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发布时间:2020-07-26 23:22:26

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作者:彭永灿等

出版社:石油工业出版社

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中深层稠油油藏开发技术与实践——以吉7井区为例

中深层稠油油藏开发技术与实践——以吉7井区为例试读:

前言

浅层(埋深100~600m)稠油油藏的开发技术已经比较成熟,不乏成功开发的范例。而吉7井区梧桐沟组油藏属深层中低渗透稠油油藏,由于井深在1500m左右,井口注热井身热损失大,如采用隔热油管进行保温,经济投入大,因此采取热采方式对吉7井区这样的中深层油藏不会取得很好的开发效果,经济有效的开发方式难以确定。2

吉7井区梧桐沟组油藏探明含油面积25km、石油地质储量7206×410t,是新疆维吾尔自治区自新疆油田公司陆梁油田以后近十五年发4现的首个储量超过7000×10t的整装油田。但是油藏开发存在诸多难点:(1)断块多(7个)、跨度大(55~117m)、油层纵向分散(0.25~0.54 ),开发层系难组合;(2)原油性质、油水关系复杂造成油藏性质差异大,开发方式必须考虑具有针对性和经济性;(3)多层系交叉实施会造成地面施工条件复杂,后续施工地面很难达到安全环保标准,全面整装同步动用难;(4)常规有杆泵入井困难,无法有效举升;特种抽稠泵泵效低、提产效果较差;电加热、掺稀辅助举升提产效果好,技术可行,但采油成本高,经济上不可行,相配套的开采工艺还需要探索。4

通过技术攻关、滚动开发,目前已建成50×10t以上的年产能规模,形成了配套的开发思路和工程技术,实现了油田的经济高效开发动用,为类似油藏的高效开发起到示范引领作用。本书即是以吉7井区梧桐沟组油藏开发实践为主线,从油藏开发地质基础出发,阐述了油藏地质特点、渗流机理、提高采收率、开发动态研究、开发方式、开采工艺、效果评价等内容。本书重在实际应用环节,注重理论与实际结合,是地质、工程、现场实施一体化集体智慧的结晶,相信本书的出版,将为中低渗透深层稠油油藏的有效开发动用打开更好的工作思路。

本书引用了前人的大量研究成果和文献,有些引用在书末可能没列出参考文献名称及作者,敬请谅解。本书一共包括六个章节。前言、第三章及第四章由彭永灿执笔编写,第二章由秦军执笔编写,第一章由邱子刚编写,第五章由谢建勇执笔编写,第六章由孔垂显编写,同时梁成刚、史燕玲和崔志松也参与了部分图件和文字的编写工作。全书由彭永灿负责统稿。

本书难免有不足之处,敬请各位读者批评指正。第一章 绪论

世界油气资源中稠油所占比例较大。稠油油藏分布范围十分广,世界上各产油国基本都有稠油。随着轻质油开采储量的减少,稠油开采技术的不断发展和完善,21世纪动用的油气资源中稠油所占比重将逐渐增大,因此,稠油具有日益重要的战略地位。中国稠油资源分布广泛,已在12个盆地发现了70多个稠油油田(丁树柏等,2001;杜殿发等,2010)。其中,准噶尔盆地中深层稠油资源量较大,中深层稠油油藏的规模有效开发,对于维护新疆经济稳定发展、支持西部大开发战略、推动中国油气工业快速发展和改善环境等具有重要意义。第一节 国内外稠油油藏分类及特征

稠油是指在油层条件下黏度大于50mPa·s的原油。国际上称稠油为重油(Heavy Oil)或沥青(Bitumen)。据统计,世界范围内稠油8的地质储量约为1000×10t。稠油资源丰富的国家有加拿大、委内瑞拉、美国、原苏联、中国、印度尼西亚等,其资源量约为(4000~8386000)×10m(含预测资源量),稠油年产量达1.27×10t以上。加拿大稠油最为丰富,阿尔伯达盆地是主要分布区,有阿萨巴斯卡、冷湖8及和平河等8个大油田,地质储量约为(2680~4000)×10t。委内瑞8拉4个已知稠油聚集区,地质储量约为(490~930)×10t,主要分布在玻利瓦尔油区、东委内瑞拉盆地及其南部的奥里诺科重油带。美国8稠油地质储量约(90~160)×10t,克恩河油田是其主要的稠油油田。原苏联总体勘探和认识程度较低,约有200个稠油油田,地质储量约81200×10t(于连东,2001;李秀娟,2008)。

中国稠油资源比较丰富,陆上稠油资源约占石油资源总量的20%8以上,预测资源量为213.6×10t,其中可探明的地质储量为79.5×8810t,可采储量为19.1×10t。目前,已经在松辽盆地、二连盆地、渤海湾盆地、南阳盆地、苏北盆地、江汉盆地、四川盆地、珠江口盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地、吐哈盆地等11个盆地中发现了70多个稠油油田,这些稠油油田主要集中在辽河、胜利、新疆克拉玛依及河南4大油区。最近几年在吐哈盆地、塔里木盆地发现了超深层稠油资源。

中国陆上稠油油藏多数为中新代陆相沉积,少量为古生代的海相沉积(邹才能,2011;康玉柱等,2014)。埋藏浅,一般分布在各含油气盆地的边缘斜坡地带及边缘隆起倾没带,也分布于盆地内部长期发育断裂带隆起上部的地堑,油藏埋藏深度一般小于1800m,有的可露出地表,有的则距地表80m左右。稠油与常规轻质油藏有共生关系,受二次运移中生物降解及氧化等因素控制,在一个油气聚集带中,从凹陷中部向边缘逐渐变稠。陆相重质油,由于受成熟度较低的影响,沥青含量较低,胶质成分高,因此相对密度较低。多数稠油油藏为砂岩油藏,其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相,储层胶结疏松,成岩作用低,固结性能差,所以生产井中容易出砂。储层物性好,具有高孔隙度、高渗透率的特点,孔隙度一般为25%~30%,空气渗透率一般为0.5~2.0D。一、稠油分类的国际标准

不同的国家对稠油的称谓和定义标准并不一致,国际上原油价格是按质论价,相对密度大的原油轻质馏分少,价格就低,所以采用相对密度或原油重度(API)来表征稠油的特征及分类。

