王學忠，朱桂林

(中石化新疆新春石油開發(fā)有限責任公司，山東東營 257000)

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阿拉德油田強水敏超稠油開發(fā)先導試驗

王學忠，朱桂林

(中石化新疆新春石油開發(fā)有限責任公司，山東東營 257000)

摘要：針對準噶爾盆地北緣阿拉德油田哈淺22塊強水敏超稠油油藏熱采效果差的情況，開展了有效開發(fā)技術試驗研究。儲層分析表明，該油藏儲層巖性以棕褐色油浸粉砂巖為主，高孔高滲。儲層具極強水敏，水敏對滲透率的損害率為90%，弱速敏、弱堿敏、無酸敏、鹽敏較強。室內實驗篩選出適合哈淺22塊的防膨劑和降黏劑，推薦現(xiàn)場注入順序為油溶性降黏劑、少量蒸汽、高溫防膨劑(SLAS)、剩余蒸汽，然后燜井、生產。此外要做到全過程的儲層保護，鉆完井選擇具有防膨功能的鉆井液；作業(yè)期間入井液采取防膨措施；防砂施工期間，采取高溫防膨措施；確保注汽作業(yè)過程油層不受傷害；注蒸汽過程中采取黏土改性措施，達到長久防膨目的。開發(fā)試驗表明，采取全程儲層防膨保護、水平井高密實礫石充填防砂工藝、蒸汽吞吐等集成配套工藝能實現(xiàn)油藏有效動用。

關鍵詞：開發(fā)先導試驗；強水敏性；超稠油；開發(fā)技術；防膨劑；阿拉德油田

新春公司負責勝利油田新疆油區(qū)滾動勘探和油氣開發(fā)，2010年以來勘探上發(fā)現(xiàn)了春風、春暉和阿拉德油田；開發(fā)上立足于水平井、降黏劑、氮氣、蒸汽吞吐復合采油技術(簡稱HDNS技術)，高效開發(fā)了春風油田。準噶爾盆地北緣阿拉德油田發(fā)現(xiàn)于2012年，其中哈淺22塊位于該油田東部，油藏埋深500～700m，為單斜構造背景下斷層遮擋的構造—地層特超稠油油藏。油藏溫度低，原油黏度高，需要注蒸汽熱采。但儲層具極強水敏性，水敏對滲透率的損害率為90%[1-2]，注入的蒸汽誘發(fā)水敏效應，堵塞近井地帶，使得井口溫度下降快，產量遞減快，供液不足，平均單井生產周期為26天，周期產油194t，油汽比為0.14，回采水率為27%。經過3年開發(fā)先導試驗，針對該類油藏的開發(fā)技術政策逐漸清晰。

1 油藏地質特征

1.1 構造特征

哈淺22塊位于準噶爾盆地西北緣西部隆起哈山構造南緣斜坡帶，地表為雅丹地貌和礫石區(qū)。哈淺22塊侏羅系構造平緩，地層由北西向南東逐漸降低，為一單斜構造，傾角在5°左右，構造高點位于北斷層附近，侏羅系西山窯組一段頂面埋深615～715m，油水界面為692m。

1.2 儲層特征

哈淺22塊油層中深為655m，含油面積為2.5km2，控制儲量為405×104t。主要目的層西山窯組一段沉積類型為扇三角洲沉積，主要發(fā)育扇三角洲平原主水道、扇三角洲前緣辮狀水道、扇三角洲席狀砂微相和濱淺湖相，砂體厚度為10～40m，有效厚度為6～14m，平均有效厚度為10m。

哈淺22井和哈淺22-1井進行了鉆井取心(表1)，心長為45.3m，收獲率為94%。據(jù)27塊巖心樣品的核磁共振錄井資料分析，儲層巖性以棕褐色油浸粉砂巖為主(表2、圖1)，雜基中泥質含量較高，礫巖及含礫砂巖中見炭化植物碎片，反映近源快速堆積特征?？紫抖葹?0%，滲透率為560mD。碎屑巖顆粒磨圓度差，以次棱角狀為主，支撐方式主要為雜基支撐，以點式接觸為主。膠結類型主要為基底膠結和孔隙膠結，膠結物為泥質和少量瀝青質。

表1　阿拉德油田哈淺22塊西山窯組鉆井取心統(tǒng)計表

哈淺22井儲層礦物組分中，石英占44%，長石占34%，巖屑占22%。富含油、油浸粉細砂巖的粒度中值為0.22mm，分選系數(shù)為1.5。黏土礦物含量為16%～26%，平均為20%，黏土礦物中，伊/蒙間層平均含量為87%(表3)。

