及粉砂巖，儲層孔隙度26．6%，滲透率1270mD，為高孔、高滲砂巖儲層。埕911塊主力油層系為新近系館陶組10砂組 （Ng10），油藏頂深1600～1700m，含油面積0．5km2，地質(zhì)儲量135×104t，平均含油飽和度63．1%。Ng10儲層巖性以含礫砂巖、礫巖為主，孔隙度29%，滲透率946mD。

1．2 流體性質(zhì)及溫壓系統(tǒng)

根據(jù)試油資料，兩個區(qū)塊均為常壓系統(tǒng)；地面原油密度1．0173～1．054g／cm3，80℃原油黏度6252～10000mPa·s，地層溫度80～81℃，地溫梯度3．6℃／100m，均屬于常溫常壓系統(tǒng)。

1．3 儲層敏感性

儲層為弱速敏，無臨界流速；臨界礦化度為10000mg／L；中等水敏，極強酸敏，中等偏弱堿敏。

1．4 油藏類型

埕91塊Ed2Ⅰ期砂體全區(qū)為油層，未見邊底水；埕911塊Ng10油層全區(qū)為純油層，未見邊底水。兩塊油藏形成均受構造和巖性雙重控制，為構造－巖性稠油油藏。

2 試油試采與開發(fā)難點分析

2．1 試油試采分析

埕91塊試油情況：探井埕91井，1987年在Ed2的Ⅰ期砂體通過熱洗累積產(chǎn)油1．7t；Ed2的Ⅱ期砂體通過抽汲求產(chǎn)，僅出油花。通過油性分析測得Ⅰ、Ⅱ期80℃時原油黏度分別為13042、12702mPa·s，常規(guī)試油未求得產(chǎn)能。

埕911塊試油情況：探井埕斜911井，1997年2月在Ng10進行過試油，常規(guī)試油日產(chǎn)油0．39t，累計產(chǎn)油3t，原油黏度在80℃時為6252mPa·s，試油結(jié)果為超稠油油層。

2．2 原油黏溫關系

埕南91－P1井50℃最高黏度為36．8×103mPa·s，80℃黏度達3．2×103mPa·s；埕911－P1井50℃最高黏度為65．2×103mPa·s，80℃黏度達1．2×103mPa·s。黏溫關系表明：原油黏度對溫度敏感性強，溫度每升高5℃，原油黏度下降近一半，極易在作業(yè)和維護過程中造成冷傷害。

2．3 開發(fā)難點分析

1）油層埋藏深 注汽壓力高，井身長，井筒熱損失大，導致井底干度低，蒸汽質(zhì)量下降，影響注汽效果。

2）原油黏度高 對溫度的敏感性強，作業(yè)及采油過程入井液易造成冷傷害，舉升過程中易造成井筒舉升困難。

3）地面集輸困難 黏度隨溫度敏感性強，地面原油溫度的下降對集輸造成困難。

3 深層超稠油開采配套工藝技術

3．1 水平井完井工藝技術

水平井采用篩管頂部注水泥完井技術［1］。油層套管：A點以上選用P110H鋼級濫177．8mm套管，A點以下至井底采用濫177．8mm精密濾砂篩管，中間加兩根盲管。濾砂管：基管濫177．8mm、P110H鋼級；最大外徑濫198mm、內(nèi)通徑濫159．4mm；擋砂精度0．15mm。酸洗液設計：復合緩速酸＋油層清洗液。pH值調(diào)節(jié)劑：調(diào)整殘酸pH值。酸洗管柱設計：密封插管＋油管串 （造斜點以下使用4×30°倒角油管）＋洗井封隔器＋油管串＋洗井封隔器＋油管串到井口。

3．2 HDCS強化熱采技術

HDCS強化采油技術是采用高效油溶性降黏劑、二氧化碳輔助、水平井、蒸汽吞吐的復合技術［2］，發(fā)揮協(xié)同降黏、混合傳質(zhì)及增能助排作用，達到降低注汽壓力，擴大波及范圍，實現(xiàn)中深層特超稠油油藏有效開發(fā)的綜合性技術。

3．2．1 油溶性降黏劑的效果

表1 油溶性降黏劑降黏效果實驗評價結(jié)果

在油藏溫度下，該地區(qū)稠油油藏注汽需要一定的啟動壓力，因此在注汽前需要用油溶性降黏劑對油層進行預處理，以降低注汽啟動壓力，提高回采效果。表1為油溶性降黏劑降黏效果實驗評價結(jié)果，可以看出5%濃度下降黏劑的降黏率達到了82%，效果較好。

