埕南深層超稠油油藏高效開發(fā)的做法河

1、內(nèi)部資料注意保密勝利油田2011年開發(fā)技術(shù)座談會交流材料埋南深層超稠油油藏高效開發(fā)的做法勝利油田分公司河口采油廠2011年2月埋南深層超稠油油藏高效開發(fā)的做法編寫：陳國強(qiáng)劉國寧田云霞文承賢葉小川初審：陳國強(qiáng)秦延才劉承紅審核：黃高健勝利油田分公司河口采油廠2011年2月一、特點(diǎn)及開發(fā)難點(diǎn)二、配套完善深層超稠油油藏開發(fā)一體化配套技術(shù)，實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)1、精細(xì)油藏模型研究，為產(chǎn)能方案優(yōu)化奠定基礎(chǔ)2、開展油藏開發(fā)方案優(yōu)化技術(shù)研究，建立高效開發(fā)井網(wǎng)3、深層超稠油配套工藝技術(shù)的研究與應(yīng)用，提高產(chǎn)能建設(shè)效益3.1、 HDCS強(qiáng)化采油技術(shù)的推廣應(yīng)用3.2、 全程隔熱保溫技術(shù)的創(chuàng)新應(yīng)用3.3、 井筒降粘舉開工藝的配

2、套完善與應(yīng)用4、實(shí)施精細(xì)一體化管理，實(shí)現(xiàn)堤南深層超稠油油藏的高效開發(fā)4.1、 建立超稠油溫控一體化管理體系，提高開發(fā)管理水平4.2、 應(yīng)用溫控一體化體系，實(shí)施精細(xì)化管理，延長熱采周期有效期三、堤南深層超稠油配套技術(shù)應(yīng)用效果及下步工作方向1、堤南深層超稠油油藏已初步形成規(guī)模高效開發(fā)2、加快配套工程建設(shè)及技術(shù)完善工作，進(jìn)一步提高開發(fā)效益3、開展綜合研究，不斷擴(kuò)大產(chǎn)能建設(shè)規(guī)模河口采油廠稠油油藏共有12個單元，探明含油面積39.3km2,儲量5841X10%,動用儲量5249X104t,占采油廠動用儲量的12%標(biāo)定采收率17.8%,可采儲量936X104t。主力稠油油藏是陳家莊油田和太平油田。河口熱采

3、稠油油藏按水體能量、厚度、埋深等進(jìn)行分類主要分為三類：一類是以陳家莊南區(qū)為主的低飽和度薄層特稠油油藏，動用儲量2668.8X104t,占動用儲量的50.8%;一類是以太平沾18、堤東Ngd為主的邊底水活躍的邊底水稠油油藏，動用儲量2444.8X104t,占動用儲量的46.6%;另一類是以堤911、堤91為代表的深層超稠油油藏，動用儲量135X104t,占動用儲量的2.6%?！笆晃濉币詠恚涌诓捎蛷S以“提高儲量動用率及采收率”為中心，通過深化研究，轉(zhuǎn)換思路，強(qiáng)化配套，通過5個轉(zhuǎn)換，即由“冷采向熱采、厚層向薄層、直井向水平井、普通稠油向超稠油、淺層向深層”轉(zhuǎn)換，實(shí)現(xiàn)了薄層稠油和邊底水等邊際稠油油

4、藏的有效動用。針對陳家莊南區(qū)薄層特稠油油藏儲層平面變化快，有效厚度薄26m直井熱采熱損失大，產(chǎn)量遞減快的矛盾，通過精細(xì)油藏地質(zhì)研究，轉(zhuǎn)換思路，強(qiáng)化工藝配套，鉆井上研制完善了精細(xì)濾砂管管外充填防砂技術(shù)、采油工藝推廣應(yīng)用注采一體化管柱和雙管注汽技術(shù)，按照“由厚到薄、由主體到邊部、由直斜井到水平井”的總體思路，實(shí)現(xiàn)了陳南薄層特稠油油藏的有效動用，形成了滾動接替開發(fā)，井筒降粘和地面伴輸采用集中摻水方式，2004年以來，累積新增動用地質(zhì)儲量3228X104t,建產(chǎn)能50.1萬噸；針對邊底水稠油油藏油水粘度比大，直井開發(fā)水錐錐進(jìn)嚴(yán)重，儲量動用程度低的矛盾，精細(xì)油藏隔夾層描述，重建三維地質(zhì)模型，建立稠油底水

5、油藏底水錐進(jìn)半徑與產(chǎn)液量關(guān)系圖版，結(jié)合動態(tài)監(jiān)測資料和數(shù)模技術(shù)，定量分析井間剩余油分布規(guī)律,開展邊底水稠油水平井單層開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化研究，在5個油藏開展熱采水平井調(diào)整，新增產(chǎn)能27.4萬噸，增加可采儲量258萬噸，提高采收率12.4%;2010年，針對堤南深層超稠油開發(fā)難點(diǎn)，強(qiáng)化地質(zhì)、油藏工程、工藝、地面管理一體化，實(shí)現(xiàn)埋911塊等深層超稠油有效動用，鉆水平井7口，建成年產(chǎn)油能力2萬噸，進(jìn)一步完善了河口稠油開發(fā)技術(shù)系列。2010年12月，河口稠油油藏共有油井437口，開油井398口，日產(chǎn)液11495t/d,日產(chǎn)油1626t/d,綜合含水85.9%,采油速度1.13%,累積產(chǎn)油189.6X104t

6、,采出程度4.6%。累積注汽142.9萬噸，年油汽比0.86,累積油汽比0.84。稠油年產(chǎn)量由2004年的1.1萬噸上升到2010年的59萬噸，占采油廠年產(chǎn)油量的22.6%,為采油廠持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展做出了重要貢獻(xiàn)。一、堤南深層超稠油油藏特點(diǎn)及開發(fā)難點(diǎn)堤南堤911、堤91塊位于堤東油田南部，構(gòu)造上位于堤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堤東凸起運(yùn)移的必由之路，成藏條件十分有利。堤南深層超稠油在上世紀(jì)80年代完鉆的老探井中已被鉆遇發(fā)現(xiàn)，探井堤91井，1987年在I期砂體通過熱洗累積產(chǎn)油1.7t;H期砂體通過抽汲求產(chǎn)，僅出油花，常規(guī)試油未求得產(chǎn)能；探井堤斜911井，1997年2月在Ng

7、10砂組進(jìn)行過試油，常規(guī)試油日油0.39t,累計(jì)產(chǎn)油3t,原油粘度在80c時為6252mPa§試油結(jié)果為超稠油油層。油藏類型為構(gòu)造-巖性控制的復(fù)雜斷塊超稠油油藏（圖1）,堤南91塊東二段油藏含油面積1.02km：地質(zhì)儲量260X104t,含油飽和度平均63.1%;土§911塊Ng10砂組含油面積0.5Km2,地質(zhì)儲量135X104t,含油飽和度平均63.1%。根據(jù)田91井巖心常規(guī)分析資料，孔隙度分析樣品共21塊，一般20%-31%平均26.6%,滲透率分析樣品共18塊，一般2002900X10-3區(qū)m,平均1270x10-。mi,含油飽和度分析樣品共17塊，一般50%-70

