常规砂岩稠油油藏开发技术应用及成效.pdfVIP

4 论 著 常规砂岩稠油油藏开发技术应用及成效 卢宝荣 李国鹏 许惠芳 郑中红 (中国石油大港油田公 司，天津 大港 300280) 摘 要：M油田是典型的常规砂岩稠油油藏，油层物性好，平均孔隙度 31％，平均空气渗透率 1475x10．34 ；原油性质较 差，平均地面原油密度0．9536g／cm3，平均脱气原油粘度(50℃)为706mPa．S，地下原油粘度为102．26mPa_sa针对高渗砂岩稠 油油藏开发的主要影响因素，该油田在不同开发阶段采取了相应的技术措施，取得了良好的开发效果，油藏水驱采收率可达 37．1％。从采油速度、稳产年限、采收率等油藏开发主要指标分析，M油田接近或好于国内同类型稠油油藏开发水平。其做 法及经验可供 同类型油藏开发参考借鉴。 关键词：高渗砂岩；常规稠油；降粘开采；防砂；有效注水 D0I：10，3969／j．issn．1671—6396．2014．08．002 1 油藏基本特征 M油田地层胶结疏松，油井生产过程中极易出砂，由于 M 油田为常规注水开发的稠油油藏，为一被断层切割的 出砂，套管损坏严重，据统计在射孔位置套管变形井数占套 穹隆状构造，中部由次一级的两条断层将整个构造分割成两 损井83．3％，因此要保持油井正常生产必须采取有效防砂技 部分，断层上升盘的M3断块构造面积大且简单，是油田的 术。M油田先后试验了9种防砂工艺，油井施工248井次， 主力断块。M3断块发育着上第三系明化和馆陶两套油层， 有效202井次，综合成功率81．5％，其中先期防砂79并次， 油层埋深 1188～1464m，含油井段集中在210~280m，单井 有效68井次，综合成功率86．1％。平均有效期2．75年，平 有效厚度20m，最大厚度63．4m，油气主要富集在馆陶组， 均生产时率94．2％，注水井先期防砂 1口，有效期长达6年 又以馆 II油组最富集，储量 占60％。岩性主要以细一中砂岩 11个月：后期油井防砂 169井次，有效 134井次，综合成功 组成，粉砂和泥岩次之，且主要以夹层形式出现，胶结物主 率79．4％，平均有效期2．92年，平均生产时率 88．5％，累计 要是泥钙质。胶结类型以孔隙式和孔隙接触式为主，油层胶 增产原油 51×10t，注水井后期防砂35井次，有效34井次， 结疏松。储层砂体主要为河流相沉积体系中的低弯曲河沉 综合成功率97．1％，有效期3．33年，生产时率92．1％，累积 积，主要沉积微相有主河道、分支河道、河间滩等，砂体类 增加注水量 270~10m3。 型主要为河道砂。主力油层馆 II油组储层物性 良好，根据岩 2．1．3抽稠油技术 样测定，油层孔隙度 29％~32％，平均 31％，空气渗透率 由于产出液的含水计量误差大，给油井动态分析带来较 368～1954xlffjazn2，平均 1475x10一lamE。原油性质具有三 大困难。为此，曾研究试验过几种不掺水抽稠油的办法，其 高两低即密度大、粘度高、含胶质沥青高，凝固点及含蜡量 中包括喷射泵、螺杆泵、密封泵、反馈泵和软柱塞长泵等。 低的特点。平均地下原油粘度为 102．26mPa．S，原始气油比 经现场试验都取得了较好的效果。喷射泵效果最好，试验6 3lm ／t，体积系数 1．078，溶解系数 2．18m ／(t．MPa)，压缩 口井，平均单井产油18t，平均检泵周期275d，最长检泵周 系数7．35x10。4MPa，饱和压力 12MPa。 期 2363d。 M油田于1971年以250m井距三角形井网投入开发，1974 通过上述措施，大大提高了油井生产时率，使油田产量 年开始注水，按方案设计，采用四点法面积注水方式注水开 大大超过了设计 350t的生产能力。到本阶段末，M 油田原 发，不同阶段采取相应的措施，取得了稠油开发较好的效果。 油 日产水平升至 989．9t。 2 油田开发中应用技术及成效 2