3．2．2 CO2最佳注入量的確定

隨著CO2加入量的增大，原油黏度顯著下降，體積因數(shù)增大；地層油體積膨脹越多，地層油的彈性能量增加越多；氣油比達到23．9時降黏率為92%。

表2 不同CO2注入量下的增產(chǎn)效果

利用室內(nèi)物模實驗裝置進行了N2、CO2、油溶性降黏劑等協(xié)同作用提高蒸汽吞吐效果的研究和實驗。純蒸汽驅(qū)的驅(qū)替效率只有21．94%，伴蒸汽注入CO2驅(qū)的驅(qū)替效率為48．90%，伴蒸汽注入油溶性降黏劑驅(qū)的驅(qū)替效率為68．56%，伴蒸汽注入N2＋油溶性降黏劑驅(qū)的驅(qū)替效率為77．04%，伴蒸汽注入CO2＋油溶性降黏劑驅(qū)的驅(qū)替效率為87．61%。可見，伴蒸汽注入CO2＋油溶性降黏劑驅(qū)是提高特超稠油驅(qū)替效率的最佳驅(qū)替方式。表2為不同CO2注入量下的增產(chǎn)效果，從中可以看出，水平井注入CO2在140t時，增產(chǎn)效果最好。確定該地區(qū)水平井CO2注入量為110～140t（計算條件：水平段長200m，油層有效厚度10．0m，周期注汽量3000t）。

3．2．3 注汽參數(shù)的優(yōu)化設計

注汽時應根據(jù)注汽設備的情況盡量提高注汽速度，降低注汽壓力，以提高井底蒸汽的干度，減少熱損失，提高注汽質(zhì)量。注汽參數(shù)優(yōu)化設計結(jié)果為：注汽速度10～15t／h、井口注汽干度大于73%、水平井注汽強度15～20t／m。

3．3 全程隔熱技術的創(chuàng)新應用

全程隔熱的理念：縱向?qū)崿F(xiàn)從井口到油層的全井段隔熱；橫向?qū)崿F(xiàn)從注汽到轉(zhuǎn)抽的全周期隔熱。全程隔熱的目標：提高在注汽和采油過程中的熱能利用率；減少作業(yè)及管理過程中產(chǎn)生的冷傷害。

圖1 全程隔熱管柱示意圖

全程隔熱管柱主要包括兩部分：注汽節(jié)能管柱部分和注采一體化管柱部分［3］。其節(jié)能封隔器及密封插管為核心技術。

注采一體化管柱包括注汽插管、注汽洗井單流閥、長距離井下補償器、注采一體化泵、隔熱管、注汽后下入空心抽油桿和電熱桿；注汽節(jié)能管柱包括注汽節(jié)能封隔器、旋轉(zhuǎn)脫接器、隔熱管。全程隔熱管柱示意圖見圖1。

全程隔熱技術的優(yōu)勢：①全程隔熱，降低沿程的熱損失，提高注汽的效果和熱能的利用率；②提高液體舉升過程中的流速，降低沿程熱損失，充分利用地溫；③舉升過程中全程密閉，避免稠油在井筒中脫氣，提高特稠油的流動性能；④利用注汽節(jié)能管柱的密封性，避免注汽后作業(yè)、維護過程中油層冷傷害；⑤洗井、打撈方便。

為防止吞吐后期由于井筒溫度降低，產(chǎn)出液的黏度升高造成井筒舉升困難，加上該區(qū)塊地理位置偏僻、地面設施不配套，配套采用電加熱井筒降黏工藝［4］＋注采一體化管柱＋高真空隔熱管，加熱功率80kW。使用了耐溫250℃的加熱電纜，配套應用低頻加熱柜，選擇注采一體化泵。

3．4 地面溫控一體化管理

建立了溫控一體化管理體系：①蒸汽對油層 “加溫”；②一體化管柱對井筒 “保溫”；③電熱桿對地面 “升溫”；④加藥、摻水、加熱爐保障集輸暢通。

4 應用效果

至2011年底，已在埕91塊、埕911塊完鉆的37口水平井中應用深層超稠油開采配套工藝技術，累計應用51井次，單井平均使用油溶性降黏劑11．6t，二氧化碳110t，注汽壓力平均18．2MPa，平均單井注汽量1964t。平均單井峰值日產(chǎn)液52．5t，日產(chǎn)油25．5t，單井周期日產(chǎn)油能力13．7t，周期平均含水63．7%，單井周期累計產(chǎn)油2442t，平均周期155d，油汽比1．24。

典型井埕南91－平9井：預處理注油溶性降黏劑12t，二氧化碳120t，注蒸汽2508t，開井后峰值日產(chǎn)油達50t，至2011年底油汽比2．68，周期131d，平均周期日產(chǎn)油37．6t，含水7．2%。

［1］楊海波，余金陵，魏新芳，等 ．水平井免鉆塞篩管頂部注水泥完井技術 ［J］．石油鉆采工藝，2011，33（3）：28～30．

［2］李賓飛，張繼國，陶磊，等 ．超稠油HDCS高效開采技術研究 ［J］．鉆采工藝，2009，32（6）：52～55．

［3］李大軍，王艷紅，劉杰 ．注采一體化管柱在特超稠油生產(chǎn)中的應用 ［J］．勝利油田職工大學學報，2008，22（S1）：160～161．

［4］林日億，李兆敏，董斌，等 ．塔河油田自噴深井井筒電加熱降黏技術研究 ［J］．中國石油大學學報 （自然科學版），2006，30（4）：67～70 ．