8、%平均63.1%。通過測井解釋認(rèn)為堤91塊儲層物性在平面上呈以下特征展布：堤91塊東二段I砂體孔隙度一般為24%-30%II砂體孔隙度一般16%-30%砂體孔隙度表現(xiàn)為從扇體主體部位向邊緣減小，扇中孔隙度最高，扇根孔隙度稍低。I砂體滲透率一般為12002000X10-3wmtH砂體滲透率一般6002200x10-3wm,其變化趨勢與孔隙度特征一致。堤91井東二段巖心敏感性分析表明，本塊儲層具有弱速敏、鹽敏臨界礦化度為10000mg/L、中等偏強(qiáng)水敏、極強(qiáng)酸敏、中等偏弱堿敏。根據(jù)試油資料，兩塊均為常壓系統(tǒng)；地層溫度80-81C,地溫梯度3.6C/100m,均屬于常溫常壓系統(tǒng)。iS91-5S91-

9、2埋91埋古19井-j-J圖1堤91-5井堤古19井東二段油藏剖面圖開發(fā)難點(diǎn)：一是由于埋藏較深，土呈91塊埋深17701820ml土§911塊埋深16001700米，注汽壓力高；井身長，井筒熱損失大；導(dǎo)致井底干度低，蒸汽質(zhì)量下降，影響注汽效果；二是原油性質(zhì)差，爆91塊80c原油粘度10000mPa§土§911塊80c原油粘度6252mPa§根據(jù)土呈南91-平1井粘溫曲線來看，本塊原油對溫度敏感性強(qiáng)，60C地面脫氣原油粘度為67100mPa?s,80c（油層溫度）時脫氣油粘度已降至10000mPa?s,溫度每升高5攝氏度，原油粘度平均減小一半；堤南91-平

10、1井原油在油層溫度下（80C）原油粘度為7655mPa.s（圖2）。流變特征研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)溫度達(dá)到90c時，流變曲線過原點(diǎn)，流體由塑性流體轉(zhuǎn)變?yōu)榕ｎD流體。極易在作業(yè)和維護(hù)過程中造成冷傷害，作業(yè)及采油管理過程因入井液造成的冷傷害可極大影響油井產(chǎn)能；舉升過程中原油粘度變化大，造成井筒舉升困難，存在生產(chǎn)周期短，卡桿轉(zhuǎn)大修的風(fēng)險；由于粘度隨溫度敏感性強(qiáng)，地面原油溫度的下降對集輸造成困難。2009年底在對堤南深層超稠油油藏加強(qiáng)地質(zhì)特征精細(xì)認(rèn)識、深層超稠油數(shù)值模擬及工藝配套等方面通過精細(xì)研究后部署評價井堤南91-平1井,該井采用HDC豉術(shù)投產(chǎn)，初期日油達(dá)到40t,當(dāng)年累計(jì)采油9000t,獲得了巨大成功，同時

11、也揭開了堤南深層超稠油油藏的開發(fā)序幕。二、配套完善堤南深層超稠油開發(fā)一體化配套技術(shù)，實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)1、精細(xì)油藏模型研究，為產(chǎn)能方案設(shè)計(jì)優(yōu)化奠定基礎(chǔ)一是建立等時地層層序格架，開展各沉積旋回相變性研究；運(yùn)用層序地層學(xué)開展地層的精細(xì)對比，制作標(biāo)準(zhǔn)井合成地震記錄標(biāo)定，結(jié)合鉆井、測井、巖層、地球化學(xué)等資料進(jìn)行綜合研究，認(rèn)為堤91塊和堤911塊深層超稠油油藏集中于館陶組底部和東營組，其中埋91塊位于東二段，根據(jù)巖性組合及電性特征，又將堤南91塊東二段劃分為兩個砂體，兩期砂體之間全區(qū)存在穩(wěn)定的泥質(zhì)巖隔層，為后期水平井部署打下堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。二是開展構(gòu)造精細(xì)解釋工作。針對該帶斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，構(gòu)造破碎的地質(zhì)特征，開展了

12、地震資料專項(xiàng)處理，在充分利用地震新資料的基礎(chǔ)上開展了精細(xì)地層格架研究、構(gòu)造演化分析、地震資料綜合處理，地震資料綜合解釋，精細(xì)描述及堤91塊、堤911塊的構(gòu)造特征描述，堤91和堤911斷塊位于堤東斷裂帶中段，是斷層二臺階上發(fā)育的獨(dú)立斷塊。堤91塊整體構(gòu)造形態(tài)為以堤南斷層為邊界，北西-南東走向的斷鼻構(gòu)造，主要發(fā)育三條斷層，北部緊貼堤南斷層，該斷層為控邊斷層，走向?yàn)榻鼥|西向，為南掉的正斷層，垂直斷距大于150ml落差大，延伸范圍廣，特征明顯。堤91塊內(nèi)部還發(fā)育三條次一級斷層，均為堤南斷裂帶的伴生正斷層，呈北西南東向及近東西向，斷距均在10m以上，其中一條相交至堤南斷層，另外兩條也呈相互切割形態(tài)。其中

13、I砂體頂面埋深17401810ml地層傾角47°,構(gòu)造高點(diǎn)在堤古19井附近，向南逐漸傾沒；II砂頂面埋深17701820ml地層傾角47°,構(gòu)造高點(diǎn)在埋古19井偏東位置，構(gòu)造形態(tài)具一定繼承性。埋911塊Ng10砂組油層為受斷層切割的封閉斷塊，堤911塊Ng10砂組總體構(gòu)造形態(tài)為北高南低，高部位地層傾角較陡，在56度之間；低部位地層傾角變緩，在45度之間，油藏埋深16001700nl精細(xì)的油藏構(gòu)造研究為超稠油有效動用奠定了地質(zhì)基礎(chǔ)。三是開展儲層沉積體系及模型研究。通過從單井相分析入手，由點(diǎn)到線再到面，最終確定了研究區(qū)的沉積相模式，堤南深層超稠油主要層位是東營組和館陶組，沉積特

14、征以扇三角洲沉積為主。根據(jù)堤91井巖心粒度分析資料，儲層上部粒度概率累積分布圖上可見跳躍組分與懸浮組分，但交截點(diǎn)不明顯，總體分選較差；儲層下部逐漸過度為上凸的一段式或一段式，懸浮組分為主，分選差。從C-M圖上看，散點(diǎn)雜亂，連線基本平行C-M基線，反映既有牽引流特征又有重力流特征，主要以重力流為主。四是開展精細(xì)儲層描述與評價工作。利用實(shí)鉆井資料和地震屬性預(yù)測相結(jié)合的方式勾畫了砂體邊界，堤91塊東二段I砂體展布范圍較小，砂體厚度一般837ml單井平均砂體厚度18nl呈扇體形態(tài)展布，厚度中心位于構(gòu)造高部位的堤古19井，向構(gòu)造低部位砂體快速尖滅。II期砂體展布范圍較大，厚度比I期砂體薄，厚度一般介于2

