特超稠油油藏开发配套技术适应性分析及研究

特超稠油油藏开发配套技术适应性分析及研究摘要：克拉玛依油田九7区齐古组油藏是典型的超稠油油藏，而油藏东北部的83口油井50℃原油粘度变化在3380-231439mpa.s 之间，平均为34150mpa.s，属特超稠油，投产初期无法正常生产，2006、2007年连续两年冬季处于停产状态，两年时间累积油汽比仅0.04，吞吐效果差。在这四年中作业区一直致力于油井的精细化管理，紧跟公司科学管理理念，始终坚持”以科技生产为主导”的管理方式，对油井的高粘、出砂、汽窜等主要生产难点进行了一系列的技术攻关，根据九7区适应性从结构设计、加工工艺、现场应用效果先后利用过热蒸汽、双管井掺热、组合式吞吐、短周期快节奏生产等综合治理并对其进行了效果分析。

关键词：高粘出砂汽窜热蒸汽双管井掺热组合式吞吐短周期快节奏效果分析影响因素

一、油区基本情况

九7区齐古组稠油油藏位于克拉玛依市区东北45km处，西部与九8区、东部与九6区相邻，是九区原油粘度最高的区块。

二、油藏地质特征

九7区齐古组油藏储层物性好，据物性分析储层孔隙度分布范围在20～37%之间，平均30.6%，水平渗透率为100×10-3～20000×10-3um2，平均1407×10-3um2，属大容量、高渗透储集层。九7齐古组油藏主要受岩性及构造控制，构造高部位由断层遮挡；中细

砂岩物性好、储集条件好、含油饱和度高，含砾砂岩和粗砂岩次之，砂砾岩含油性变差或不含油；油藏埋藏浅、原油粘度高。

三、吞吐生产特征及效果评价

1.开发简况

九7区齐古组油藏的开发过程中采取先易后难的策略进行滚动开发：1992～2002年对油藏中部的低粘区域进行试验开发，合计投产井60口；2005年在老区的东部和北部扩边投产新井114井。2006年扩边西北部和东北部两个区域，西北部靠近2005年扩边井西部的10口油井。

九7区东部齐古组油藏于2006年开发，以70×100m井距反九点井网部署油井83口，其动用面积0.7km2，地质储量123.6×104t，其中直井79口，水平井4口。

2. 累积生产情况

截止2011年10月，九7东部扩边区83口油井累积注汽130.27×104t，产油8.87×104t，综合含水90%，回采水率59%，累积油汽比0.07，平均单井日产油能力1.1t/d，累积采出程度7%。

3. 蒸汽吞生产特征

3.1油藏天然能量弱，原油粘度高，没有常规生产能力

3.2注汽压力低，油层吸汽能力强

3.3周期产量低、油汽比低、地层存水高

3.4随着吞吐轮次增加，日产油下降而含水上升

3.5周期内产量递减快，含水上升快

3.6同一周期内单井日产油在第二或第三个月达到最高值，之后逐月呈递减趋势，1-3周期内的产量峰值高，递减快，4轮以后周期内产量递减平缓(图3-1)。

3.7对比不同轮次同一周期含水率数据（图3-2），轮次增加，含水增加，周期内含水逐月上升。

3.8油层纵向上运用程度不均

从吸汽剖面解释结果（图3-3）来看：各层吸汽不均匀，油层上部为主要的吸汽层段。

以上产液剖面（图3-4）看：产液剖面也是同样情况。

四、影响因素及存在问题

1.原油粘度高

原油粘度差异大在85200～8757000mpa.s之间（北部平均原油粘度4991476mpa.s，南部平均原油粘度55，5849.5mpa.s）。

2.油井汽窜影响

由于九7区齐古组砂岩类为主，随着吞吐轮次的增加，油井出砂和汽窜具有普遍性。扩边区累积发生汽窜干扰井有72口（306井次），占该区总井数的87%。如（图4-３）所示。

3.油井出砂影响

出砂一直是困扰油田生产的问题之一。特别是汽窜往往造成出砂，出砂油井有54口（图4-4）。严重出砂井：共41口，平均砂厚

41.4米。一般出砂井：共13口，平均砂厚21.1米。如（图4-4）所示。

4.地理条件影响

简配13站单井与站区距离最远达600m，管线爬高近30m，受管阻和爬高影响，井口回压在1.0mpa左右（图4-5），油井生产困难。

处于站区低位置的油井，生产效果相对较差：与站区不同位置的生产效果对比（图4-6）看差别特别明显一类井的一轮和二轮井的各方面的效果都不如二类井。

一类：油井的位置比站区低（10米以上），二类：油井和站基本在同一高度。

五、提高蒸汽吞吐效果技术

1.化学降粘技术

近年来，针对原油粘度高、油藏生产时率低、地下存水高等特点，2008年至2010年先后优选实施化学驱油剂。2008年对970236、970216、970168、970155井降粘，有效4口，增923吨。2009年降粘5口，有效1口，增油143吨。2010年降粘5口，有效3口，增油801吨。

由以上表可看出， 2008年实施bd-6纳米复合驱油剂的措施效果明显，含水下降，增产油量923吨，措施后生产周期比上轮延长，增加298天。但2009年实施的降粘措施效果不理想，实施5口，有效3口，增油801吨。

2. 过热蒸汽

过热蒸汽共注5井次，有效4井次，增油477吨。过热蒸汽井的措施前后对比看效果明显的3口，增产油量291吨，含水下降4%。

3.加强汽窜井的调控技术

针对特超稠油埋藏浅、汽窜严重的突出矛盾，选取基本形成热连通的汽窜区域进行集团注汽同注同采，整体加热地下热场。

3.1同注同采

2.口同注同采970365、970366/970286、970305/970385、970363/970149、970150，同注同采四个井组8个井次，有效8井次，减少汽量1952吨，增油1046吨。

3.2整体吞吐

对九7区970363、970364、970384、970385、970386和970152、970153、970154、970155、970156这2个井组10井次整体吞吐，增油803吨，减少汽量2268吨，有效7井次。

3.3及时控关，改变蒸汽的方向

4. 调整注汽参数

4.1小汽量、短周期方式

4.2延长焖井时间

九7东部扩边区因汽窜和拌热生产，油层温度场形成，油区整体温度高，注汽焖井3天后开井汽大，因此延长焖井时间，由3天增加至5天，可根据油井开井情况选择继续焖井。