高孔高渗稠油油藏配套工艺适应性研究

高孔高渗稠油油藏配套工艺适应性研究

贺静

江汉油田分公司清河采油厂 山东 寿光 262714

【摘要】八面河油田面138区沙三上属于高孔中高渗普通稠油Ⅱ类油藏，由于地层埋深浅、胶结疏松、地层出砂严重；且原油粘度高，常规冷采产能低，历年配套工艺技术均采取先期防砂+蒸汽吞吐开采。曾进行过高温化学防砂、压铅封绕防、高压充填、循环高压充填、预充填防砂等不同防砂工艺探索与尝试。

关键词： 稠油 冷采 热采 高压充填 绕防

一、储层特征

（一）岩性特征

该井区主要以粉砂细砂岩为主，粒度中值0.163 mm。储层碎屑成分主要为陆源性的石英、长石和岩屑。石英含量44～51%，平均47%；长石包括钾长石和斜长石两种，含量32～41%，平均37%；岩屑主要是变质岩成分，岩浆岩和沉积岩成分也占一定比例，存在极少量的云母类，含量8～24%，平均16%。填隙物中无胶结物含量，杂基为泥质，含量3～15%，表明成份成熟度中等。

（二）物性特征

沙三上3砂组平均孔隙度30.4%，平均渗透率2256×10^-3μm²，碳酸盐含量32.5%；沙三上5砂组平均孔隙度37.8%，平均渗透率3953×10^-3μm²，碳酸盐含量3.4%；储层物性以高孔高渗为主，总体表现为沙三上5砂组物性好于沙三上3砂组。

（三）流体特征

原油粘度：据地面原油分析资料，沙三上3砂组平均地面原油密度0.952g/cm³, 50℃时地面脱气原油粘度平均1635mPa·s。属于普通稠油Ⅰ类。

沙三上5砂组地面原油密度0.9444-0.964g/cm³，平均0.9542g/cm³；50℃时地面脱气原油粘度2863.4-3436.5mPa·s，平均3150mPa·s，凝固点20℃。属于普通稠油Ⅱ类。

地层水性质：沙三上5砂组地层水氯离子含量8862.5mg/l，总矿化度为17192.2mg/l，水型为CaCl2型。

二、工艺适应性分析

该区块属于高孔中高渗普通稠油Ⅱ类油藏，由于地层埋深浅、胶结疏松、地层出砂严重；且原油粘度高，常规冷采产能低，历年配套工艺技术均采取先期防砂+蒸汽吞吐开采。

稠油热采防砂难点：温度压力高：注汽压力高（19-21MPa），温度高（大于360℃），对支撑剂、防砂工具胶筒都带来极大考验；高温蒸汽造成粘土矿物水化膨胀、剥落、分散，导致出砂加剧。冲刷强度高：由于油层薄，注汽过程中，在相同注汽速度下高温高压蒸汽对炮眼及附近地层的冲刷强度是厚层油藏的2倍以上。

防砂配套工艺大致分为三个阶段：第一阶段（2003-2008年）：早期以绕防为主，2006年普通高充代替绕防工艺；

第二阶段（2009-2017年）：以循环高充、预充填绕防充填改造类防砂为主；

第三阶段（2018年-至今）：开始尝试采用绕防工艺降低作业成本。

绕防即绕丝筛管砾石充填防砂，是利用选定缝隙尺寸的绕丝筛管下入油井正对出砂油层，然后在绕丝筛管周围填入一定粒度的砾石，形成一个二级拦截过滤体系，较细的地层砂在充填砾石面上被阻留，而砾石本身比筛缝大又被阻隔在筛管周围，以保证让流体流过而阻挡地层砂进入井中，使油井既能获得产能又可控制出砂。

高压充填防砂是将管外充填与管内充填相结合的一种防砂工艺。利用工具将选定缝隙尺寸的绕丝筛管下入油井正对出砂油层，采用高压、大排量将工程砂带到油气井产层套管外空洞和筛管与套管环形空间，在地层一定深度内实形成一定半径的高渗透、大半径的挡砂屏障，进而调整施工参数，使工程砂在油套环空内沉积，完成油套环空充填。工程砂形成的高渗透体系降低了井筒附近流体的压力梯度，从而缓解或避免了岩石的破坏，即缓解了出砂趋势和程度。同时工程砂对地层砂有较好的桥塞作用，将地层流体携带的地层砂阻挡在工程砂外，而绕丝筛管有挡住工程砂，形成较好的二级挡砂屏障，实现防砂目的。

（一）绕防与高充冷采效果对比

统计高充冷采油井10井次，措施后初期平均日产液3.7方，日产油2.4吨，平均年累产油819吨；绕防冷采油井4井次，措施后初期平均日产液2.0方，日产油1.2吨，平均年累产油334吨。从整体统计效果来看，高压充填冷采井具有一定的增产效果，初期及年累产量具有明显的优势。

从产量对比来看，高充后的井具有明显的峰值产量下降趋势，而绕防井整个产油量相对平缓，从侧面也反映出了高充后渗流能力提高，初期具有增产效果，后期受地层能量及油稠原因影响增产效果减退。

充填改造对于冷采井具有一定的增产效果。

（二）绕防与高充热采效果对比

统计高充热采油井10井次，热采后平均单井累增油917吨；绕防热采油井4井次，热采后平均单井累增油379吨。

热采井受储层物性及注汽量的影响，热采效果对比难度较大，绕防井相比高充注汽压力普遍升高2MPa左右，但个别井在物性较差，并且绕防的情况下注汽压力仅升高2MPa。

绕防井进行改造压力变化对比：受注汽强度的影响，对比最低值防砂前后压力变化，2口井措施后压力出现下降。

充填改造对注汽压力的降低有一定的促进作用，但由于改造半径较小，压力下降幅度不大。

（三）不同工艺防砂效果对比

绕防及预充填绕防工艺由于筛套环空充填质量较好，前2轮次未出现短期出砂杆卡现象。区块地层细粉砂含量低，热采短期出砂的情况较少，高充对于3轮次以内的热采井也具有一定的适应性。

（四）重防井工艺选择

充填改造后绕防部分井出现了压力升高，但并未表现出一致性，并且升高后的压力均在18MPa以下，能够保证注汽质量。

三、结论

（一）充填改造对稠油冷采开发井具有明显的增产效果，对于冷采开发井应以充填防砂为主。

（二）充填改造对于热采开发井具有一定的降低注汽压力效果，但作用不明显，区块储层物性较好，压力普遍在20MPa以下，对于热采开发井建议绕防为主。

（三）区块地层细粉砂含量低，循环高充虽然会短期出砂，但比例并不高，对于可能热采1-2轮的冷采井可继续采用该工艺降低成本，对于多轮次热采开发井以绕防为主。

参考文献

[1] 采油工程原理与设计。 中国石油大学出版社 张琪

[2] 高压砾石充填防砂工艺参数优化设计。石油钻采工艺 马代鑫

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