15、20m之間，單井平均砂體厚度10ml厚度中心在構(gòu)造高部位，向四周逐漸減薄直至尖滅，扇體形態(tài)更為明顯。垂向上，I期砂體疊加在II期砂體之上；平面上，I期砂體包裹在II期砂體范圍之內(nèi)。在此基礎(chǔ)上，開展儲層有效厚度評價工作。由于該區(qū)超稠油沒有獲得過工業(yè)油流，根據(jù)堤91井巖心分析及測井資料，確定了適合本塊超稠油油層的有效厚度電性劃分標(biāo)準(zhǔn)：聲波時差值一般大于190ps/m,感應(yīng)電阻率一般大于10Qm為有效油層段。以此為依據(jù)，結(jié)合實(shí)鉆井資料，堤91塊東二段I砂體有效厚度一般627nl單井平均有效厚度13ml有效厚度展布規(guī)律與砂體厚度展布規(guī)律基本一致，構(gòu)造高部位有效厚度較大，向邊部快速變?。籌I砂體有效厚度

16、一般214ml單井平均有效厚度7.8m,構(gòu)造高部位有效厚度較大，向邊部快速變薄。在上述研究基礎(chǔ)上，建立堤91及堤911塊油藏綜合地質(zhì)模型，為高效開發(fā)井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)奠定可靠的物質(zhì)基礎(chǔ)。2、開展油藏開發(fā)方案優(yōu)化技術(shù)研究，建立高效開發(fā)井網(wǎng)利用CMGH直模擬軟件，針對堤南深層超稠油地特征，建立了不同井型組成的組合概念模型，包括直井組合模型、水平井組合模型、平面分支水平井組合模型、縱向分支水平井組合模型以及水平井與平面、縱向分支水平井組合模型。模型縱向上考慮非均質(zhì)性，細(xì)分為6個小層，X方向網(wǎng)格數(shù)46個，Y方向網(wǎng)格數(shù)21個，總節(jié)點(diǎn)數(shù)為5796。(1)井型優(yōu)化不同井型地層熱損失對比特稠油開發(fā)對注汽質(zhì)量和井筒溫

17、度均有很高要求，對此建立單井地質(zhì)模型開展研究，隨著油層厚度增加，直井、水平井累積熱損失逐漸減小，在相同油層厚度下，水平井比直井熱損失降低20-30%,水平井與油藏接觸面積大大增加，在增加儲量動用程度的同時，減少了熱量損失。在本塊東二段I砂體油層厚度條件下，直井熱損失高達(dá)57.6%,而水平井熱損失僅為28.2%,不到直井一半，模擬研究認(rèn)為：水平井具有熱利用高、井口溫度高、高溫采油期長的獨(dú)特優(yōu)勢，因此利用水平井開采特稠油可以充分發(fā)揮水平井的優(yōu)越性。不同井型生產(chǎn)效果對比a.不同井型開發(fā)指標(biāo)對比考慮開發(fā)過程中向地層注入了蒸汽、CO2降粘劑等物質(zhì)，采用不同井型生產(chǎn)時這些物質(zhì)的注入量是不相同的，且不同井型

18、的鉆井成本也不同。單純采用累產(chǎn)油量這項(xiàng)指標(biāo)來對比，沒有扣除成本的影響，不能全面衡量各種井型的優(yōu)劣。而凈累油指標(biāo)則扣除了成本的影響，更適宜作為評價指標(biāo)。其中蒸汽的價格為200元/t,1t蒸汽折算為0.0767t油，CO2價格為1000元/t,1tCO2折算為0.426t油；降粘劑價格為12000元/t,1t降粘劑J折算為5.115t油；直井鉆井費(fèi)用1950元/m,1m進(jìn)尺折算為0.831t油；水平井鉆井費(fèi)用3200元/m,1m進(jìn)尺折算為1.364t油，分支水平井鉆井費(fèi)用4100元/m,1m進(jìn)尺折算為1.748t油。（a）蒸汽吞吐不同井型開發(fā)指標(biāo)對比利用建立的概念模型模擬計(jì)算了6種井型分別在蒸汽吞

19、吐和蒸汽驅(qū)兩種開發(fā)方式下的開發(fā)效果。在蒸汽吞吐開發(fā)方式下，6種井型中平面分支水平井累采油量最高，直井采出程度最低，而水平井采出程度則界于直井與分支水平井之間。但從凈累油指標(biāo)來看，水平井最高，直井最低。（b）蒸汽驅(qū)不同井型開發(fā)指標(biāo)對比在蒸汽驅(qū)開發(fā)方式下，水平井井型組合無論是凈累油還是采出程度均為最高，其次是縱向分支水平井，各項(xiàng)生產(chǎn)指標(biāo)也較好，優(yōu)于平面分支水平井，直井由于動用相同儲量時需要更多的井?dāng)?shù)，凈累油指標(biāo)最低。從不同井型開發(fā)末期溫度場和含油飽和度場來看，吞吐時，水平井組合和縱向分支水平井組合井間均可形成較好的熱連通，但不會發(fā)生熱干擾，而平面分支水平井組合井間則發(fā)生了熱干擾，因而井間動用程度較

20、高，剩余油飽和度較低（圖3、4）;汽驅(qū)時，水平井組合方式和縱向分支水平井組合蒸汽波及較為均勻，井間剩余油飽和度較低，而水平井組合較縱向分支水平井組合驅(qū)替更為均勻一些，平面分支水平井組合則發(fā)生了汽竄，井間剩余油飽和度較高（圖5、6）。I縱向分支水平井組合IRffi水平井組合平面分支水平井組合圖3不同井型吞吐末期溫度場圖（平面）IIIII1IHIIIIIIIlln水平井組合平面分支水平井組合縱向分支水平井組合圖4不同井型吞吐末期剩余油飽和度場圖（平面）水平井組平面分支水平井組合縱向分支水平井組合圖5不同井型汽驅(qū)末期溫度場圖（平面）水平井組合b前 Qm 0 25 b鋁 。第 0 54 口的平面分支水

21、平井組合垂向分支水平井組合圖6不同井型汽驅(qū)末期剩余油飽和度場圖（平面）無論是在蒸汽吞吐開發(fā)方式下，還是在蒸汽驅(qū)開發(fā)方式下，水平井井型組合的凈累油指標(biāo)均為最高。因此，最優(yōu)的井型為水平井組合（2）井網(wǎng)井距優(yōu)化井網(wǎng)優(yōu)化本次應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測了水平井-水平井組合的三種井網(wǎng)形式：排狀交錯井網(wǎng)、正對交錯井網(wǎng)、正對井網(wǎng)的生產(chǎn)效果。根據(jù)預(yù)測結(jié)果，正對交錯井網(wǎng)的采出程度和凈累油均高于其它兩種井網(wǎng)形式。同時從汽驅(qū)末期的飽和度場上也可以看出：正對交錯井網(wǎng)蒸汽驅(qū)替范圍最大，剩余油飽和度最低，高含油飽和度區(qū)域最小，而排狀交錯井網(wǎng)由于水平井端點(diǎn)效應(yīng)，生產(chǎn)井之間存在局部死油區(qū)，剩余油飽和度最高，而正對井網(wǎng)則介于二者之間（