哈淺22-1井巖心熒光薄片(井段683.5～703.8m)的熒光顯示良好，熒光顏色呈亮棕黃色，表明油質相對較重。碎屑顆粒呈接觸式—孔隙式膠結，孔隙主要為粒間孔，碎屑顆粒間整體含油，分布均勻，局部含少量水，整體具油層特征。

表2　阿拉德油田哈淺22塊西山窯組巖心核磁共振錄井成果表

表3　阿拉德油田哈淺22井西山窯組黏土礦物成分和含量統(tǒng)計表

據(jù)哈淺22井儲層敏感性測試結果，侏羅系一段儲層為極強水敏(表4)，水敏對儲層滲透率的損害率為90%。油浸粉砂巖水敏指數(shù)為0.74～0.97，油斑含礫泥質砂巖水敏指數(shù)為0.90。此外，儲層弱速敏、弱堿敏、無酸敏、鹽敏較強，臨界礦化度為3225～4300mg/L。哈淺22井侏羅系儲層潤濕性為中性—親油(表5)。

1.3 溫壓及流體性質

哈淺21井,油層溫度為25℃，溫度梯度為2.6℃/100m，為低溫系統(tǒng);地層壓力為5.9MPa，壓力系數(shù)為1.0，為正常壓力系統(tǒng)。

哈淺22井,原油族組分分析顯示，烷烴占53%，芳烴占20%，非烴占24%(蠟3%，膠質6%)，瀝青質占3%。原油總烴含量較高，瀝青含量低，反映油質較好，成熟度高。油層溫度條件下,脫氣原油黏度為50000～112000mPa·s，50℃時脫氣原油黏度為5040～18900mPa·s；凝固點為26～30℃；含硫為0.2%，屬低含硫重質稠油。地層水礦化度為4989mg/L。

表4　阿拉德油田哈淺22塊西山窯組水敏測試成果表

表5　阿拉德油田哈淺22井西山窯組儲層潤濕性統(tǒng)計表

1.4 復算地質儲量

哈淺22塊為有邊底水的構造—地層超稠油油藏。已完鉆探井1口，油藏評價井3口(哈淺22-1井、水平井哈淺22-P1井、哈淺22-2井)，均在目的層鉆遇油層。其中哈淺22-1井鉆遇油層39m，有效厚度為19m，射孔井段為686～698m，共計12m。哈淺22-2井鉆遇油層36m，有效厚度為16.9m，射孔井段為656～678m。哈淺22-P1井水平段測井解釋油層為206m，下入濾砂管井段為796～1023m。

該塊2012年利用1口井上報控制石油地質儲量404×104t。2014年利用4口井復算含油面積2.58km2，孔隙度為30.3%，含油飽和度為60%，地面原油密度為0.956g/cm3，控制石油地質儲量為441×104t。

2 開發(fā)對策研究

2.1 學習金10東塊開發(fā)經驗

金10東塊也屬于強水敏超稠油油藏，含油層系為沙河街組一段，油藏埋深650～1100m，有效厚度為6m，孔隙度為30%，滲透率為620mD，原始含油飽和度為60%，黏土含量為12%，油層溫度為46℃，50℃時脫氣原油黏度為1704mPa·s。地層水礦化度為2500mg/L。采用了擠壓充填防砂+壓裂防砂、防膨劑、黏土穩(wěn)定劑、油溶性降黏劑、高真空隔熱管注采一體化管柱、注蒸汽復合熱采技術[3-6]。金10東塊前3周期平均單井注蒸汽2902t，生產周期為230天，周期產液2904t，周期產油1002t，周期油汽比為0.35，回采水率為73%。但隨著注汽周期增加，產油量及油汽比下降較快(表6)。截至2014年10月，共開井18口，平均單井日產液7.4t，平均單井日產油2.4t，綜合含水為67.5%，累計產油2.38×104t。

2.2 室內實驗

室內實驗篩選出適合哈淺22塊的防膨劑和降黏劑，推薦現(xiàn)場注入順序為油溶性降黏劑、少量蒸汽、高溫防膨劑(簡稱SLAS)、剩余蒸汽，然后燜井生產。目前小分子的SLAS對中—低滲敏感儲層防膨效果較好，但須進一步增強耐沖刷性能。在蒸汽驅過程中，稠油加熱剝離與黏土礦物的水敏同時發(fā)生，因此第一輪次必須伴注黏土穩(wěn)定劑，改變近井地帶黏土類型，使水敏性強的蒙皂石改性為不水敏的礦物。先注油溶性降黏劑和少量蒸汽的主要目的是增加防膨劑和黏土礦物的直接接觸面積，同時提高地層溫度，提高防膨效果。