随着稠油储量的增加、稠油开采及加工技术的进步及生产规模的扩大,建立统一的定义与认识则成了业内所关注的问题,在稠油勘探开发中应关注以下几个方面:(1)从定义上将天然油藏中存在的重油及沥青明确地与原油炼制产品中的重油与沥青区别开来;(2)用以黏度为主的适用于油田勘探开发的分类方法取代以相对密度为主的适用于商品贸易的分类标准;(3)合理地确定重油及沥青的分类标准,即定量确定重质原油的分界线值及普通重油与沥青分界线值;(4)将重油与沥青的分类形成更科学的体系,有利于稠油开采技术的发展。

第二届国际重质油沥青砂学术会议上联合国培训研究署(UNITAR)对各国分类标准比较研究后推荐的分类标准,见表1-1。°

分类标准中使用了原油重度(API),它与相对密度的换算关系为°γ=141.5/(131.5+API)×{2500/[2400+T(℉)]}

当温度为60℉(即15.6℃),上式可以简化为°γ=141.5/(131.5+API)表1-1 由UNITAR推荐的重油及沥青分类标准注:①指在油藏温度下的脱气原油黏度,用油样测定或计算得到。

联合国培训研究署推荐的重质原油定义及分类标准的要点是:(1)作为国际上研究稠油资源分类的基础,应将黏度作为确定重质原油及沥青砂石油的主要指标。当黏度测量不准或缺乏其数值时,°用原油重度(API)来确定;(2)重质原油是指脱气原油在原始油层温度下,黏度为100~°10000mPa·s或在15.6℃(60℉)及大气压力下比重为943(20API)3°~1000kg/m(10 API);(3)沥青砂是指脱气油在原始油层温度下黏度大于10000mPa·3s,或者在156℃(60℉)及大气压力下比重大于1000kg/m(小于°10API),实际上,在原始油藏条件下,沥青砂石油或沥青是半固体或固体状态,不能流动,常规方法无法采出;(4)主要根据美国加州重质原油及沥青资料,推荐重质原油与沥青的黏度分界线为10000mPa·s。虽然可用,但并不很精确;(5)这种分类法考虑了开采方法。对于埋藏浅、接近地表的沥青砂矿,可以采用开矿方法将石油从矿砂中提炼出来。对于埋藏较深的重质原油及沥青,最主要的方法是热采,其中包括注蒸汽及火烧油层,其他如电热、钻水平井、坑道方法、注入溶剂、共生蒸汽及烟道气方法等。

联合国培训研究署推荐的上述分类标准,主要是针对重质原油和沥青,但比较粗略。法国和委内瑞拉分别提出了一个较细的分类标准,见表1-2。表1-2 法国和委内瑞拉对稠油的分类标准

原油重度与相对密度的运算关系为

当温度为60F(15.56℃)时上式可简化为式中 ρ——原油相对密度;

T——华氏度。二、稠油分类的中国标准

中国稠油沥青质含量高,金属含量低,稠油黏度偏高,相对密度较低,刘文章(1983、1997)根据中国重质原油(稠油)的特点,提出了中国稠油的分类标准,见表1-3。该标准以原油黏度作为主要分类指标,以原油密度作为辅助分类指标,将稠油细分为3大类4级,没有考虑储层性质参数标准。表1-3 中国稠油分类标准注:①指在油藏条件下的原油黏度。

在中国的分类标准中,强调了以下几点:(1)分类标准尽可能与国际标准一致,这有利于国际间交流与合作,也便于进行稠油资源评价和开采方式选择。(2)以原油黏度为第一指标,相对密度为辅助指标,当两个指标发生冲突时则按黏度进行分类。

考虑到原油黏度测定,在分类标准中对普通稠油列出了两种情况。在油层条件下原油黏度较小时,应尽可能采用井下取样测量油层条件下的原油黏度。对于高黏度的原油,下井取样非常困难,在分类标准中采用了油层温度下的脱气原油黏度。(3)分类标准中将稠油分为普通稠油、特稠油、超稠油。这有利于稠油资源的分类评价和开采方式选择。

以辽河油田为例,辽河各油田生产的稠油物性差异较大(任芳祥等,2012;王旭,2006),根据稠油特征及生产情况,可将其分为普通稠油、特稠油和超稠油3类。(1)普通稠油黏度为200~5000mPa·s,约占稠油总产量70%。(2)特稠油黏度为5000~50000mPa·s,生产难度较大,约占稠油总产量15%。(3)超稠油黏度大于50000mPa·s,近几年开始规模开采,约占稠油总产量15%。超稠油的储量较大,埋深较浅,约在700~800 m。

同时,还可以以深度为标准对油藏埋藏深度进行划分:中深层(600~900m)、深层(900~1300m)、特深层(1300~1700m)、超深层(大于1700m)。吉7井区在此标准的基础上,结合油田实际地层条件,将其划定为中深层稠油油藏。三、稠油基本特性

常规稠油疏松砂岩油藏深度浅、地质时代新,多属次生油藏。储层多为河道砂,少量浊积砂,油层疏松。胶结物以泥质为主。油层物性好,非均质严重,其中地下原油黏度大于50mPa·s,脱气原油密度3大于0.94~0.95g/cm的储量占这类油藏总储量的2/3。1.稠油与普通原油的区别(1)高黏度、高相对密度是稠油区别于普通轻质原油的主要指标。稠油中的胶质和沥青含量高,轻质组分少,而且随着胶质与沥青含量的增多,稠油的相对密度及黏度也在增加。(2)稠油的黏温关系。稠油的黏度对温度敏感性强,随温度增加稠油黏度急剧下降。(3)稠油中的硫、氧、氮等原子和稀有金属含量较多,石蜡含量一般较低。(4)同一稠油油藏,原油性质在垂向上油层的不同井段及平面上的不同区域大多有很大差别,需要对油藏进行精细研究和描述。(5)稠油流变特征。流变性是指黏性流体的流动特征,它主要受石油的组分,特别是沥青质和结晶石蜡等含量的影响,对一定的原油来说又受剪切速率、温度、压力影响。在稠油热采中,通过研究在不同温度、不同剪切速率下其表观黏度的变化规律,可以对不同流变型原油采取相应的工艺措施来提高热采效益。一般来说50℃时原油黏度越高,其屈服值和转变成牛顿流体的温度也越高。超稠油和特稠油多属于具有一定屈服值的宾汉流体,在温度大于70℃时变成中黏流体。热采普通稠油的流变性有低屈服值的宾汉流体、低屈服值的假塑性流体和低屈服值的塑性流体,其转变成牛顿流体的温度比特稠油和超稠油低,一般为40~50℃。2.中国稠油油藏的主要特征