22、圖7、8、9）。因此推薦水平井-水平井正對交錯汽驅(qū)并網(wǎng)方式。02 99 115 191 147 1S3 10D 19B 212 220 245圖8排狀交錯水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)末溫度場89 106 112白 1W1 158 ”76 193 210 227 245 262圖9正對交錯水平井井網(wǎng)蒸汽驅(qū)末溫度場井距優(yōu)化a.不同井距轉(zhuǎn)驅(qū)前熱連通狀況從不同井距條件下轉(zhuǎn)驅(qū)前的溫度場來看，當(dāng)井距較小時，井間會發(fā)生熱干擾，而當(dāng)井距較大時，井間熱連通狀況較差，只有當(dāng)井距合適時，井間既有較好的熱連通又不會發(fā)生熱干擾。比如油層厚度為24m時，50m井距時吞吐末井間發(fā)生了熱干擾，80m井距時吞吐末井間熱連通較差，而60m井

23、距時，井間既有較好的熱連通，又未發(fā)生熱干擾（圖10）,因此合適的井距為60m同樣由轉(zhuǎn)驅(qū)前溫度場來看，油層厚度為12m時，合適白井距為80m圖10不同井距轉(zhuǎn)驅(qū)前溫度場圖（油層厚度24的圖11不同井距轉(zhuǎn)驅(qū)前溫度場圖（油層厚度12的b.不同井距汽驅(qū)見效時間根據(jù)數(shù)模計(jì)算的汽驅(qū)階段不同井距下日產(chǎn)油隨時間的變化曲線來看，井距較小時，汽驅(qū)在短時間內(nèi)就能見效，這會導(dǎo)致蒸汽驅(qū)過早發(fā)生汽竄，影響開發(fā)效果，而當(dāng)井距較大時，汽驅(qū)又需要較長時間才能見效，當(dāng)井距合適時，汽驅(qū)既能較快地見效，又不會過早發(fā)生汽竄。比如油層厚度為24m時，50m井距汽驅(qū)只需52天即見效，但見效后日產(chǎn)油量即由峰值急劇下降，而80m井距汽驅(qū)則需要1

24、80天才見效，只有60m井距時，汽驅(qū)見效所需時間為77天，較為適宜，且見效后，日產(chǎn)油量雖也有下降，但幅度較小，仍維持在較高水平，且維持時間較長，因此油層厚度為24m時適宜的井距為60m同樣，從蒸汽驅(qū)階段不同井距下日產(chǎn)油隨時間的變化曲線可以看出當(dāng)油層厚度為12m時適宜的井距為80mc.不同油層厚度條件下不同井距開發(fā)指標(biāo)對比利用水平井組合模型計(jì)算了6m12m18m24m四種油層厚度條件下不同井距的汽驅(qū)指標(biāo)，由于井距不同，控制儲量不同，因此采用單位儲量下的凈累油作為評價指標(biāo)。根據(jù)數(shù)模計(jì)算結(jié)果，作出了不同厚度條件下井距與單儲凈累油的關(guān)系曲線，在每條曲線上都會出現(xiàn)一個單儲凈累油最大的點(diǎn)，該點(diǎn)對應(yīng)的井距即

25、為該油層厚度下的合理井距，由此得出油層厚度6m時合理井距為100nl油層厚度12m時合理井距為80nl油層厚度18m時合理井距為70m,油層厚度24m合理井距為60ml由于數(shù)值模擬平面為均值模型，實(shí)際中考慮到油藏非均質(zhì)性，20m以上油層井距取80m,10-15m油層井距取100nl10m以下油層井距取120ml(3)水平段長度優(yōu)化由于蒸汽干度會隨壓力的增加而降低，還會隨井深的增加而降低。因此對于深層稠油油藏，由于注汽壓力高以及井深大，蒸汽到達(dá)井底后干度會變得極低。本次利用數(shù)模分別計(jì)算了注汽井水平段長度為80、100、120、150、180以及200m時蒸汽驅(qū)的生產(chǎn)效果。隨著水平段的增加，累積產(chǎn)

26、油量增加，采出程度減小，單儲凈累油隨著水平段長度的增加先增加，當(dāng)水平段長度超過150m后，單儲凈累油反而有所減小。考慮到經(jīng)濟(jì)效益和采出程度，水平段長度優(yōu)選150m(4)縱向位置優(yōu)化注汽井縱向位置優(yōu)化應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測了注汽水平井位于油層不同位置的蒸汽驅(qū)生產(chǎn)效果，從預(yù)測指標(biāo)來看，凈產(chǎn)油量均達(dá)到了經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，具有經(jīng)濟(jì)效益；總體來說，注汽井的縱向位置對生產(chǎn)效果影響不是太明顯，但是注汽井位于油層中部時，采出程度高，凈產(chǎn)油量大，注汽井最佳位置位于油層的中部。采用井縱向位置優(yōu)化應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測了生產(chǎn)水平井在油層不同位置的蒸汽驅(qū)生產(chǎn)效果，從預(yù)測指標(biāo)來看，凈產(chǎn)油量均達(dá)到了經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，具有經(jīng)濟(jì)效益；但

27、生產(chǎn)井在油層中位置越靠下，采出程度越高，凈產(chǎn)油量越大，生產(chǎn)井應(yīng)位于油層的中下部。(5)吞吐階段注采參數(shù)優(yōu)化注汽強(qiáng)度在周期注入一定量的CO2和降粘劑條件下，應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測了注汽強(qiáng)度分別為10t/m、12.5t/m、15t/m、18t/m時的吞吐效果，計(jì)算結(jié)果表明，隨著注汽強(qiáng)度的增加，累積產(chǎn)油量和采出程度均先增加后減小，凈累油也呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)注汽強(qiáng)度為15t/m時，凈累油最大。CO2a入量當(dāng)注汽強(qiáng)度為15t/m時，應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測了CO2周期注入量分別為75t、100t、125t、150t、175t時的吞吐效果，計(jì)算結(jié)果表明，隨著CO駐入量的增加，累積產(chǎn)油量和采出程度增加，

28、凈累油呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)CO駐入量為100-120t/周期時，凈累油最大。降粘劑用量在注汽強(qiáng)度為15t/m、CO2周期注入量為100t的條件下，應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測了降粘劑周期注入量分別為0t、10t、20t、30t、40t、50t時的吞吐效果，計(jì)算結(jié)果表明，隨著降粘劑注入量的增加，累積產(chǎn)油量和采出程度增加，凈累油呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，當(dāng)降粘劑注入量為10-15t時，凈累油最大。排液量應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測了吞吐時生產(chǎn)井排液量分別為20t/d、40t/d、60t/d、80t/d、100t/d時的生產(chǎn)效果，計(jì)算結(jié)果表明，隨著排液量的增加，累積產(chǎn)油量和采出程度呈現(xiàn)出先增大后減小的規(guī)律，

