完善稠油配套工藝，實現(xiàn)單10—斜122塊高效開發(fā)

毛杰

摘 要：單10-斜122 塊存在敏感性強、層間和層內(nèi)非均質(zhì)性嚴重、南部受邊底水影響大等矛盾，開發(fā)難度大。投產(chǎn)工藝共配套了全過程油層保護技術，擬壓裂防砂、一次性充填防砂、分層防砂、高飽和充填等防砂技術和環(huán)空隔熱、一體化管柱、分層注汽技術，開發(fā)取得較好效果。

關鍵詞：稠油油藏；擬壓裂防砂；一體化管柱；分層防砂；分層注汽

前言

單10-斜122 塊具有油層敏感性強、出砂嚴重、非均質(zhì)性強、受邊底水影響等開發(fā)矛盾，為實現(xiàn)區(qū)塊高效開發(fā)，我們完善區(qū)塊防砂、注汽、投產(chǎn)配套工藝，實現(xiàn)了區(qū)塊高效開發(fā)。

1 油藏概況及開發(fā)難點

單10-斜122 塊位于單家寺油田東南部，單2 塊南部與單10 南部結(jié)合部位，為扇三角洲沉積，屬地層—構造特稠油油藏。目的層為館陶組，油藏埋深1085～1210m，含油面積0.84Km2，地質(zhì)儲量160×104t。方案共部署油井28 口，全部為定向井，單井設計產(chǎn)能6t/d，新增年產(chǎn)能力4.2×104t。

區(qū)塊開發(fā)具有以下難點：

1.1 儲層敏感性較強，需全過程油層保護

通過單10-斜122 塊及鄰區(qū)取心井潤濕性資料分析，結(jié)果顯示該塊館陶組儲層具有中等水敏、弱堿敏和鹽敏。儲層粘土礦物含量為5～15%，鱗片結(jié)構。水敏造成粘土礦物膨脹，堵塞滲流通道，降低儲層滲透率。

1.2 儲層膠結(jié)疏松，成熟度低，沉積和成巖作用弱，出砂嚴重

該塊館陶組平均滲透率690.4×10-3μm2，孔隙度平均孔隙度30.4%，屬于高孔高滲儲層。儲層砂巖類型以長石砂巖、巖屑質(zhì)長石砂巖為主，次為長石質(zhì)巖屑砂巖，不等粒砂巖。該區(qū)塊儲層為典型的疏松砂巖油藏，具有滲透率、孔隙度高，成熟度低，砂粒度中值小，分選差的特點，地層易出砂。

1.3 南部低部位邊水活躍，對生產(chǎn)影響大

單10-斜122 塊在構造高部位為油層，邊水主要分布南部低部位，各砂體之間油水界面不同。Ng24、Ng31 的油水界面大體相同，分別為-1150m 與-1145m； Ng32、Ng33、Ng34 小層的油水界面基本相同：-1200m。需制定針對性的投產(chǎn)對策，降低南部邊水對區(qū)塊采收率影響。

1.4 儲層層間、層內(nèi)非均值性嚴重，實現(xiàn)均衡開發(fā)難度大

縱向上，館陶組含油小層5 個，層間滲透率級差達4.7，層間非均質(zhì)性較強。平面上，館陶組各小層層內(nèi)滲透率級差為11-269，非均質(zhì)性較強。整體表現(xiàn)為北部物性較好，向西逐漸變差。

2 技術對策及配套工藝

2.1 全過程油層保護，減少儲層傷害

鉆井和投產(chǎn)過程中采用全過程油層保護技術。鉆開儲層時采用聚合物潤滑防塌鉆井液體系，射孔、防砂、下泵作業(yè)過程中的各種入井液采用本地區(qū)達標熱污水，要求入井液溫度大于80℃，添加2%的粘土穩(wěn)定劑。注汽過程中前置注入2‰高溫粘土穩(wěn)定劑SH對油層進行預處理，進行防膨處理層，以防止油層傷害。

2.2 優(yōu)化防砂工藝，實現(xiàn)儲層均衡動用

針對儲層非均值性嚴重，南部邊底水等開發(fā)矛盾，結(jié)合油層厚度、儲層物性、層間差異等情況，優(yōu)化單井防砂設計方案。共實施擬壓裂防砂1 口，小排量一次性充填防砂4 口，分層防砂分層注汽6 口，飽和擠壓充填防砂17 口。

