蔡煒

摘 要：商河公司目前主要管轄“一個(gè)油田、一個(gè)斷塊及一個(gè)勘探區(qū)塊”，結(jié)合各區(qū)塊油藏地質(zhì)特點(diǎn)及儲(chǔ)量規(guī)模、豐度、及產(chǎn)量，商河公司管轄油藏主要表現(xiàn)為典型的油稠、出砂、低滲透等低品位油藏。近年來，通過廣泛調(diào)研論證與技術(shù)攻關(guān)，積極探索復(fù)雜斷塊低品位油藏的開發(fā)規(guī)律和技術(shù)，形成一系列具有商河公司特色的低品位油藏配套技術(shù)。本文簡(jiǎn)要總結(jié)了針對(duì)不同油藏特點(diǎn)發(fā)展形成的配套技術(shù)，同時(shí)也簡(jiǎn)要說明下步的攻關(guān)方向。

關(guān)鍵詞：低品位；油稠；出砂；低滲透；配套技術(shù)

一、油藏概況

商河公司地處山東省濟(jì)南市商河縣，目前開發(fā)玉皇廟油田、商河油田商105-106斷塊及夏46勘探區(qū)塊。探明含油面積7.26km2，地質(zhì)儲(chǔ)量592.26×104t，可采儲(chǔ)量111.28×104t，平均采收率17.3%，采出程度11.48%。目前日液572m3/d，日油72t/d，含水87.5%，日注20m3/d。其中玉皇廟油田位于山東省商河縣玉皇廟鎮(zhèn)，構(gòu)造上處于惠民凹陷中央隆起帶東段，商河油田東南方5Km，含油面積4.76Km2，動(dòng)用儲(chǔ)量376×104t。主要含油層系為東二段，砂體巖性為含泥質(zhì)（或灰質(zhì)）長(zhǎng)石巖屑粗粉砂巖，油層平均埋深1460-1520m，東二段儲(chǔ)層物性較好，平均孔隙度值為32%，平均滲透率為950×10-3μm2，粒度中值0.13mm，砂粒次棱角狀，分選性中-好，孔喉半徑平均11.27μm。原油性質(zhì)較差，為稠油，地面原油密度0.9789～0.9936g/cm3，地面原油粘度1331～5606mPa.s。地層原油密度0.9456g/cm3，地層原油粘度472mPa.s。商河油田商105-106斷塊位于山東省商河縣境內(nèi)，構(gòu)造位置位于渤海灣盆地濟(jì)陽坳陷惠民凹陷西部中央隆起帶東端的商河構(gòu)造帶東部，含油面積2.5Km2，動(dòng)用儲(chǔ)量187×104t。主要含油層系為館陶組、沙三上，油藏埋深1200～1550m。館三下段平均孔隙度32.6%，平均滲透率270.3×10-3m2。沙三上平均孔隙度30.3%，平均滲透率83.6×10-3m2。館三下地下原油粘度192-399mPa.s。沙三上平均地面原油密度0.9039g/cm3，地下原油粘度5.3mPa.s。夏46勘探區(qū)塊：主力含油層系沙三下及沙四上。沙三下為構(gòu)造油藏，油藏埋深2500-3300m，平均孔隙度16.9%，平均滲透率1.276×10-3μm2，地面原油粘度6.22～12.3mPa·s；沙四上為巖性油藏，油藏埋深2800-3600m，平均孔隙度14.5%，平均滲透率0.959×10-3μm2；地面原油粘度6.66～10.4mPa·s。由上所述，目前商河公司管轄油藏特點(diǎn)主要是常規(guī)油稠、出砂及低滲，開發(fā)難度大。針對(duì)不同的油藏特點(diǎn)，通過不斷的摸索與技術(shù)創(chuàng)新，逐步形成了具有商河公司特色的低品位油藏配套技術(shù)。

二、低品位油藏特點(diǎn)

1.出砂。目前出砂井主要集中在玉皇廟油田及商河油田商105-106斷塊。因地層為疏松砂巖且多呈孔隙膠結(jié)，油藏埋深淺，油井出砂嚴(yán)重，開發(fā)初期油井無法正常生產(chǎn)。以玉皇廟油田為例，據(jù)統(tǒng)計(jì)，玉皇廟油田近七年有出砂井史單井是27口，占總井?dāng)?shù)的73%，同時(shí)平均單井出砂量約0.9方。從近年作業(yè)井情況看，出砂已經(jīng)成為公司躺井率及作業(yè)頻次主要影響因素。目前出砂井檢泵維護(hù)費(fèi)用5萬元/井次，平均每年出砂檢泵作業(yè)為40萬，占年度作業(yè)維護(hù)預(yù)算36%。

2.油稠 。原油平均密度0.98g/cm3，原油地面粘度5476mpa.s，開采難度大，采出程度低。商106斷塊原油平均地層原油粘度3469mpa.s，夏8東二段平均地層原油粘度5848mpa.s。依據(jù)稠油分類標(biāo)準(zhǔn)，我公司稠油屬于普通稠油Ⅰ-2級(jí)別。