29、排液量為40t/d時，各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)最優(yōu)。(6)轉(zhuǎn)驅(qū)時機(jī)優(yōu)化應(yīng)用數(shù)值模擬模型預(yù)測了水平井組合吞吐4周、5周、6周、7周、8周后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的生產(chǎn)效果，從預(yù)測指標(biāo)來看，隨著轉(zhuǎn)驅(qū)時機(jī)的推后，蒸汽驅(qū)采出程度呈現(xiàn)先增加后減小的規(guī)律，當(dāng)水平井組合吞吐6個周期后轉(zhuǎn)驅(qū)，采出程度達(dá)到最高值，汽驅(qū)效果最好，考慮高采收率和高經(jīng)濟(jì)效益，推薦轉(zhuǎn)驅(qū)時機(jī)為吞吐6周后；同時，從轉(zhuǎn)驅(qū)前的地層壓力上看，蒸汽吞吐6個周期之后，地層壓力低(4.4MPa),能量不足，吞吐效果變差，從地層能量角度考慮也應(yīng)在吞吐6周期后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。(7)汽驅(qū)階段注采參數(shù)優(yōu)化注汽干度根據(jù)國外淺層蒸汽驅(qū)成功經(jīng)驗(yàn)，井底干度需達(dá)到0.4以上，但埋91塊為超深層稠油油藏

30、，由于注汽壓力高，井筒熱損失大，井底干度難以達(dá)到0.4以上，為此利用數(shù)模計(jì)算了低井底干度情況下蒸汽驅(qū)效果，從采出程度來看，井底干度每增加0.1,采出程度增加約提高2個百分點(diǎn)，當(dāng)井底干度為0.2時，采出程度可達(dá)41.2%,說明低蒸汽干度下蒸汽驅(qū)也能取得較高采出程度，但為保證汽驅(qū)效果，應(yīng)盡量提高井底干度。注汽速度根據(jù)國外蒸汽驅(qū)經(jīng)驗(yàn)，蒸汽驅(qū)要取得好的效果，注汽速度需達(dá)到1.6-2.0t/d.ha.m。利用數(shù)值模擬預(yù)測了16.5m油層注汽速度分別為4、5、6、7、8t/h時以及9.6m油層注汽速度分別為2.5、3、3.5、4、4.5t/h水平組合的蒸汽驅(qū)效果，從預(yù)測結(jié)果來看，凈產(chǎn)油隨著注汽速度的增加，

31、先增加后降低，對于16.5m油層，注汽速度在6t/h時凈產(chǎn)油最高，而9.6m油層注汽速度在4t/h時凈產(chǎn)油最高，考慮高采收率和高經(jīng)濟(jì)效益I砂體注汽速度為6t/h,II砂體注汽速度4t/h。采注比利用數(shù)值模擬預(yù)測了采注比分別為1、1.1、1.2、1.3、1.5、1.8時水平組合蒸汽驅(qū)的生產(chǎn)效果，從預(yù)測指標(biāo)來看，凈產(chǎn)油量隨著采注比的增加而增加，當(dāng)采注比高于1.2后，凈產(chǎn)油量不再增加，綜合考慮高采收率和高經(jīng)濟(jì)效益，蒸汽驅(qū)采注比采用1.2。(8)布井極限厚度利用水平井組合模型計(jì)算了油層厚度分別為3、5、8、10、15m時吞吐的單井開發(fā)指標(biāo)，并作出單井累產(chǎn)油量與油層厚度關(guān)系曲線，根據(jù)熱采水平井開采經(jīng)濟(jì)極

32、限累產(chǎn)油確定出布井極限油層厚度為6m6m以下油層則采用分支水平井提高儲量動用率。(9)分支水平井參數(shù)優(yōu)化利用CMGH直模擬軟件，建立了分支水平井單井概念模型。模型縱向上考慮非均質(zhì)性，細(xì)分為6個小層，平面上X方向網(wǎng)格數(shù)36個，Y方向網(wǎng)格數(shù)21個，總節(jié)點(diǎn)數(shù)為4536。分支水平井布井極限厚度利用分支水平井單井模型計(jì)算了油層厚度分別為3、6、9、12m時蒸汽吞吐開發(fā)指標(biāo)，并作出單井累產(chǎn)油量與油層厚度關(guān)系曲線，根據(jù)熱采分支水平井開采經(jīng)濟(jì)極限累產(chǎn)油確定出布井極限油層厚度為4.5m。主支長度優(yōu)化利用數(shù)模計(jì)算了當(dāng)分支數(shù)為2個時，主支長度分別為200m250m300m400m的開發(fā)效果，隨著主支長度的增大，采出

33、程度減小，單儲凈累油指標(biāo)則在主支長度為200-250m時達(dá)最高。分支數(shù)優(yōu)化汽驅(qū)井網(wǎng)優(yōu)化結(jié)果表明，井網(wǎng)為水平井組合，分支水平井應(yīng)為同側(cè)分支。據(jù)鉆井工藝要求，考慮同側(cè)兩分支水平段相互間的距離，當(dāng)主干長度為250m時，最多可分3個分支。不同分支數(shù)開發(fā)效果表明：隨著分支數(shù)的增加，采出程度雖然有所增加，但由于鉆井量的增加，凈產(chǎn)油量增大到一定程度后反而有所減小，當(dāng)分支數(shù)為2時，凈產(chǎn)油量最大。支與主支夾角優(yōu)化據(jù)目前分支水平井鉆井技術(shù)，分支與主干水平段軌跡直線夾角0-45度之間均可實(shí)施，但隨著夾角的增大，施工難度亦增大。利用數(shù)值模擬預(yù)測了分支水平井不同夾角下的開發(fā)效果，計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)分支與主干夾角從20度增

34、大到45度時，各項(xiàng)開發(fā)指標(biāo)均有所降低，同時從吞吐末溫度場來看，分支角度為20度時井周圍動用更均勻，剩余油飽和度低（圖12）。血鄴轉(zhuǎn) 1叫 110 113 IM MD 147 型分支與主干夾角為20度吞吐末溫度場Lwl，- I -匐惴酬01禽vlgjhn，£fltl¥,II inhi ku ' ： I I "« B5 TO m I1B m l» IB?1把分支與主干夾角為 45度吞吐末溫度場圖12不同分支與主干夾角吞吐末溫度場圖分支長度優(yōu)化當(dāng)分支數(shù)為2分支時，采用60m80m100m120m150mE個不同分支長度進(jìn)行數(shù)模計(jì)算，隨著分支長

35、度的增加，采出程度增加，但凈產(chǎn)油量先增加后減小，當(dāng)分支長度在100-120m時凈產(chǎn)油量最高。因此合適的分支長度為100-120R1通過經(jīng)濟(jì)技術(shù)開發(fā)極限研究確定了堤東斷裂帶油藏開發(fā)原則及開發(fā)參數(shù)。1）油藏主體采用一注一采正對交錯水平井井網(wǎng)；2）邊部采用分支水平井蒸汽吞吐；3）水平井在有效厚度6m以上范圍布井，分支水平井在有效厚度4.5m以上范圍布井；4）20m以上油層注采井距80nr）1015m油層井距100rn10m以下油層井距120rq5）水平井水平段長度150rr200用分支水平井主支長度200250nl分支長度100120m通過上述研究，為堤南深層超稠油油藏的有效、高效開發(fā)井網(wǎng)設(shè)計(jì)提供理