与国外稠油油藏相比,中国稠油油藏具有以下主要特征(李涛等,2005;张方礼,2007;蔡国刚等,2010)。

1)稠油成因类型多,原油黏度涵盖范围广,原油组分中胶质沥

青质含量高

中国稠油油藏的形成主要受盆地后期构造抬升活动、生物降解作用、地层水洗和氧化作用,以及烃类轻质组分散失等因素影响,而晚期构造运动是主导因素,其他因素是在这一背景下的叠加。按上述因素可将稠油油藏分为风化削蚀、边缘氧化、次生运移和底水稠变等4种类型。按原油黏度的标准,分为普通稠油、特稠油和超稠油。在中国石油的探明储量中,普通稠油占74.7%;特稠油占14.4%;超稠油6占10.9%。在50℃条件下,脱气原油黏度最高达1.23×10mPa·s;稠油中胶质、沥青质含量高,油质含量低。稠油中胶质、沥青质含量一般大于30%,烷烃、芳香烃含量则小于60%(表1-4)。表1-4 稠油组分对比表

原油的基本组成是碳氢化合物,其中碳元素含量占80%~90%(质量百分比),氢元素含量占10%~14%,碳氢比约为5.9~8.5。其他元素(氧、硫、氮)约占1.0%左右,有时可达2.0%~3.0%。稠油与轻质原油在其化学组成中的重大差别之一在于稠油含氢量低、碳氢比大。氢含量一般小于12%,碳氢比一般大于7.0。原油中的碳氢化合物主要以不同碳链的烷烃、环烷烃、芳香烃构成。除此之外,原油中特別是稠油中还含有大量的氧、氢、硫的化合物及灰分。图1-1 水、轻质油和稠油黏度随温度的变化关系

稠油黏度对温度敏感,随温度升高,原油黏度急剧下降,黏度与温度关系曲线在ASTM坐标纸上呈直线变化,温度每升高10℃左右,黏度往往降低一半,此外,稠油中也溶解有天然气(一般溶解天然气量较小),这可使其黏度大大降低。

图1-1比较了水、轻质油和稠油黏度随温度的变化关系。当温度°从100℉升高至400℉时,稠油(12API)的黏度降低至原来的1/12。而水的黏度只降低至原来黏度的1/4。正是利用稠油的这种特性,采用注蒸汽热力开采,可以有效地改善稠油在地层中的流动状态。

2)稠油储层以粗碎屑岩为主,油层胶结疏松,储层非均质强

稠油油藏储层多为粗碎屑岩,中国稠油油藏有的为砂砾岩,多数为砂岩,其沉积类型一般为河流相或河流三角洲相,储层胶结疏松,成岩作用低,固结性能差,泥质含量偏高,一般为6%~9%,因而,生产中油井易出砂。

稠油油藏储层物性较好,具有高孔隙度、高渗透率的特点。孔隙度一般为25%~30%,空气渗透率一般高于0.5D。但储层非均质强,纵向层间渗透率级差往往大于20~30倍,渗透率变异系数为0.5~0.7。

3)油藏埋藏深度较深

中国已探明的稠油油藏,既有浅层、中等埋深层(600~900m)、深层(900~1300m),又有特深层(1300~1700m)、超深层(>1700m)。埋藏深度大于800m的稠油储量约占已探明储量的80%以上,其中约有一半油藏埋深在1300~1700m。吐哈油田的鲁克沁稠油油藏埋深在2400~3400m,塔里木盆地的轮古稠油油藏埋深在5300m左右。

4)油藏类型较多

受断层、构造和岩性等诸多因素影响,形成了复杂的油、气、水分布特征,从而导致中国稠油油藏类型多样。目前已投入开发的油藏类型有如下几种(刘新福,1996;张方礼,2007):(1)带气顶的块状厚层油藏。

该类型油藏具有统一的油水界面,统一的油气界面。储层多为冲积扇—扇三角洲砂砾岩体,砂岩体厚度较大,呈块状,隔层和夹层不发育,储层物性较好,属高孔隙度、高渗透率油层。油层孔隙度一般大于20%,渗透率一般大于1D,泥质含量在5%~10%,油藏埋深为1550~1700m。代表油藏为辽河高升油田莲花油层。(2)具有边底水的多层油藏。

该类油藏与具有气顶的巨厚块状油藏相似,具有统一的油水界面,边底水体积较大,一般为油藏体积的8~10倍,开采过程中,边底水较活跃,对注蒸汽开发有着重要影响。代表油藏为辽河曙光油田曙175块大凌河油层和胜利油田单家寺单2块沙河街组油层。(3)多油组厚互层油藏。

该类油藏大多数为多期河流—三角洲沉积复合体,砂泥岩间互,按沉积旋回分为几个油层组。油藏含油井段长,一般可达150~250m,油层层数多、厚度大、总厚度一般大于30m,单层厚度大于2m。各油层间物性和原油性质不同,油水关系比较复杂,各油层组具有独立的油水系统。储层物性好,孔隙度大,渗透率高。孔隙度一般大于25%,渗透率一般大于1D,油层多为泥质胶结,泥质含量大于5%。油层组间隔层比较稳定,厚度一般大于5m。油层组内夹层不稳定,净总厚度比一般大于0.6。代表油藏为辽河欢喜岭锦45块于楼、兴隆台油层。(4)多油组薄互层油藏。

该类油藏油层层数多,单层厚度小,净总厚度比小,一般在0.3~0.6,油层物性差。代表油藏为辽河曙光油田一区杜家台油层、河南井楼和古城油田。(5)单层状构造岩性油藏。