表6　金家油田金10東塊開發(fā)效果統(tǒng)計表

2.3 開發(fā)對策研究

全過程一體化儲層保護。哈淺22塊侏羅系儲層為極強水敏，敏感傷害后滲透率大幅度降低，使稠油啟動壓力梯度大幅度增加。因此要做到全過程的儲層保護，鉆完井選擇具有防膨功能的鉆井液，嚴格控制鉆井液漏失；作業(yè)期間入井液采取防膨措施；防砂施工期間，采取高溫防膨措施，確保注汽作業(yè)過程油層不受傷害；注蒸汽過程中采取黏土改性措施，達到長久防膨目的。目前東部高孔、高滲稠油油藏常用的高分子(相對分子質量大于20萬)陽離子聚合物高溫防膨劑具有防膨率高、耐水洗率高、穩(wěn)定性強的特點，但在滲透率低于300mD的儲層中易造成儲層堵塞。注入濃度為1%時，滲透率保留率為80%；濃度大于2%，滲透率保留率大幅下降。分析主要原因：陽離子聚合物高溫防膨劑為高分子型，2%以上陽離子聚合物高溫防膨劑溶液堵塞了部分巖心滲流孔道，造成巖心滲透率下降，但其穩(wěn)定性較強。目前低分子(相對分子質量小于200)高溫防膨劑(SLAS)對中—低滲敏感儲層防膨效果較好，但須進一步增強耐沖刷性能。

實驗室內應研制新型改性高溫防膨劑，改變近井地帶黏土類型，使水敏性強的蒙皂石改性為不水敏的礦物；開展處理工藝研究，優(yōu)化注入工藝參數(shù)，確保黏土結構改變，使蒸汽熱損失最少。在蒸汽驅過程中，應研制伴注速度低于300L/h就能滿足要求的防膨劑。

3 開發(fā)先導試驗

3.1 2013年蒸汽吞吐先導試驗

哈淺22塊試采4口井(哈淺22井、哈淺22-P1井、哈淺22-1井、哈淺22-2井)，共完成13個周期，平均單井注汽量為1519t，周期平均產油176t，油汽比為0.12，回采水率為27%(表7)。主導工藝方面：哈淺22井，前3周期采用懸掛繞絲篩管+注采一體化管柱，第4周期開始采用高砂比擠壓充填+注采一體化管柱[7-12]；哈淺22-1井采用防膨+泡沫酸化返排+高砂比充填+循環(huán)充填防砂+擠高溫防膨劑+注采一體化管柱，注入復合緩速酸6t，防膨劑5t；哈淺22-P1井下入濾砂管井段為796～1023m，主導工藝采用HDNS+防膨+注采一體化管柱工藝，注入降黏劑15t，前置注入防膨劑5t，其中替漿注入1t，注汽前置注入4t。哈淺22塊4口井8個周期的試采中，油藏表現(xiàn)出極強水敏特征。

表7　阿拉德油田哈淺22塊西山窯組蒸汽吞吐效果情況表

續(xù)表

3.2 2014年開發(fā)先導試驗

經過優(yōu)化，哈淺22-P1井主導工藝為泡沫酸化+水射流解堵+擠高溫防膨劑、降黏劑+注采一體化管柱。設計要點：

(1)復合速酸原液按照1∶4比例與防膨液稀釋，酸液總量為175m3；降黏劑注入強度為0.12t/m，總量為25t；高溫防膨劑溶液為100m3(高溫防膨劑20t+哈淺22塊清潔熱污水80m3) 。

(2)井筒準備，起原井、探沖砂、通井、刮管、熱洗。

(3)氮氣泡沫射流酸化。下入脈沖射流酸化管柱，反替密度為0.6～0.8g/cm3的氮氣泡沫溶液，出口見噴后，繼續(xù)反替密度為0.6～0.8g/cm3的氮氣泡沫5m3，關油管閘門；將剩余復合緩速酸以密度為0.5g/cm3的氮氣泡沫酸形式全部擠入地層，觀察泵壓變化情況，然后頂替密度為0.5g/cm3的氮氣泡沫液30m3，反應30min。泵車排量控制在1.5m3/min以上，施工泵壓控制在15.0MPa以下。

(4)氮氣泡沫射流負壓返排。用泡沫流體大排量反循環(huán)洗井，密度逐漸降至0.3g/cm3以下，洗井至出口干凈(pH值大于6)；用防膨洗井液反洗1周以上，洗出井筒內泡沫(無顆粒，無其他顏色，且pH值大于6)，施工完畢后起出管柱。

(5)注油溶性降黏劑、高溫防膨劑溶液、氮氣和蒸汽，下入注采一體化管柱，從油管依次正注油溶性降黏劑、高溫防膨劑溶液，從油套環(huán)空注氮氣62000m3，注蒸汽2500t。

哈淺22-P1井按設計施工，注防膨劑20m3(10%濃度)，注降黏劑25t，注氮氣62000m3，注蒸汽2500t。平均注汽壓力為11.9MPa，較上周期下降2.1MPa。峰值日產油12t，生產周期為53天，平均日產液13t，日產油6.5t，含水率為47.2%，周期產油175t，周期油汽比為0.06。