36、論依據(jù)。3、深層超稠油配套工藝技術(shù)研究與應(yīng)用，提高產(chǎn)能建設(shè)效益針對堤南91塊、堤911塊的開發(fā)難點(diǎn)，通過開展深層特超稠油開發(fā)配套工藝技術(shù)的研究應(yīng)用，主要做了三個方面的研究和技術(shù)集成，實(shí)現(xiàn)了兩個區(qū)塊的有效動用：形成適合河口深層特超稠油開發(fā)配套技術(shù)應(yīng)用模式，為深層特超稠油油藏的規(guī)模開發(fā)提供的技術(shù)。3.1、 HDCS雖化熱采技術(shù)的推廣應(yīng)用HDCS雖化采油技術(shù)是采用高效油溶性復(fù)合降粘劑和二氧化碳輔助水平井蒸汽吞吐，發(fā)揮協(xié)同降粘、混合傳質(zhì)及增能助排作用，達(dá)到降低注汽壓力，擴(kuò)大波及范圍，實(shí)現(xiàn)中深層特超稠油油藏有效開發(fā)的綜合性技術(shù)。爆南91-平1塊油層深、原油粘度高，注汽熱損失大、驅(qū)替效率低，產(chǎn)能下降圖13

37、理南91塊原油流變性實(shí)驗(yàn)13）。從圖中可以看出，當(dāng)溫度小于90c時，流變曲線均不過原點(diǎn)，表明在油藏溫度下，堤南91-平1塊稠油油藏注汽需要一定的后動壓力。因此在注汽前需要用油溶性降粘劑對油層進(jìn)行預(yù)處理，以降低注汽啟動壓力，提高回采效果。(1)、油溶性降粘劑的優(yōu)化由室內(nèi)試驗(yàn)可以看出，油溶性降粘劑能有效降低超稠油油藏注汽啟動壓力，同蒸汽相結(jié)合可以大幅度提高蒸汽驅(qū)替效率。O 453 5 25150 m29l0bO&2O2050T- 001A5030807060504030201000123456789注入體積/PV圖15驅(qū)替效率曲線圖14驅(qū)替壓力實(shí)驗(yàn)從圖14中可以看出，單一注蒸汽的初始驅(qū)動壓

38、差有一個上升的過程。而伴蒸汽注入油溶性降粘劑時的驅(qū)動壓差隨時間的延長呈下降趨勢，而且單一注蒸汽的初始驅(qū)動壓差比伴蒸汽注入油溶性降粘劑的驅(qū)動壓差高23MPa這說明，在注汽前注入油溶性降粘劑，可降低注汽壓力，有利于蒸汽在油層中的滲透。將純蒸汽與伴蒸汽注入油溶性降粘劑的驅(qū)替效率進(jìn)行了對比實(shí)驗(yàn)，從圖15中可以看出，單一蒸汽驅(qū)的最終驅(qū)替效率只有21.94%,在相同的蒸汽注入量條件下，伴蒸汽注入油溶性降粘劑后，驅(qū)替效率可達(dá)到68.56%,是單純蒸汽驅(qū)的3倍，而要達(dá)到相同的驅(qū)替效率時，伴蒸汽注入油溶性降粘劑時的蒸汽注入量僅為單一注蒸汽時的蒸汽注入量的1/8?？梢姡尤胗腿苄越嫡硠┖?，可以大幅度提高驅(qū)替效率。

39、并且注入油溶性降粘劑后，含水率上升的幅度也比較慢。A、油溶性降粘劑降粘效果實(shí)驗(yàn)評價實(shí)驗(yàn)方法：油樣含水率：27.9%,80c條件下的原油粘度15467mPas取原油油樣30g50g于燒杯中，水溫80c恒溫2h;加入藥劑溶液，恒溫30min。油溶性降粘劑的用量，按油劑比100:5;100:10分別加入油樣中,充分?jǐn)嚢栌^其現(xiàn)象，測量其粘度，計(jì)算降粘率。通過試驗(yàn)（表1）可以看出，5魅度下降粘劑的降粘率達(dá)到了82%效果較好。表1油溶性降粘劑降粘效果評價表藥劑用量（油溶性溶液）降粘后油樣粘度（mPa.S）降粘率5%278482%10%108093%B、油溶性降粘劑用量優(yōu)化:處理半徑：1.52nl濃度設(shè)計(jì)：

40、5%;水平井水平段長：150-200m。水平井用量：Q1=Ttr2h（|）X0.7X7%15.7527.75t其中：Q-油溶性降1劑用量，tr油層處理半徑，mh1水平段長，m。油層孔隙度。按0.3計(jì)算根據(jù)計(jì)算結(jié)果，結(jié)合堤南91-平1井、堤911-平1井的實(shí)施情況，水平井油溶性降粘劑用量：15-20t。（2）、CO2X藝參數(shù)的優(yōu)化A注CO孜善超稠油開發(fā)效果的機(jī)理研究雖然勝利特超稠油油藏開采難度大，但為了開發(fā)特超稠油油藏，勝利油田在超稠油油藏開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)上，以蒸汽吞吐方式為主，在調(diào)研鄭411、T826等特超稠油區(qū)塊應(yīng)用了CO輔助蒸汽開采特超稠油工藝配套技術(shù)進(jìn)行了試采，取得了成功，其中鄭411-平2井

41、在注汽前以前置液方式注入200tCO,注汽過程伴注高溫薄膜擴(kuò)展劑，注汽壓力最高19.4MPa干度70%周期產(chǎn)油量達(dá)到1983t,油汽比0.9以上，效果顯著。從現(xiàn)場試驗(yàn)情況分析，CO對改善特超稠油熱采開發(fā)效果具有一定的作用。一是CO2溶解于原油中，使原油粘度降低，提高了原油在地層中的流動性。原油原始粘度越大，溶解CO2后降粘幅度越大，原油粘度能降低到原始值的1/10左右，即降粘幅度高達(dá)90%fc右。降粘后的原油更易于向井筒滲流，從而提高單井產(chǎn)量。二是CO2容解于原油中，使地層油體積膨脹，不但可以增加地層的彈性能量，還有利于膨脹后的剩余油脫離地層水及巖石表面的束縛，變成可動油，從而增加油井產(chǎn)量。三

42、是CO2在原油中擴(kuò)散，使原油粘度和油水界面張力降低，儲層滲透率提高。四是CO2溶于水形成碳酸，碳酸雖然是弱酸，它也能與一部分碳酸鹽巖反應(yīng)，從而溶蝕井底或井筒壁上存在的水垢，作為一種解堵劑，提高滲流能力。s 3m/度粘不同溫度時粘度隨氣油比的變化1600001400001200001000008000060000400002000001020氣油比GOR體積系數(shù)隨氣油比的變化關(guān)系數(shù)系積體- O 119g 765H 8 /L00 000004053525圖16CO2對稠油粘度和體積系數(shù)的影響隨著CO動口入量增大（圖16）,原油粘度顯著下降、體積系數(shù)增大；地層油體積膨脹越多，地層油的彈性能量增加越多