该类油藏多为分流平原河流相沉积,河床相为一套以含砾砂岩、中粗砂岩为主的碎屑沉积,分布稳定,油层厚度一般大于10m,油层较集中,构造相对简单,隔层和夹层不发育,但油层内有泥岩条带和岩性夹层,油层集中段净总厚度比一般大于0.5,油层物性的好坏与沉积相带有关,非均质较严重,天然能量小。代表油藏为新疆克拉玛依油田九区。(6)薄层状油藏。

储层为一套含砾细砂岩和粉砂岩、胶结疏松,物性好。储层砂体厚度小,但又细分小层,层间有较稳定的泥岩隔层和夹层,油层厚度一般小于10m。代表油藏为河南井楼零区。(7)超深层稠油油藏。

吐哈油田鲁克沁稠油埋深2300~3700m,含油井段50~180m,单井平均油层厚度35.3m,油水分布主要受断层和构造形态控制。

塔里木油田轮古15、轮古40奥陶系稠油油藏,埋深5200~5700m,为具有倾斜油底的准层状碳酸盐岩溶缝洞型复杂潜山油藏,储层类型为裂缝型、裂缝孔洞型和裂缝溶洞型,溶孔溶洞分布很不均一。

5)油水系统复杂

大部分稠油油藏具有边底水。多层状稠油油藏,含油井段达150~300m,按沉积旋回可划分为数个油层组,发育20~30个小层,具有多套油水系统,油水关系复杂;块状稠油油藏,油层厚度达30~70m,层内隔层、夹层不发育,具有较活跃的边底水,水体体积一般为含油体积的8~10倍;单层状油藏油层厚度较小,一般为10~20m,油藏较集中,油水关系较简单。第二节 稠油开发技术进展一、国外稠油开发技术进展1.SAGD开发技术

1998年以来加拿大在不同类型的重油油藏中已经开辟了多个SAGD试验区,截至2011年底,加拿大商业化SAGD项目达23个,年4生产能力达2000×10t以上,另有35个SAGD项目正在规划和实施中,其中PanCanadian和OPTI Canadian两个较大的石油公司SAGD日产油量达到10000t以上。SAGD技术在加拿大已经成熟并得到工业化应用。2.火驱辅助重力泄油技术(THAI技术)

THAI技术最早于1991年由英国巴斯大学的Malcolm Greaves提出,1998年先后在美国、加拿大、委内瑞拉获得专利。巴斯大学通过120组以上的三维物理模拟实验,对THAI基础理论和机理进行了室内实验研究。

2006年加拿大White sands Pilot Project油田开展了世界上第一个THAI火烧项目的先导试验,2008年进行了另外3个井组的扩大试验,单井产油量初期为20t/d,稳定期为100~160t/d,含水率23%。

2007年以来,在Athabasca White Sands油田先导试验的基础上,先后又开展了3个井组THAI先导试验,对于火线的监测和调控、火线的扩展情况及先导试验的最终效果仍需进一步跟踪研究。3.二氧化碳混相/非混相驱技术

1986年以来,国外二氧化碳混相/非混相驱矿场实施项目已由38项增加到2006年的82项,目前采用二氧化碳混相/非混相驱产油量已5经达到每天3.7×10bbl。特别是北美地区近10年来注气驱、注气吞吐开发油藏的配套技术发展很快,已成为除热采之外发展较快的提高采收率方法。

目前,西方很多大石油公司加强了新一轮提高采收率的矿场实施工作,注气驱和注气吞吐开发油藏的产出量增加了50%以上,近几年还有增长的趋势。注气驱仍以逐年增长的态势和显著的成效成为具有很大潜力和前景的技术。4.火烧油层开发技术

火烧油层开发技术从20世纪20年代起,在世界上150~160多个稠油和轻质油油藏上进行了现场试验,并取得了一定的成果。1998年全世界共有29个火驱项目,火驱开发日产原油4800t,单井日产油4.8t。其中,美国的8个火驱项目日产油960t;加拿大的3个项目日产油1040t,火驱产能规模占非蒸汽开采的50%以上;印度与罗马尼亚各有5个火驱项目,罗马尼亚原油总产量中10%以上的产量是用该方法开采出的。5.蒸汽驱开发技术

蒸汽驱开发技术起源于20世纪50年代。1952年壳牌石油公司首次在美国加州的Yorba Linda油田开始蒸汽驱矿场试验;1968年雪佛龙石油公司又在Kern River油田开展了10井组的蒸汽驱矿场试验。蒸汽驱技术自诞生后,经历了60年代、70年代的缓慢发展,80、90年代的突飞猛进,已发展成了一项成熟的热采技术。目前,国外几个大型的蒸汽驱的油田有:美国的Kern River油田、Belridge油田、Midway Sunset油田、印度尼西亚的Duri油田、委内瑞拉的Bare油田、加拿大的Cold Lake和Peace River油田。蒸汽驱开发技术已在国外得到大规模应用。二、中国稠油开发技术进展1.SAGD开发技术

辽河油田“十五”以来,在杜84块超稠油油藏开展了直井—水平井组合SAGD先导试验。2008年底,杜84块SAGD 10个试验井组较44原方式3年累计增产21.2×10t,其中2008年增产12.5×10t,对当年减缓油区递减贡献0.5%,采油速度高达5.1%和3.5%。通过科技攻关与现场实践,在杜84块SAGD工业化试验中形成了高效汽水分离技术、产出液计量与换热技术、生产井多点温度和压力监测技术及观察井管外光纤监测技术等多项主要配套工艺技术。

新疆油田于2008年、2009年分别在重32井区和重37井区开辟了两个双水平井SAGD先导试验区,开展了11个井组的浅层超稠油SAGD先导试验,已全部成功转入SAGD生产。经过3年多的现场试验4和技术攻关,重32井区SAGD先导试验区累计产油9.3×10t,单井组日产油量达到32.0~61.0t,重37井区SAGD先导试验区累计产油9.1×410t,单井组日产油量达到9.34~35.6t,已初步形成了一套地质油藏、钻井、采油、地面等SAGD开发配套技术,但需要进一步完善和配套。2.火驱辅助重力泄油技术

