辽河油田难采储量开采技术发展状况及应用.docx

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辽河油田难采储量开采技术发展状况及应用

辽河油区难采储量开采技术发展状况及应用

王旭贾海燕

（辽河石油勘探局工程技术研究院辽宁盘锦124010）

摘要：

随着辽河油区勘探开发程度的不断加深，难采、难动用区块的开发已成为油田稳产中不容忽视的问题，实际情况表明，这些难采区块分别存在着高凝、低渗、出砂、海上稠油开采等技术困难，具有低产能、投资高、风险大的特点。

经过多年的持续技术攻关和实践，辽河油区目前已经陆续开发了侧钻井、水平井、分支井等特殊工艺井钻完井技术及配套技术，广泛应用于超稠油油藏、低渗透油藏、薄层稠油油藏开发，极大提高了难采储量动用程度，降低吨油生产成本，取得良好的效果。

此外，在油井增油技术方面也取得突破，防砂、高温调剖、找堵水、气体采油技术等都进一步完善和应用。

本文重点介绍了特殊工艺井技术和油井增油技术在难采油藏开发中的发展状况及应用，希望对其它油区类似油藏的开发起到借鉴作用。

关键词：

辽河油区；难采储量；特殊工艺井；油井增产技术；应用

中图分类号：

TE353文献标识码：

A

DevelopmentsandApplicationsofOilProductionTechnologyforDifficult-to-ProduceReserveinLiaoheOilfield

WangXu,JiaHaiyan

（EngineeringTechnicalResearchInstituteofLiaohePetroleumExplorationBureau,Liaoning,Panjin,124010,China）

Abstract:

ThedevelopmentofLiaoheoilfieldhascomeintomid-lateperiod,troublesofsustainningproductionappeargraduallyobvious.Forthisreason,thestudiesconcerningtheeffectiveandeconomicoilproductiontechnologyfordifficult-to-producereservearegradualemphasized.Ascomparedwiththeconventionalreserve,difficult-to-producereservehashighpour-point,lowpermeability,sandinflow,offshoreheavyoil,etc,soitsproductionalwaysleadstolowyield,highcost,highrisk.Inresentyears,complicatedstructuralwells,includingside-trackingwells,horizontalwells,branchedwells,etc.,havebeenstudiedanddevelopedinLiaoheoilfield.Throughtheapplicationofthesecomplicatedstructuralwellsinsuperheavyoilreservoir,lowpermeabilityreservoir,thinheavyreservoir,averygoodresultwasobtained,improvingoilrecoveryeffectively,reducingrunningcostperton.Inaddition,somestimulationtreatmenttechnologieshavealsobeendevelopedandadopted,suchassandcontrol,hightemperatureinjectionprofilemodification,waterfindingandblockoff,oilproductionbyusinggases.Inthispaper,thedevelopmentsandapplicationsofthecomplicatedstructuralwellsandthestimulationtreatmenttechnologiesfordifficult-to-producereservearepresented,andtheseresearchresultswillhavesomeeffectsontheproductionofothersimilardifficult-to-producereserve.

Keywords:

Liaoheoilfield;difficult-to-producereserve;complicatedstructuralwells;stimulationtreatmenttechnologies;application

引言

辽河油区油气勘探开发的区域包括辽河盆地陆上、辽河滩海和外围盆地三部分，是一个地质条件十分复杂的复式油气区，勘探开发进入中后期以来，后备资源日渐匮乏，难采储量开发成为当务之急。

“九五”“十五”期间，针对难采储量油藏特点，辽河油区广泛调研与引进国内外先进钻采技术，通过自身研发、试验形成了一系列集钻井、完井、采油等相配套的技术，提高了辽河油区难采储量的开发水平，为油田稳产提供了有力的技术支持。

作者简介：

王旭（1962-），男，教授级高级工程师，在读博士，现从事油藏地质研究和管理工作。

1辽河油区难采储量基本概况

从勘探开发区域上看，辽河油区陆上动用程度最高，外围次之，最低的是滩海，目前动用程度较低的难采区块主要是超稠油、深层普通稠油和浅层高凝油，其中相当大一部分是由于技术经济等因素制约难以实现有效开发，形成未动用难采储量，具有“低、深、难、稠、小”的特点。

截至2004年底，累积探明37个油田，探明含油面积

1080.82km2，石油地质储量224263☞104t，已探明未动用含油面积381.64km2，石油地质储量48549☞104t，在已探明未动用储量中大部分为难采储量，其中包括超稠油、海上、低渗透、特殊岩性、复杂小断块等难采储量。

1.1难采储量区块类型及特点

根据各油藏特点，把难采储量分为如下几种类型：

（1）低渗透油藏目前辽河油田低渗油藏典型区块有欢北杜家台、沈北曹台、边台、双南油田等68个断块，是未动用难采储量的主要类型，其埋藏深度在800～3200m之间，渗透率小于50☞10-3

m2。

该类油藏储层物性差，非均质性强，油藏天然能量不足，一般初期采用酸化压裂投产，油井高产期短，产量下降快，晚期主要采用注水，但储层吸水能力差，注水开发效果较差。

近年来，泄油面积大、单井产量高的特殊工艺井逐渐发展起来，在低渗透油藏开发方面取得了令人满意的突破。

（2）超稠油油藏超稠油油藏原油粘度大，一般在5☞104mPa·s以上，相对密度在0.9800以上。

通常这种稠油在油层原始条件下是不能流动的，常规注蒸汽开采方法经济效益降低，技术难度大。

曙一区超稠油是超稠油难采储量中规模较大的代表性区块。

（3）高含水油藏进入开发中后期，老油区总体表现出，稠油蒸汽吞吐开发进入高轮次，稀油（包括高凝油）主力区块注水开发进入“双高”期，许多油井出现水淹水窜，地下剩余油分布零散，挖潜难度不断加大。