3.低滲 。低滲透油藏受自身儲(chǔ)層地質(zhì)條件和工藝技術(shù)的制約，儲(chǔ)量無法得到經(jīng)濟(jì)開采，動(dòng)用程度低，表現(xiàn)出單井產(chǎn)量低，操作成本高，經(jīng)濟(jì)效益低（甚至為負(fù)效益）等特征。

三、近年來采油工藝技術(shù)應(yīng)用及效果

1.引進(jìn)應(yīng)用多種防砂工藝，解決出砂難題

商河公司防砂工藝大致經(jīng)歷了以下幾個(gè)階段：1）97年之前，以常規(guī)固砂劑防砂為主，主要是利用樹脂等物質(zhì)在地層通過固化劑的作用促使其固化，將疏松砂巖膠結(jié)牢固，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果不理想。2）97年-2001年，以交聯(lián)劑為主要成分的BHZ-01固砂劑防砂，通過加入該膠聯(lián)劑，在地層中把吸附在砂子表面和粘土礦物層內(nèi)的有機(jī)陽離子高聚物分子通過氫鍵聯(lián)結(jié)起來，形成一種網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，從而把泥質(zhì)及砂子也連結(jié)在一起，使之不能發(fā)生運(yùn)移，從而達(dá)到了防砂的目的。3）2007年-目前，隨著防砂工藝、理念及技術(shù)上的不斷創(chuàng)新，針對(duì)出砂嚴(yán)重、近井底帶堵塞嚴(yán)重嚴(yán)重的老井，考慮降低措施成本，實(shí)現(xiàn)效益最大化，通過室內(nèi)地層砂篩析實(shí)驗(yàn)優(yōu)化石英砂粒徑；油層厚度及物性特征優(yōu)化填砂規(guī)模及施工排量；本區(qū)地層污水代替攜砂液優(yōu)化措施成本，在多口老井上實(shí)施小規(guī)模充填防砂取得顯著效果，近期在玉皇廟油田應(yīng)用該工藝取得突破，累計(jì)實(shí)施4口井，平均單井初期日增油1.5t/d。同時(shí)，對(duì)于層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)的水平井，引進(jìn)了兩趟管柱分段充填防砂，累計(jì)實(shí)施4口井，平井單井初期日增油2t/d。

2.創(chuàng)新推廣應(yīng)用稠油自擴(kuò)散降粘體系，增油效果明顯

自滲透擴(kuò)散降粘體系降粘機(jī)理：引入酰胺的側(cè)鏈極性基團(tuán)，與膠質(zhì)、瀝青質(zhì)中的極性基團(tuán)形成強(qiáng)的氫鍵，與水分子滲透分散進(jìn)入膠質(zhì)和瀝青質(zhì)片狀分子之間，部分拆散平面重疊堆砌而成的聚集體，使結(jié)構(gòu)變松散，并減少聚集體中包含的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)分子數(shù)目，降低原油的內(nèi)聚力，阻止膠質(zhì)瀝青質(zhì)的低溫聚集；含有酯化反應(yīng)形成的酯基基團(tuán)的聚合物降粘劑在低溫時(shí)能抑制石蠟的析出，對(duì)瀝青、膠質(zhì)結(jié)構(gòu)也有一定的拆散作用；另外，含有非離子表面活性聚氧乙烯側(cè)鏈的降粘劑側(cè)鏈中的氧原子與水溶液中氫離子結(jié)合使非離子表面活性劑帶正電，達(dá)到非離子與陰離子表面活性劑協(xié)同增效的效果，具有良好的稠油降粘性和耐溫性。

從2010年開始先后對(duì)夏19-側(cè)4等5口井開展了自擴(kuò)散體系降粘措施，其中效果最好的夏19- 側(cè)4井初期單井日增油達(dá)到1.6t/d。該項(xiàng)技術(shù)對(duì)于層系單一、常規(guī)措施增油效果不理想的稠油油藏具有重大意義。

3.大膽開展玉皇廟稠油蒸汽吞吐試驗(yàn)，取得一定認(rèn)識(shí)

夏8-2塊東二段地面54℃溫度條件下原油粘度1331-5606mPa.s，地下原油粘度472.04mPa.s，根據(jù)稠油的分類標(biāo)準(zhǔn)和開采方式分類：該塊屬于普通稠油中的2類，需要熱采。對(duì)夏8-平1井進(jìn)行兩個(gè)周期的蒸汽吞吐。 從兩個(gè)周期吞吐后該井生產(chǎn)情況看，第二周期生產(chǎn)效果比第一周期明顯變差；并且兩個(gè)周期均表現(xiàn)供液不足。原因分析兩方面：一方面該井離斷層較近，且儲(chǔ)層強(qiáng)水敏，導(dǎo)致注汽壓力高；2、地層傾角較大，水平井鉆遇油層頂部，蒸汽超覆現(xiàn)象嚴(yán)重。