中国火驱辅助重力泄油技术的室内物模实验和数值模拟取得一定进展。中国石油勘探开发研究院在平面火驱室内研究和矿场试验研究的基础上,初步配套了加速量热仪、同步扫描量热仪、燃烧釜实验、一维火驱实验、三维火驱物理模拟技术设备和系列方法。

目前新疆油田完成了火驱辅助重力泄油先导试验方案研究工作,在风城重18井区部署了3个井组的先导试验区。

2012年初在辽河油田曙13832区块开展了国内第一个吞吐后转水平井火驱先导试验,但从初期的动态反应看,水平井火驱采油工艺复杂,燃烧前缘控制难度大。3.二氧化碳混相/非混相驱技术

大庆油田从20世纪60年代开始就在小井距进行了早期注二氧化碳水及二氧化碳—轻质油提高采收率的矿场试验,分别比水驱提高采收率7.3%和6%,1985年大庆油田开始二氧化碳非混相驱油先导性矿场试验研究,1988年在萨南东部过渡带开辟了注二氧化碳试验区,1990—1995年先后对葡2油层和萨10-14油层进行了非混相二氧化碳驱油先导性矿场试验。此外,江苏油田富14断块、胜利油田桩西油区、苏北洲城油田也相继开展了一系列矿场试验。4.火烧油层开发技术

1958年起,先后在新疆、玉门、胜利、吉林和辽河等油田开展了火烧油层试验研究。1980年以来,中国石油勘探开发研究院和中国科学院化学所相继开展火烧油层的物理模拟、化学模拟和数学模拟研究,开展了大量的室内实验,也进行了现场火烧可行性研究、施工设计与预测。目前,火烧油层开发稠油油藏还处于试验探索阶段。5.蒸汽驱开发技术

1992年,新疆油田在九1—九6区开展了不同井距蒸汽驱工业化4应用,最高年产油量达到了90×10t,目前已连续汽驱生产20余年,整体区块采收率达到40%以上,已形成成熟配套的浅层稠油普通稠油、特稠油蒸汽驱技术。2009年开辟了百重7井区水平井与直井组合汽驱4开采先导试验区,从2009年7月至2011年底,累计产油5.11×10t,汽驱采出程度8.06%,单井日产油由1.1t上升至1.8t,油汽比由0.07上升到0.12,见效率84%,产量递减明显减缓,试验取得了较好效果,为实现水平井蒸汽吞吐中后期转换方式提供了技术思路。2011年开辟了重32井区超稠油小井距蒸汽驱试验,取得了较好的生产效果。先导试验的初步成功,为进一步扩大超稠油小井距汽驱规模,实现超稠油蒸汽吞吐中后期转换方式提供了技术思路。第三节 中国稠油勘探开发历程及典型油田实例分析一、中国稠油勘探开发历程

中国国稠油主要分布在胜利、辽河、大港、新疆和吉林等油区,有效开发此类油田对稳产和增产具有重要意义。1.中国稠油油藏开发历程

早在1958年,准噶尔盆地西北缘断阶带发现了乌尔禾—夏子街浅层稠油带,钻探48口井,发现2个浅层稠油层,分布面积几十平方千米。在克拉玛依黑油山可以看到浅层稠油油砂露头。从1965年开始,在黑油山浅油层进行了几口油井的蒸汽吞吐开采试验。1967—1971年在黑油山8042井组进行了蒸汽驱试验。汽驱1年5个月,原油3采收率高达68%,累计油汽比为0.115t/m;如按高峰末期计算,采收3率约60%,油汽比为0.148t/m。以后又在其他浅层油井进行蒸汽吞吐开采。到1980年底,共进行了47次吞吐作业,拉开了中国稠油热采的序幕。

1978年,在中国东部辽河油区发现了高升稠油油田,到1982年,已相继发现了20多个稠油油藏。尽管东部地区的稠油油藏多数埋藏深度超过800m,甚至达到1700m;原油黏度高达数千至10000mPa·s,但油层较厚,油层物性较好,储量丰度高,储量大。国民经济建设对原油增长的需求,要求尽快开发这些稠油油藏。因而在原石油工业部领导的重视及具体组织下,以东部为主攻地区,以深层稠油为主要对象,开始了中国稠油开发技术的崭新的发展时期。

从1980年到目前,中国稠油开发技术的发展大致经历了3个阶段。一是1980—1985年,以稠油蒸汽吞吐开采技术为重点;二是1986—1990年,以稠油蒸汽吞吐技术推广应用与稠油蒸汽驱先导试验为重点;三是1991—1995年,以改善蒸汽吞吐及蒸汽驱开采效果为重点,连续进行技术攻关。

值得指出的是,辽河油田与中国石油勘探开发研究院密切合作,在深井注蒸汽关键技术研究的基础上,采用国产隔热油管,于1982年首次在高升油田深度1600m的7口油井蒸汽吞吐试验成功,当年热4采产量1.2×10t,成为中国稠油热采技术发展的新起点。中国石油勘探开发研究院创建了热采试验室,后来成为稠油热采研究中心(研究所),以“双模”技术为主,发挥了推动热采技术的先驱作用。辽河油田在深井注蒸汽开采配套技术上发挥了“火车头”的作用。1984年,两单位合作,完成了中国首个整装深层油田(高升油田)的稠油6注蒸汽开发设计方案,投入实施获得了成功,年产油量高达1×10t。由于深井稠油油藏蒸汽吞吐技术的重大突破,使得蒸汽吞吐开采产量大幅度增加,由第一周期单井产量几吨甚至不出油的情况,迅速增加到50t/d以上,有少数油井产量甚至高达80t/d以上,因而被很快地推广应用到了其他油田。

中国稠油开发,从1982年油层最深的高升油田(深度1600~1700m)蒸汽吞吐技术试验成功成为新起点,经过十几年的时间,热采技术不断完善,开发水平不断提高,开发规模不断扩大,稠油产量4持续大幅度增长,到1995年为止,累计热采产量达7780×10t。从41985年起,平均每年增长100×10t以上,同时经济效益十分显著,先后建成了辽河、新疆、胜利、河南4个稠油生产基地及中国石油勘探开发研究院稠油热采研究中心,为中国稠油开发做出了贡献。