哈淺22-1井射孔井段為686～698m，注入防膨劑10m3(濃度為10%)、產氮氣36000m3、降黏劑18t、蒸汽2160t，蒸汽干度為78%，蒸汽溫度為326℃，注汽壓力高達13.1 MPa。2014年11月12日開井，峰值日產液27.7t，日產油5.0t，含水率為81.9%。生產周期為47天，周期產油282t，周期油汽比為0.13，回采水率為21%。

3.3 主要認識

(1)哈淺22塊地層溫度低、原油黏度高、滲透率低，導致地層散熱快、原油流度低，造成油汽比低，回采水率低。哈淺22-P1井原油在儲層中有效流動的溫度需在60℃以上。哈淺22-P1井A靶點達到60℃以上的有效流動時間僅為29天。溫度場計算結果表明，注汽結束時可流動原油半徑僅為4.5m，最大可流動原油1805t，生產30天后，可流動原油半徑降低為2.8m，最大可流動原油1322t。

(2)哈淺22塊儲層敏感性強，注汽壓力高達11～15MPa，生產效果差。受儲層敏感性影響，隨周期的增加，哈淺22井的生產效果越來越差。而高效隔熱注汽工藝能夠改善開發(fā)效果，哈淺22-1井在注汽速度為8t/h時，采用隔熱油管+環(huán)空氮氣隔熱與油管+氮氣隔熱對比，前者可以提高井底干度在8%左右，減少井筒熱損失在5%左右，增大了加熱半徑。

(3)現(xiàn)有技術突破了出油關，但開發(fā)效益不理想。在現(xiàn)有工藝基礎上，進一步提出水平井、降黏劑、氣體、蒸汽復合熱采技術(簡稱HDGS)，如圖2所示。

4 結論

(1)阿拉德油田哈淺22塊開發(fā)試驗表明，采取全程儲層防膨保護、水平井高密實礫石充填防砂工藝、蒸汽吞吐等集成配套工藝能實現(xiàn)稠油油藏動用，峰值產量為5～10t/d。50℃時脫氣原油黏度由之前認識的18900mPa·s校正為5720mPa·s，增強了規(guī)模開發(fā)的信心。

(2)哈淺22塊受限于嚴重的儲層水敏效應，注汽壓力高、生產周期短、油汽比較低，需要進一步加強鉆井、采油過程中的油層保護和防膨處理，同時降低開采成本?，F(xiàn)有技術突破了出油關，但開發(fā)效益不理想，在現(xiàn)有工藝基礎上，進一步提出了HDGS技術。

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Pilot Test for Developing the Extra Heavy Oil with Strong Water Sensitivity in Arad Oilfield

Wang Xuezhong, Zhu Guilin

(Xinjiang Xinchun Oil Development Co.,Ltd,Sinopec, Dongying,Shandong 257000 , China)

Abstract:Due to thermal recovery effect is poor in extra heavy oil reservoir of Block Haqian 22 in Arad oilfield, located at northern margin of Junggar basin, a pilot test and research on effective reservoirr development have been conducted, analysis showed that the lithology was mainly composited by brown oil-immersed siltstone, with high porosity and high permeability. The reservoir has strong water sensitivity, by which the damage rate to permeability is up to 90%, and the reservoir is featured as weak speed sensitivity, weak alkali sensitivity, no acid sensitivity and strong salt sensitivity. Laboratory test has been conducted to screen out anti-swelling agent and viscosity reducer that fit for Block Haqian 22, the recommended field injection order is that oil soluble viscosity reducer first, then a small amount of steam, SLAS anti-swelling agent , remaining steam, shut in the well, and eventually opening the well for production. Besides, reservoir protection should be made in the whole process of injection, drilling fluids and completion fluids must have the function of anti-swelling; the anti-swelling measures should be taken for the working fluids while pumping it down the hole, such as, high temperature anti-swelling is adopted in the period of sand control; clay is modified for permanent anti-swelling in the course of injecting steam, so as to protect the payzone. Development test showed that integrated supporting technologies as whole course of reservoir protection, high density gravel packing to control sand in horizontal wells, steam huff and puff etc.can keep better production of reservoir.

Key words:Pilot test of development; strong water sensitivity; extra heavy oil; development technique; anti-swelling agent;Allard oilfield

基金項目：國家科技重大專項“準噶爾盆地碎屑巖層系大中型油氣田形成規(guī)律與勘探方向”(2011ZX05002-002)。

第一作者簡介：王學忠(1972年生)，男，碩士，高級工程師，從事油田開發(fā)研究工作。郵箱：wxzxlywlt@sina.com。

中圖分類號：TE345

文獻標識碼:A