43、；氣油比達(dá)到23.9時降粘率為92%。B、CO2蒸汽吞吐驅(qū)油效率高采用CO浜油技術(shù)，CO渴溶于原油，降低原油粘度，增加原油的流動性，膨脹原油體積，將殘余油從孔隙體積排出，從而提高油井的產(chǎn)量。N2具有助排、隔熱和提高蒸汽的波及體積的效果，可以大幅度提高薄層稠油油藏的注汽效果。因此我們利用室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)裝置進(jìn)行了N2、CO2油溶性降粘劑等協(xié)同作用提高蒸汽吞吐效果的研究和實(shí)驗(yàn)。純蒸汽驅(qū)的驅(qū)替效率只有21.94%（圖17）,伴蒸汽注入CO21的驅(qū)替效率為48.90%,伴蒸汽注入油溶性降粘劑驅(qū)的驅(qū)替效率為68.56%,伴蒸?注入N2+由溶性降粘劑驅(qū)的驅(qū)替效率為77.04%,伴蒸汽注入CO2袖溶性降粘劑驅(qū)的

44、驅(qū)替效率為87.61%?？梢?，伴蒸汽注入CO2袖溶性降粘劑驅(qū)是提高特超稠油驅(qū)替效率的最佳驅(qū)替方式。注入體積（PV）圖17不同驅(qū)替方式驅(qū)替效率對比CCO2工藝參數(shù)優(yōu)化根據(jù)堤南91-平1塊的油藏物性參數(shù)，應(yīng)用數(shù)模軟件對該區(qū)塊不同二氧化碳用量下的周期產(chǎn)油量進(jìn)行了數(shù)值模擬計(jì)算。計(jì)算條件：水平段長200ml油層有效厚度9.0m,周期注汽量3000t。從表2中可以看出，水平井注入二氧化碳量在140t時，增產(chǎn)效果最好。確定堤南稠油區(qū)塊水平井CO2注入量為110-140t。表2CO2不同用量下的增產(chǎn)情況方案蒸汽吞吐先注二氧化碳后蒸汽吞吐注入CO2量（t）05080110140170周期產(chǎn)油量（t）1143.5

45、81404.71495.81621.11799.11846.3油汽（蒸汽+CO2比0.38120.46060.48570.52130.5730.5825增油量/261.1291.12125.31178.0347.22（3）、注汽參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計(jì)該塊巖心分析孔隙度一般20%31%平均26.6%,滲透率一般2002900X10-3區(qū)m，平均1271X10-3m2，總體評價為高孔、高滲砂巖儲層。儲層總體滲透率相差不大，對注汽的影響不大。應(yīng)用“注蒸汽井筒熱力參數(shù)計(jì)算軟件”對不同壓力下的井筒熱力參數(shù)進(jìn)行了計(jì)算。計(jì)算條件為：垂深1700ml造斜點(diǎn)1400ml水平段長150ml注汽管柱為©114mr

46、（|）62mm®臨界隔熱管（接箍處加隔熱襯套），結(jié)果見表3。表3井口蒸汽干度為70%寸水平井井底蒸汽參數(shù)（1800m）井口壓力井口流量壓力MPa溫度C熱損失%19MPa7t/h25375.8198t/h24.7378.116.69t/h24.437914.320MPa7t/h26.4375.8208t/h26.1379.1179t/h25.8380.914.721MPa7t/h27.9374.220.88t/h27.6378.617.69t/h27.3381.415.2從計(jì)算結(jié)果可以看出，當(dāng)注汽壓力增加時，井底壓力也增大，但由于飽和蒸汽的壓力增大時其飽和溫度也相應(yīng)的上升，這時井筒與地

47、層間的溫差增加，因此井筒熱損失也相應(yīng)增加，井底干度下降。因此根據(jù)以上的分析，堤南91-平1塊東二段注汽時應(yīng)根據(jù)注汽設(shè)備的情況盡量提高注汽速度和干度，同時在保證注汽速度和干度的情況下降低注汽壓力，以提高蒸汽在井底的干度，減少熱損失，提高注汽質(zhì)量，增加油井產(chǎn)量。注汽諫率：7t/h-9t/h,具體視注汽壓力確定注汽井口干度：A73%注汽強(qiáng)度:水平井15-25t/m超臨界鍋爐：注汽壓力20MPa3.2、 全程隔熱保溫技術(shù)的創(chuàng)新應(yīng)用根據(jù)油藏原油性質(zhì)特征，確立了全程隔熱保溫的開發(fā)理念，實(shí)現(xiàn)從井口到油層的全井段隔熱，實(shí)現(xiàn)從注汽到轉(zhuǎn)抽的全周期隔熱；全程隔熱達(dá)到了提高在注汽和采油過程的熱能利用率，減少作業(yè)及管理

48、過程產(chǎn)生的冷傷害，為降低井筒熱損失，達(dá)到全程保溫，防止后期冷傷害的要求；提高油流井筒流速，減少產(chǎn)出液的熱能在井筒段的損失。全程隔熱管柱創(chuàng)新設(shè)計(jì)：采用注采一體化工藝+節(jié)能密封插管注汽裝置+高真空隔熱油管的配套組合（圖18）,其由節(jié)能封隔器及密封插管為核心。設(shè)計(jì)原理和出發(fā)點(diǎn)：充分利用地下能量和熱量，研發(fā)了節(jié)能封隔器具有耐高溫，耐高壓、減少地層冷傷害、放大地層的生產(chǎn)壓差的作用；密封插管及洗井單流閥和桿式泵，實(shí)現(xiàn)了油井的注采一體化，解決了油井入井液對地層的冷傷害，提高油井注汽效果，加快作業(yè)進(jìn)度。為了提高管柱的保溫性，研制特種桿式泵和隔熱補(bǔ)償管，提高補(bǔ)償管的隔熱保溫。配套采用防偏磨技術(shù)，防止空心桿和隔熱

49、管的磨損。該技術(shù)實(shí)現(xiàn)了全程隔熱保溫生產(chǎn)的需要，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；提高液體舉升過程中流速，降低沿程熱損失，充分利用了地溫；舉升過程中，全程密閉，避免井筒脫氣，提高特稠油的流動性能；利用注汽節(jié)能管柱的密封性，避免注汽后作業(yè)、維護(hù)過程油層冷傷害；該管柱洗井、打撈方便。全程隔熱管柱創(chuàng)新設(shè)計(jì)形成的注汽節(jié)能封隔器、注汽洗井單流閥、長行程隔熱補(bǔ)償器、旋轉(zhuǎn)脫節(jié)器技術(shù)成果已申報國家專利。圖18全程隔熱管柱示意圖3.3、 井筒降粘舉開工藝的配套完善與應(yīng)用堤911塊和堤南91塊由于油層深、原油對溫度敏感性強(qiáng)，為防止吞吐后期由于井筒溫度降低，產(chǎn)出液的粘度升高造成井筒舉開困難，加