最近10年,中国调油油藏的开发方式以蒸汽吞吐为主,稠油常4规冷采年产量约为100×10t。总体来说,稠油吞吐开发效果比较好,开采技术已经完善配套。但是,许多油藏或区块已处于吞吐开发的中后期,同时在油层的纵向动用程度上仍有待改善。而稠油蒸汽驱开采也正处于工业性试验和进一步的改进、完善阶段。随着近年来稠油产量大幅度增加,但可供开发的后备稠油资源接替不足的矛盾日益突出,因此,为保证稠油产量的稳定增长,必需有效动用超稠油资源,4然而超稠油黏度很高(大于5×10mPa·s),在地层条件下很难流动。目前,最有效果的方式就是热力采油,主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油及火烧油层等。

根据国内各大稠油油田开采分析,一般来说,特稠油的开发方式为早期蒸汽吞吐,后期蒸汽驱;超稠油的开发方式为蒸汽吞吐,基本上还没有应用汽驱生产。而超稠油的生产特征受超稠油油品性质限制,主要表现为:在吞吐生产阶段,周期产量呈不对称“抛物线”型变化,同时吞吐周期产量低,周期生产时间短,油汽比低。同时,周期产量高峰出现的时间也随着油品性质的不同而异,对于高黏度的原油,周期产油量与油汽比的高峰期一般为4~6周期,而低黏度的原油,周期产油量与油汽比的高峰期一般为3~5周期。在蒸汽吞吐过程中,蒸汽超覆现象的发生将会严重影响油层的开采,使得油层在纵向动用程度低,吞吐开采效果差,釆出程度低。通过对超稠油蒸汽吞吐的生产动态的预测与数值模拟分析,吞吐阶段的采出程度为22%~29%。所以,扭转超稠油产量递减趋势,实现产量接替,转换开发方式是当前的重中之重。2.昌吉油田勘探开发历程及现状

昌吉油田是吉木萨尔凹陷发现的第一个油田(孙靖等,2011;德勒恰提·加娜塔依等,2011;罗鸿成等,2014;彭永灿等,2014),该油田的勘探历程,可分为以下3个阶段。

1)油藏发现阶段(1990年)2

吉木萨尔凹陷南北宽约30 km,东西长约60 km,面积约1278km,属于盆地东部隆起的二级构造,勘探始于20世纪50年代,在凹陷的东斜坡相继钻探了吉1、吉2、吉3、吉10、吉13等井,共钻探进尺12416m,1982—1989年以地震勘探为主,完成二维地震测线总长1030km,测网密度达1km×1.5km,共完钻探井3口。进入20世纪90年代,随着准东地区油气勘探的发展,先后钻探了吉7、吉8、吉9井。

吉7井钻于1990年,完钻井深2341m,完钻层位二叠系芦草沟组。3221990年10月吉7井射开二叠系梧桐沟组二段(Pwt)及二段二砂层322组(Pwt),分别获2.39t和4.98t的平均日产油量,发现了吉7井区梧桐沟组油藏。吉8井在二叠系梧桐沟组测试获3层低产油流,原油密3度0.9383g/cm,原油黏度1231.2mPa·s(50℃),受当时工艺条件限制,未获工业油流。吉9井在二叠系梧桐沟组试油为含油水层。基于当时的研究和认识程度,油质偏稠,难以采出,该区的勘探进展缓慢。

2)评价控制阶段(2004—2008年)

2004年实施吉17井区三维地震勘探,随着工艺技术进步与地质认识的不断深化,2007年先后对吉7、吉8、吉9井梧桐沟组开展老井恢复试油。吉7井压裂后,日产油5.02t;吉8井压裂后获日产油3.7t;3吉9井老井恢复试油,压裂后日产油0.2t、水15.3m。

2008年针对该区油质较稠,产量低的情况,进行试油工艺技术攻关,开展防砂压裂试验、电加热和螺杆泵井筒举升工艺技术试验,油层增产效果显著,螺杆泵井筒举升技术应用经济可行,为吉7井区块二叠系梧桐沟组油藏开采工艺技术积累了经验,为油藏整体探明、开发奠定了基础。44

目前,吉7井已累计产油1.19×10t,吉8井累计产油0.77×10t。2008年实施的评价井吉001井梧桐沟组获日产油2.42t。

2008年10月吉7井区梧桐沟组油藏上报石油控制地质储量2161×42410t,含油面积13.1km,技术可采储量367.4×10t。根据井筒及地震资料分析认为该油藏为岩性油藏。

3)整体探明阶段(2009—2012年)

2009年对吉15井区和吉17井区三维进行了连片处理,满覆盖面2积413.6km。随着井筒资料的逐步丰富与研究工作不断深入,圈闭及油藏认识有了较大变化,由原来的岩性油藏转变为以断块为主的构造油藏。

通过钻井资料与地震研究相结合,本区发现6个断块圈闭。2010年吉7井区块二叠系梧桐沟组油藏按照整体部署、分步实施的原则,先后实施评价井7口,均在梧桐沟组获工业油流。

2011年吉7井区外围开展滚动评价工作,发现了吉101井和吉103井断块圈闭,2011年共实施评价井9口,吉102井报废,吉010井试油为水层,其余井均在梧桐沟组获得工业油流。在评价基础上部署开发控制井11口,J1017井梧桐沟组为水层,其余井在梧桐沟组均获工业油流。

为了验证吉7井区块梧桐沟组油藏注水开发的可行性,为后期整体开发确定合理开发方式,在吉008井附近采用150m井距反七点井网部署注水试验井组,总井数19口,其中采油井12口(利用老井1口),注水井7口。考虑注采对应关系及注水试验效果,统一在梧二32段(Pwt)砂层射孔,油水井投产均未采取压裂措施,目前采油井、注水井均投产投注,初期单井日产油1.87~9.41t,平均日产油4.4t。