2.2.1 擬壓裂防砂技術

通過施工參數(shù)模擬，選定擬壓裂防砂施工排量為3.5m3/min，最高砂比≥80% ，造縫長15-25m，鋪砂濃度15-25kg/m2，導流能力1000-1400mD.m。

2.2.2 一次性充填防砂技術

對靠近邊底水的4 口井，采用小排量一次性充填防砂工藝，優(yōu)化施工排量至1.5m3/min，加砂強度﹤2.5t/m。一次性充填防砂還具有施工工序少，占井周期短，地層污染小等有點，有利于提高油井產(chǎn)能。

2.2.3 分層防砂技術

針對儲層縱向差異大、隔層﹥5m 的6 口井，為提高層間動用程度，采用分層防砂工藝。該工藝投球分層可靠性高、層間封隔緊密、單層改造徹底，只需下一趟管柱即可實現(xiàn)多層分層充填，工序少，減少了施工工作量，縮短施工周期。

2.2.4 飽和擠壓充填防砂技術

對位于區(qū)塊中部、北部構造高部位采用飽和擠壓充填技術。先對地層進行預處理，排出地層附近松散地層砂；然后向套管外大排量、高砂比高壓擠注石英砂及高溫涂料砂封口，提高擋砂強度和近井地帶的泄油能力。套管內(nèi)下入繞絲篩管，循環(huán)充填陶粒砂防砂。

2.3 優(yōu)化注汽配套工藝，實現(xiàn)區(qū)塊高效開發(fā)

單10-斜122 塊館陶組為特稠油油藏，為保證注汽質(zhì)量，根據(jù)試采情況和理論計算，優(yōu)化出區(qū)塊注汽參數(shù)，配套了環(huán)空隔熱技術，注采一體化管柱技術，分層注汽技術。

2.3.1 注汽參數(shù)設計

根據(jù)優(yōu)化結(jié)果，確定注汽參數(shù)為：注汽強度： 170t/m；注汽速度：8t/h～10t/h；注汽干度：鍋爐出口≥70%，井底≥40%。；對區(qū)塊南部距離油水界面較近的4 口井的注汽參數(shù)進行優(yōu)化，降低注汽強度，由170t/m 降至120-150t/m。

2.3.2 環(huán)空隔熱技術

為解決注蒸汽熱采過程中因壓井、洗井灌液導致油藏水敏粘土膨脹、冷傷害的問題，采用隔熱管柱下帶節(jié)能封隔器密封油套管環(huán)形空間。

2.3.3 注采一體化管柱技術

注采一體化管柱可實現(xiàn)注汽、采油兩個工藝過程，保持油層溫度，避免入井液體對油層的冷傷害，實現(xiàn)多輪次的注汽、回采過程，轉(zhuǎn)周作業(yè)簡單，節(jié)省作業(yè)工時和費用，減輕勞動強度。

2.3.4 分層注汽技術

針對分層充填改造的6 口井，為進一步提高吞吐效果和縱向動用程度。采用分層注汽工藝，優(yōu)化單層注汽強度：低滲層注汽強度180-200t/m，高滲層注汽強度170t/m。

3 區(qū)塊開發(fā)效果

通過以上防砂、注汽等配套工藝實施，單10X122塊開發(fā)取得較好效果。平均單井注汽量2100t，平均注汽壓力16MPa，注汽干度70.5%。區(qū)塊自2015年11月投產(chǎn)以來，累產(chǎn)油5.54×104t，平均單井日油11.5t，達到方案設計指標的191%。

4 區(qū)塊開發(fā)認識

（1）針對敏感性較強的儲層，必須實施鉆井、固井、作業(yè)、注汽、生產(chǎn)全過程油層保護，減少儲層傷害，確保儲層潛力得到完全開發(fā)。

（2）由籠統(tǒng)防砂向精細防砂轉(zhuǎn)變：縱向上采用分層充填改造，提高儲層縱向動用程度，平面上實施單井單策，對于泥質(zhì)含量高的區(qū)域，采用“氣舉返排+高溫涂料砂封口”，先近井地帶解堵，再充填建立高強度擋砂屏障；對低滲區(qū)域，采用擬壓裂防砂工藝改造，可有效降低注汽壓力，提高開發(fā)效果。

（3）在該區(qū)塊實施的環(huán)空隔熱、一體化管柱、分層注汽技術，從實施效果看，能有效提高注汽質(zhì)量，對其它類似稠油油藏開發(fā)具有借鑒作用。

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