50、上該區(qū)塊地理位置偏僻、地面設(shè)施不配套，采用注采一體化管柱+高真空隔熱管+電加熱降粘工藝技術(shù)配套井筒舉開（圖19）,由于加熱電纜工作的空心桿在熱損失較小的隔熱管中，為防止電纜老化，使用了耐溫250c的加熱電纜，配套應(yīng)用低頻加熱柜，低頻對稠油產(chǎn)生低頻效應(yīng)，有利于抽油桿下行。優(yōu)化電熱桿加熱功率為80Kw圖19油層100c加熱的產(chǎn)液溫度液 產(chǎn)4、實(shí)施精細(xì)一體化管理，實(shí)現(xiàn)堤南深層超稠油油藏的高效開發(fā)堤南地理位置位于山東省東營市利津縣刁口鄉(xiāng)境內(nèi)，地處鹽業(yè)開發(fā)和魚蝦養(yǎng)殖區(qū)，四周環(huán)水，地面條件十分復(fù)雜，鹽度和濕度高，管線流程的鋪設(shè)難度大，腐蝕嚴(yán)重；同時由于該塊屬于超稠油，粘度高、凝固點(diǎn)高，原油輸送的難度比較大

51、；同時因電網(wǎng)線路負(fù)荷大，易發(fā)生大線跳停的事故，存在著停井時間的不穩(wěn)定性；因油稠導(dǎo)致抽油機(jī)的負(fù)荷偏大，易導(dǎo)致桿管的斷脫。為此，成立了稠油生產(chǎn)領(lǐng)導(dǎo)小組，從生產(chǎn)技術(shù)流程、管理技術(shù)指標(biāo)、日常管理職責(zé)、應(yīng)急預(yù)案等4個方面制定了超稠油管理規(guī)范。4.1、建立超稠油溫控一體化管理體系，提高超稠油的開發(fā)管理水平超稠油溫控一體化體系的內(nèi)涵：超稠油開發(fā)實(shí)質(zhì)是將超稠油變成稀油，使難開采的超稠油得以動用。建立超稠油溫控一體化管理體系就是對超稠油從地層流入井筒、舉升到地面、進(jìn)入地面流程的全過程溫度進(jìn)行統(tǒng)一調(diào)節(jié)和控制，達(dá)到油井正常生產(chǎn)，儲量得以動用的目的。其具體的做法就是實(shí)施油藏“加溫”、井筒“保溫”、地面“升溫”等措施，

52、來實(shí)現(xiàn)稠油開發(fā)的一體化。33貂稿油星控一體it體系募汽吞吐35g井苜指精SCHOOL了0七1）、油藏方面：應(yīng)用HDC皴術(shù)為超稠油“加溫”，提高地層能量借鑒超稠油開發(fā)模式，實(shí)施了HDC破術(shù)為地層“加溫”，根據(jù)地層深度和注汽前試擠情況，確定使用超臨界活動鍋爐或常規(guī)注汽鍋爐，二氧化碳輔助蒸汽吞吐具有增能、增排、降粘、提高蒸汽波及體積的作用，油溶性降粘劑能有效降低原油粘度，增強(qiáng)原油流動性，提高了注汽效果。在相同注汽量下，注入的溫度越高，注汽干度越高，其驅(qū)油效率越高，產(chǎn)油量越高（圖20）。根據(jù)我們現(xiàn)場注汽的實(shí)際情況和熱采鍋爐的情況，我們將熱采時的注汽溫度設(shè)定 為不低于350C,注 汽干度大于72%為 此

53、按要求使用超臨 界鍋爐。蒸汽千度圖20周期產(chǎn)油量與井底干度關(guān)系曲線2）、井筒方面：運(yùn)用注采一體化管柱“保溫”，減少地層熱量損失使用注汽、采油一體化管柱，減少熱量損失：主要是采用隔熱管隔熱和電熱桿加熱，逐步改進(jìn)了補(bǔ)償器（圖18）,很好的起到了“保溫”的作用,有效減少了熱量在管柱中的損失，同時作業(yè)時采用熱水加降粘劑避免了作圖21同等液量下采油方式與井口溫度關(guān)系柱狀圖3）、地面方面：完善地面全程“升溫”配套工藝，達(dá)到升溫降粘的效果。地面溫度的確定：超稠油屬于賓漢型塑性流體，有較高的屈服值（流體開始產(chǎn)生流動所需達(dá)到與超過的臨界應(yīng)力值）。溫度在50c時超稠油的屈服值是普通稠油的五倍左右。溫度大于85c時

54、，其屈服值將為零，呈牛頓流體（沒有剪切彈塑性的理想流體）。溫度低于85c時，超稠油的粘度隨剪切速率減小而增大。屈服值降為零的溫度值比普通稠油高2025C。由堤911-P1與土呈91-P1井常壓下粘溫數(shù)據(jù)表可以看出，粘度在不同溫度下的變化情況，所以保證超稠油的溫度，是超稠油在管網(wǎng)中順暢流動的關(guān)鍵。從堤南91-P1井粘溫曲線也可以看出，溫度在70c時，粘度15000mPa.s左右，是粘度的“拐點(diǎn)”，低于該溫度時，粘度直線上升。因此，從井口到地面流程，其溫度不應(yīng)低于70Co但由于70c時粘度仍在lxi04mPa.s以上，井筒抽稠的難度仍然比較大，而且流程沿程仍然有溫度損失，將會突破粘度“拐點(diǎn)”。因此

55、，將井口溫度定在80c以上，地面流程溫度定在70c以上，以保證超稠油井正常生產(chǎn)。為保證地面流程溫度一直保持在70c以上，我們完善了水、電、氣流程，通過加藥、摻水，干線爐加熱等措施為地面流程“升溫”。超稠油從井口進(jìn)入流程后，我們對沿線全程均采取了“保溫”和“升溫”措施（圖22）,確保超稠油順利進(jìn)入大干線。圖22熱采井地面流程示意圖A、加藥：安裝連續(xù)加藥裝置，連續(xù)加入稠油改善劑進(jìn)行降粘，有效降低了“拐點(diǎn)”溫度。通過配伍試驗(yàn)，每1X10%稠油中加入1噸稠油改善劑，能夠有效降低稠油粘度，即稠油改善劑加入濃度為100ppF離站較遠(yuǎn)的單井以在井口加藥，離計(jì)量站較近的在站上集中加藥。B、摻水：為降低原油粘度

56、，確保超稠油在干線中順暢流動，對超稠油井進(jìn)行摻熱水或熱油伴輸。為保證摻水溫度，在計(jì)量站增加了一臺400Kw的摻水加熱爐。目前土呈911塊82緘占預(yù)計(jì)投產(chǎn)9口井，預(yù)計(jì)每口井摻水量為20m3/d,總摻水量在180m3/d,瞬時排量為7.5m3/h,目前摻水加熱爐功率為400Kw按熱效率為90%+算，通過熱量公式：Q=以tX刀X3.6X106JP=400Kwt=24小時刀=90%則摻水加熱爐瞬時轉(zhuǎn)化的熱能為：1.296X109焦耳/小時。水的比熱容為C水=4.2X103J/(Kg*C),所以摻水加熱爐每天能把瞬時流量為7.5m3/h的水升高的溫度At為：t=Q/(C水*M)=1.296X109+4.2X103J/(Kg*C)X7.5X103Kgt=41.1C目前從75#站來水溫度為48c左右，經(jīng)過水套爐升溫，出口溫度能夠達(dá)到90C,能夠保證9口井投產(chǎn)后的井口摻水溫度。