4.探索嘗試多種低滲透儲(chǔ)層改造工藝

徑向鉆井技術(shù)對(duì)于低滲透、高孔隙度、壓力變化大的油層增產(chǎn)效果明顯。商105-5井采用該技術(shù)射孔完井后，關(guān)井恢復(fù)兩天井口無壓力顯示，開井后僅第一天產(chǎn)量高，出液6.7m3，出油4t，后產(chǎn)量很快恢復(fù)至正常水平，且后期供液不足轉(zhuǎn)為間開，增產(chǎn)效果不明顯，分析主要原因還是地層先天能量就低，平均地層壓力僅4.56MPa。

四、下步挖潛方向

1.優(yōu)化目前防砂工藝，繼續(xù)開展老油田防砂工藝探索

（1）優(yōu)化井筒預(yù)處理工藝：近期進(jìn)行充填防砂施工的單井施工壓力高（28-32MPa），加砂比較困難，這與施工用攜砂液為本區(qū)脫油污水有一定關(guān)系，同時(shí)通過分析認(rèn)為井筒內(nèi)死油多，流動(dòng)性差。因此，今后在進(jìn)行防砂施工前，可提前采用本區(qū)熱脫油污水燜井或擠注稠油降粘劑進(jìn)行降粘在進(jìn)行下步施工。（2）優(yōu)選攜砂液：為降低措施成本，目前我公司防砂施工所用攜砂液全為本區(qū)污水，與常規(guī)攜砂液相比，污水?dāng)y砂能力差，施工過程中排量控制不好極容易造成脫砂導(dǎo)致砂堵從而影響措施效果。下步可嘗試用稠油自擴(kuò)散降粘體系取代本區(qū)污水進(jìn)行加砂，該降粘劑經(jīng)過交聯(lián)后具有一定的攜砂能力，破膠后無殘?jiān)?，不?huì)對(duì)儲(chǔ)層造成傷害，降低儲(chǔ)層改造風(fēng)險(xiǎn)的同時(shí)還可降低原油粘度，實(shí)現(xiàn)改造吞吐一體化施工。

2.優(yōu)化熱采工藝配套，開展稠油熱采試驗(yàn)攻關(guān)

設(shè)計(jì)思路：在油層保護(hù)的基礎(chǔ)上，盡量不壓開底部水層的前提下，采用注蒸汽熱采方式投產(chǎn)，完善其配套工藝措施，以降低注汽壓力，提高供液能力，改善熱采開發(fā)效果?！八峄?氮?dú)馀菽炫拧苯獬貛У亩氯?，“小?guī)模充填防砂”進(jìn)行油層改造，然后注汽施工。由于該井滲透率低，且具有強(qiáng)-中等水敏敏感性因素，為了提高注汽和采油效果，加強(qiáng)對(duì)油層的保護(hù)，改善地層的吸汽能力，注汽前對(duì)油層進(jìn)行處理。處理措施：在酸化泡沫返排后防砂施工前擠注防膨劑溶液對(duì)油層進(jìn)行保護(hù)，注汽過程伴注高溫防膨劑。

簡(jiǎn)單認(rèn)識(shí)：停爐后壓力降落快，洗井后有輕微漏失，表明地層壓力較低，與之前測(cè)壓結(jié)果符合較好。注汽壓力上升快，主要是因?yàn)闈B透性差，滲流阻力大。因此建議上級(jí)部門下步繼續(xù)在該塊開展注汽試驗(yàn)技術(shù)攻關(guān)，從油層保護(hù)、儲(chǔ)層先期改造及降低注汽壓力等關(guān)鍵環(huán)節(jié)對(duì)目前的工藝進(jìn)行在優(yōu)化，解決注汽壓力高，注不進(jìn)的難題。同時(shí)，還應(yīng)加強(qiáng)對(duì)注汽全過程的質(zhì)量控制，包括入井藥劑、施工隊(duì)伍、注汽設(shè)備、注汽質(zhì)量監(jiān)督等，避免在注汽過程中出現(xiàn)頻繁起、停爐，影響注汽質(zhì)量及效果。

3.優(yōu)選井組在玉皇廟油稠油藏開展化學(xué)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)

化學(xué)驅(qū)可行性：2010年5月與中國(guó)石油大學(xué)合作《商河夏八塊稠油油藏化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)研究》科研項(xiàng)目，對(duì)夏八斷塊東二段目前開發(fā)方式、水驅(qū)開發(fā)方式和化學(xué)驅(qū)開發(fā)方式進(jìn)行了對(duì)比，化學(xué)驅(qū)開發(fā)效果明顯優(yōu)于水驅(qū)和邊水驅(qū)的開發(fā)效果，化學(xué)驅(qū)不僅可較大幅度提高原油采收率，也可有效提高采油速度，該區(qū)塊實(shí)施化學(xué)驅(qū)技術(shù)上是可行的。

4.地面完善注采井網(wǎng)，地下儲(chǔ)層改造，逐步提升低滲油藏開發(fā)水平

對(duì)于商105沙三、夏46塊等低滲油藏，由于目前常規(guī)壓裂、徑向鉆井等措施增產(chǎn)效果不明顯，下步建議主要還是先期通過逐步完善注采井網(wǎng)，補(bǔ)充恢復(fù)地層能量，后期可再進(jìn)行儲(chǔ)層改造工藝探索，逐步提升低滲油藏開發(fā)水平。