2012年吉7井区外围梧桐沟组进一步评价,共实施评价井12口,其中8口评价井在梧桐沟组获工业油流。4

截至2012年11月,吉7井区块梧桐沟组累计产油8.06×10t。2012年12月,吉7井区梧桐沟组油藏上报探明石油地质储量7205.86×42410t,叠合含油面积25.36km,技术可采储量1080.89×10t(图1-2、3222图1-3)。吉7井区Pwt油藏含油面积15.21km,石油地质储量43122676.42×10t。Pwt油藏含油面积18.85km,石油地质储量4529.44×410t(表1-5)。322图1-2 吉7井区梧桐沟组Pwt油藏探明储量面积31图1-3 吉7井区梧桐沟组Pwt油藏探明储量面积表1-5 吉7井区梧桐沟组油藏石油探明储量表

按照原油黏度对探明储量进行分类,吉7井区梧桐沟组油藏以450℃原油黏度范围400~2800mPa·s为主,地质储量4474.84×10t,占总储量的62.1%。其次为50℃原油黏度大于2800mPa·s,地质储量41815.88×10t,占总储量的25.2%(表1-6)。表1-6 吉7井区梧桐沟组油藏储量分类统计表二、中国典型稠油油藏实例分析1.辽河油田稠油油藏

辽河盆地是新生代发育的大陆裂谷型断陷盆地,是华北新生代裂谷系的组成部分,经历了多期构造运动,断裂十分发育,按断裂发育时期可分为沙四—沙三段沉积期、沙一段—东营组沉积期、馆陶组沉积期,按断裂展布方向分为北东向、北西向、北北东向和近东西向。其中北东向断层发育时期早,活动时间长,这类断层近平行于凹陷走向,不仅控制地层沉积,也控制油气聚集,在其作用下使西部凹陷形成了东陡西缓的箕状凹陷。由于辽河断陷北东向、北西向断层分区,近东西向断层分块,最终形成辽河凹陷“三凸三凹”的构造格局。

辽河油区具有丰富的稠油资源,主要储集在西部凹陷砂岩油藏中,其他地区也有零星分布。纵向上发育了10套稠油层系,自下而上为中上元古界的大红峪组,古近系沙河街组牛心坨、高升、杜家台、莲花、大凌河、兴隆台、于楼油层;东营组马圈子油层;馆陶组绕阳河油层。平面上集中分布在西部凹陷西斜坡带,由北向南为牛心坨油田、高升油田、曙光油田、欢喜岭油田上台阶,其次为西部凹陷东部陡坡带和中央隆起南部倾没带,由北向南为冷家堡油田、小洼油田和海外河油田。辽河盆地稠油油藏埋深变化大,既有中深层、深层油藏,又有特深层、超深层油藏,最大埋藏深度2300m。

辽河油田稠油油藏储层类型多样,可划分为块状、中—厚互层状、中—薄互层状油藏。以中—厚互层、中—薄互层状油藏为主,动用储量占地质储量的72%。储层大多为高孔隙度、高渗透率储层。储层类型以碎屑岩为主,非均质强。辽河油田稠油油藏体现出4大特点:(1)原油黏度跨度大。按成因分类可分为边缘氧化、次生运移、底水稠变3种类型。

按原油黏度的标准,分为普通稠油、特稠油和超稠油。探明储量中,普通稠油占69.4%,特稠油占12.7%,超稠油占17.9%。脱气原油黏度最高达670000mPa·s,稠油组分中胶质沥青质含量一般高达40%~55%。(2)藏埋深。辽河油田稠油油藏埋深以中深—深层为主,中深层、深层和特深层3种类型油藏的探明储量分别占总探明储量的24.7%、44.6%和23.6%,超深层油藏仅占探明储量的7.1%。(3)储层类型以碎屑岩为主,非均质强。沉积类型一般为扇三角洲相,岩性以砂岩、砂砾岩为主,胶结疏松,泥质含量一般为6%~15%,孔隙度为17%~35%,渗透率为0.5~5.25D;储层层间渗透率级差20~40倍,渗透率变异系数为0.5~0.8。(4)含油井段长,油水关系复杂。层状油藏含油井段长达150~350m,一般发育30~50个小层,具有多套油水组合;块状油藏油层厚度达35~190m,水体体积一般为含油体积的8~15倍;部分油藏内部发育有透镜状夹层水,也有四周被水包围的特殊类型油藏,如杜84块馆陶组超稠油油层。2.胜利油田稠油资源

胜利油田经过30多年的勘探和开发,先后在济阳坳陷的东营组、馆陶组、沙河街组及奥陶系、寒武系等油层中发现了稠油。胜利油田稠油油藏类型多、地质条件复杂,已动用的油藏大体可分为5类:(1)具有活跃边底水的厚层砂岩稠油油藏,典型油藏为单家寺油田。油藏埋深1150m,主力油层单层厚度30~50m。储层胶结疏松,具有高孔隙度(33%)、高渗透率(3~15D)、高含油饱和度(70%~80%)的特征。油层温度下的脱气原油黏度为5000~10000mPa·s。(2)具有边水的薄层砂砾岩特稠油油藏,典型油藏是乐安油田。油藏埋深900~1000m,单层有效厚度10~15m,岩性复杂,包括砾岩、砂岩充填砾岩、泥质岩填充砂岩和砂岩。储层物性较好,渗透率高(4~6D),但孔隙度较低(15%)。砾岩导热系数大,物性劣于前一类砂岩油藏。油层温度下脱气原油黏度10000~30000mPa·s。(3)薄互层砂岩稠油油藏,油藏埋深900~1100m,突出的地质特征是单层薄(2~5m),油层多(10层左右)、油层井段的冷总比低(0.2~0.5)、泥质含量较高、储层渗透率相对较低(0.1~1.0D)。(4)具有活跃边底水的碳酸盐岩裂缝(溶洞)型潜山特超稠油油藏,该类油藏的地质特征表现为储层孔隙结构为裂缝和溶洞,裂缝发育方向和发育程度多变复杂,具有低孔隙度(<10%)和高渗透率(几个到几十达西)的特征。(5)小断块砂岩稠油油藏,典型的油田有红柳油田等。基本地质特征是油田面积较小,油层厚度薄至中薄,有边水,原油黏度适中(10000mPa·s左右),具有热采与天然能量混合驱动开采特点。

