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        利用HDCS開采技術(shù)提高稠油水平井開發(fā)效果

        2013-11-07 07:45:08
        河南科技 2013年6期
        關(guān)鍵詞:配套技術(shù)斷塊稠油

        李 慧

        (勝利油田濱南采油廠采油三礦305隊,山東 濱州 256600)

        一 單元地質(zhì)概況及油藏基本特征

        單113斷塊區(qū)位于單家寺油田西區(qū)單6斷塊以東,北臨濱縣凸起,南與單14 斷塊相接,東為單2 斷塊。探明含油面積1.0km2,石油地質(zhì)儲量788×104t。單113塊由北向南分別為單60斷塊、單113-1斷塊和單114斷塊。沙三上3砂體是本區(qū)塊主要含油層段,沙三上3 砂體又可細(xì)分為31、32 兩個沉積時間單元,沙三上3 砂體油層集中分布在沙三上31 小層,油層厚度一般為10-40m,有效厚度一般5-35m。綜合分析該區(qū)巖芯化驗資料和測井資料,沙三上3 砂體儲層孔隙度在30-36%之間,滲透率在1000-5000×10-3μm3,含油飽和度在60%左右,屬高孔、高滲儲層。

        單113斷塊原油密度在0.9921~1.0039g/cm3之間,50℃時地面原油脫氣粘度均大于30×104mPa.s,最高達(dá)133.2×104mPa.s,為典型的超稠油油藏。地層水總礦化度為11877.3mg/L,氯離子含量6560.1mg/L,水型為CaCL2水型。油層中溫51-53℃,地溫梯度3.01℃/100m;原始油層壓力12.2Mpa,壓力梯度0.99Mpa/100m,屬常溫常壓系統(tǒng)。

        綜合以上油水分布特點、儲層特征和原油性質(zhì)等,沙三上3砂體油層分布主要受構(gòu)造控制,油藏類型屬受斷層遮擋的具有邊底水的厚層塊狀地層構(gòu)造超稠油油藏。

        二 選題背景

        水平井是通過擴(kuò)大油層泄油面積提高油井產(chǎn)量,提高油田開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益的一項開發(fā)技術(shù),對于提高稠油油藏后期開發(fā)采收率意義重大。隨著鉆井技術(shù)的不斷提高,水平井技術(shù)提高原油采收率得到越來越廣泛的應(yīng)用。利用水平井注蒸汽開采稠油油藏,不但可以提高油層吸汽能力,而且還可以加速井筒到油藏之間的熱傳遞,提高波及系數(shù),增加原油的生產(chǎn)能力。

        三 水平井開采技術(shù)現(xiàn)狀

        增加油氣井泄油面積、延緩底水錐進(jìn)、提高油氣井產(chǎn)量和采收率、增加可采儲量、開發(fā)難動用油藏(薄層、超稠油、低滲等),已成為老油田調(diào)整挖潛提高采收率、新油田實現(xiàn)少井開發(fā)的一項重要技術(shù)。近年來,我們不斷配套完善水平井開發(fā)技術(shù),形成了以裸眼篩管完井、酸洗解除泥餅堵塞、均勻注汽、超稠油HDCS開發(fā)等一系列水平井開采配套技術(shù),對改善水平井生產(chǎn)效果起到了積極的作用。

        1.配套技術(shù)一:裸眼篩管完井頂部注水泥完井技術(shù)

        優(yōu)點:油層段采用篩管完井,不固井,避免固井對油層污染,同時還可以節(jié)省射孔費用;大通徑精密微孔篩管滲流面積大,實現(xiàn)防砂完井一體化。

        2.配套技術(shù)二:酸洗解除泥餅堵塞工藝技術(shù)

        采用多級洗井封隔器,泡沫酸洗工藝,最大程度地清洗篩管周圍堵塞物,提高近井地帶滲透率,疏通油流通道。

        3.配套技術(shù)三:熱采水平井均勻注汽技術(shù)

        采用多點注汽管柱,實現(xiàn)水平段均勻注汽,提高熱利用率和油層動用程度。

        4.配套技術(shù)四:113塊特超稠油HDCS開采技術(shù)

        HDCS 開采技術(shù)即,水平井(Horizontal well)+油溶降粘劑(Dissolver)+CO2(Carbon dioxide)+亞臨界蒸汽(Steam))的開發(fā)技術(shù)。這項技術(shù)能夠發(fā)揮DCS 技術(shù)擴(kuò)大蒸汽熱波及體積、高效降粘、增加能量與水平井泄油面積大的協(xié)同優(yōu)勢,從而提高油井產(chǎn)能。

        四 HDCS開采技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用及試驗效果

        2009 年,單113 塊投產(chǎn)13 口井,初期平均單井日液32.4t/d,日油10.1t/d,綜合含水68.8%;峰值日液34.8 t/d,日油16.8 t/d,綜合含水51.7%;目前開井7 口,平均單井日液27.6 t/d,日油8.2 t/d,綜合含水70.5%,累計產(chǎn)油12510噸。

        試驗應(yīng)用水平井5口,用量見下表:

        HDCS開發(fā)技術(shù)藥劑用量統(tǒng)計表

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        應(yīng)用實例:以113P1 井為例,采用該項技術(shù)后,注汽壓力保持在15 兆帕左右,注汽5339 噸,日油19t/d,到目前周期產(chǎn)油4520t,仍維持日產(chǎn)油17 噸的生產(chǎn)能力正常生產(chǎn),油氣比已經(jīng)達(dá)到0.85,取得超稠油水平井開發(fā)效果的歷史性突破。

        五 結(jié)論與認(rèn)識

        1.原油粘度高是制約油井的生產(chǎn)主要因素。

        2.HDCS開采技術(shù)能夠提高地層彈性能量、降低近井地帶原油粘度,從而改善超稠油蒸汽吞吐開發(fā)效果。

        3.該試驗適應(yīng)性強(qiáng)、現(xiàn)場操作簡單,為特超稠油油藏吞吐提高采收率提供了有力的技術(shù)支撐,具有廣闊的推廣應(yīng)用前景。

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