孤岛是胜利油田典型的稠油油藏。孤岛披覆背斜油藏是中国油气勘探在20世纪60年代的重要发现,位于山东省东营市河口区,黄河入海口的北侧,平均海拔高3~4m。其区域构造位于济阳坳陷沾化凹陷的东部,西北为渤南洼陷,东北为五号桩洼陷,南为孤南洼陷所围绕,其原油特点与辽河高升油田原油特点对比见表1-7。表1-7 孤岛和高升油田原油特点对比

以孤岛油田1地区为例,其主含油层段是馆陶组第三至第五砂层组,储层为河流相沉积,砂体空间分布复杂,储层非均质强。研究区油藏具有原油密度高、黏度高,油水分布关系复杂的特点。孤北1地区油藏为过饱和重质稠油油藏,原油具有高密度、高黏度、高含硫的35“三高”特点。据全区原油性质资料统计,Ng—Ng砂层组地面原油3密度平均值为0.9948g/cm,50℃时地面原油动力黏度为13769mPa·s,含硫量平均为2.22%(表1-8)。密度和黏度的高值区往往分布在断层附近,越靠近断层,其数值越高。垂向上原油密度和黏度随深度埋深的增加而呈增高的趋势。表1-8 孤北1地区油藏原油性质统计3.克拉玛依油田稠油油藏

克拉玛依稠油与国内外其他稠油对比,其有密度相对较低、黏度较高、极性化合物及钒镍含量较低等物理特性。

以克拉玛依油田九区为例,克拉玛依油田九区南齐古组油藏位于准噶尔盆地西北缘克拉玛依市东北45km处,属于浅层稠油。该稠油按密度和黏度划分属于中质低凝稠油,按硫含量和关键组分分类属于低硫环烷—中间基原油。九区南齐古组原油黏度在平面上变化较大,按中国稠油油藏的分类标准可分为普通稠油、特稠油、超稠油。3九区南齐古组原油密度为0.8732~0.9404g/cm,平均为地面原油密3度为0.923g/cm;20℃时地面脱气原油黏度94.9~72062.2mPa·s,平均为13372.3mPa·s。原油凝固点为-31.5~-17.8℃,平均为-25.7℃,原油黏温敏感。

根据圈闭成因,九区南齐古组油藏断层遮挡的岩性油藏,油藏分布在不整合面之上,油气沿不整合面或断层面运移而致,受断层遮挡和孔、渗性较差岩性的圈闭形成油藏。根据油藏的成因,九区齐古组属次生稠油油藏。根据储层性质,九区齐古组岩性多为辫状河流相河流—心滩微相沉积的中细砂岩、不等粒砂岩、砂砾岩,物性条件好,孔隙度23.3%~38.1%,渗透率52.4~5003mD,孔隙度、渗透率均表现出较强的非均质性;含油饱和度平均约60%。属大孔隙、高渗透、中等饱和型油藏。油层埋藏浅,一般埋深在320~390m,平均为375m。第四节 中深层低渗透稠油油藏开发难点及意义一、稠油油藏开发面临难点

对于构造复杂、储层非均质性严重的油藏,如何使油层均匀受热,提高蒸汽热利用率和热波及范围,提高最终采收率,是目前及将来一段时间内油藏开发方案研究和数值模拟计算的主要工作。

以昌吉油田吉7井区为例,昌吉油田吉7井区二叠系梧桐沟组稠4油油藏探明石油储量超过7000×10t,油藏埋深在1317~1775m,平均地层原油黏度为458.3mPa·s,20℃时,平均脱气油相对密度为30.9276g/cm,属于普通稠油—特稠油。目前国内外尚无类似油藏开发的成功先例可供借鉴,因此确定该油藏合理开发方式至关重要。1.昌吉油田吉7井区的油藏特征(1)吉7井区梧桐沟组油藏埋藏深,中部深度为1317m~1836m,浅层稠油的埋藏深度一般小于700m。33(2)油层条件下,溶解汽油比20~30m/m,地饱压差9.0MPa,地层原油黏度40.2~934.5mPa·s。依据稠油油藏的分类标准,昌吉油田梧桐沟组油藏属于中深层中低渗透普通—特稠油油藏。(3)油层物性具有中孔隙度、中渗透性特征,孔隙度为21.9%,渗透率为80.8mD,比克拉玛依浅层稠油的渗透率低一个数量级以上。(4)油藏被几条大的断裂切割,且高部位油稠,低部位原油性质相对较好,油藏的封闭性较差。2.吉7油藏开发面临的难点(1)梧桐沟组原油的流动能力较差,流度仅为渗透率为5mD和地层原油黏度为3mPa·s的普通特低渗透油藏的1/4。(2)由于埋藏深,导致开发方式和浅层稠油油藏的开发方式存在很大差别。

吉7井区梧桐沟组油藏平面上原油性质变化较大,如何针对不同地质和流体条件,结合稠油油藏开发方式筛选标准,优选相适应的、经济有效的开发方式是该区勘探开发工作的重点问题,同时也是难点问题。

鉴于上述中深层低渗透稠油油藏勘探开发的难点问题,有效地开展该类稠油开发方式攻关,对推动中国中深层低渗透稠油油藏勘探、开发进程等具有重要意义。二、稠油开发意义

稠油将以其丰富的资源,逐渐发展完善的开采技术,将成为21世纪的重要能源。西方国家,特别是稠油开采大国,在稠油开采理论和基础研究方面不断加大力度,促进了稠油开采技术的不断发展。在吉7井区中深层稠油勘探开发过程中,对其形成机制和分布特点进行了系统研究,针对稠油油气藏的特性开展室内实验研究,充分利用各种技术手段,形成了具有吉7油区特色的稠油开发主导技术,在昌吉油田吉7井区稠油开发中取得了明显效果。对吉7井区勘探开发历程进行总结并对存在的难点进行分析,为中深层稠油的勘探开发提供了一定的参考价值。在肯定稠油勘探开发成果的同时,必须认清勘探开发中存在的问题和难点,积极开展稠油剩余油研究、热采稠油储层变化规律研究、不同类型稠油油藏多元化转换开采方式、高凝油开采配套工艺等的技术攻关,保证稠油的稳产、高产,同时为更好地挖掘巨大的中深层稠油资源潜力做好技术上的准备,保证中国油田储量和产量接替。

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