通常采取封堵、选注、调剖等手段解决，目前还采取部署“聪明井”和利用老井侧钻等技术挖掘剩余油潜力。

（4）滩海稠油油藏滩诲是指由高潮0m线到海图水深5m的沿岸地区，如海南构造带、月东构造带。

由于地表条件恶劣，加之高粘度、高密度的油藏特性，开发投资大、周期长、费用多，一直制约该类油藏开发，目前海上稠油热采是困扰其中的最大的难题。

（5）浅层高凝油油藏曹台、边台、安61等油藏原油凝固点达42～49℃，油层温度仅为38～45℃，原油在地层中呈凝固或半流动状态，开采难度大。

在该区块部分油井上陆续实施解堵、压裂、蒸汽吞吐、二氧化碳吞吐、注热水、注微生物吞吐等多种增产工艺措施，取得的效果都不是太理想。

1.2难采储量开发矛盾分析

（1）油藏条件差，现有开发技术难以解决实际生产难题

难采储量数量规模巨大，多呈现分布零散、储量丰度低、储层物性差，油品粘度大的特点，造成开发过程中产能低，开采缓慢。

而现有的地质勘探、钻井、采油技术，还很难满足实际开发生产的需要，必须有效整合并不断加以改进。

（2）开发投资高、风险大

由于开发难度大，导致钻井、采油等方面开发成本投资高，特别是滩海油藏的开发，而产能低、稳产难使得难采储量开发具有更大风险。

2特殊工艺井技术在难采储量开发中的应用

2.1特殊工艺井技术的发展状况

随着钻井技术不断进步，“六五”以来，在常规钻井工艺技术的基础上，辽河油田陆续开发了定向井、丛式井、水平井、侧钻水平井、多分支井等特殊工艺钻完井配套技术。

侧钻水平井、水平井术是集团公司“八五”、“九五”重大科技攻关对象，经历了研究试验（1990年～1998年）和推广应用阶段（2001年～至今），在井位优化设计、钻完井施工、现场地质跟踪导向、采油工业配套等方面形成了具有辽河特色的水平井技术系列了具有辽河特色的水平井技术系列。

为降低钻井成本，提高油层纵向动用程度，研究开发了多分支井钻井技术，目前该技术在国内处于领先水平。

2.2辽河油区应用实例

实践表明，特殊工艺井尤其是侧钻水平井、水平井、分支水平井，在辽河油田超稠油、薄层稠油、低渗透油藏开发及挖掘老区剩余油方面取得了显着效果。

2.2.1低渗透油藏水平井

低渗透油藏由于储层物性差、地层能量不足导致开发效果差，而侧钻水平井、水平井由于油层裸露面积增大而扩大井筒泄油面积，提高单井产量，获得较好开发效果。

欢北杜家台欢8块是辽河油区典型的低渗稀油区块，位于欢喜岭油田东北部，主要含油层系为S4段杜家台油层，储层孔隙度15.4%，平均空气渗透率38.7☞10-3

m2，平均地面原油密度0.8491g/cm3，地层原油粘度1.38mPa﹒s。

自1979年投入开发，受储层物性差影响，单井产量下降快，采油速度低。

2005年3月23日于该块部署实施了辽河油田第一口5

寸小井眼侧钻水平井欢32CH井，钻井过程见良好的油气显示，尚未投产。

静17块属于高凝低渗透油藏，平均孔隙度17.6%，平均水平渗透率为29☞10-3

m2，平均垂直渗透率为12.6☞10-3

m2，密度（20℃）为0.8648g/cm3，粘度（100℃）为5.76mPa﹒s，凝固点54℃，含蜡量为37.06%，该块一直处于低速、低效运行。

1996～1998年，该区块先后钻了4口侧钻水平井，井号为静33-71CP井、静31-59CP静、静29-59CP井、静31-67CP井。

除静31-59CP井未钻至目的层外，除其中3口获得了较好的开发效果，已累积产油3.65×104t，单井产量达到直井侧钻前产量的3.3倍。

2002～2003年完成4口井5个分支，分别是静31-59FP双分支水平井、静31-71CP井、安27-25CP井和静33-75CP侧钻水平井，油层钻遇率为90%以上。

目前31-59CP井已投产，日产油量13t左右，为本区直井产量的4～5倍（见表1）。

表1静17块侧钻水平井统计情况

Table1Side-trackinghorizontalwellsinJing17block

井号

窗点垂深

（m）

靶前位移

（m）

水平段长

（m）

油层钻遇率

（%）

侧钻前

侧钻后

日产油量

（t）

累产油

（t）

初期日产油量

（t）

目前日产油量

（t）

累产油

（t）

静29-59CP

2107

55

211

98.5

2.5

227

13.6

7.4

15119

静31-67CP

2056

50

202

98.1

3.4

228

8.1

4.2

6745

静33-71CP

2061

43.3

213

94.8

1.6

42

16.1

6.3

10360

2.2.2超稠油油藏水平井

辽河油田杜84块属于超稠油厚层块状油藏，油层单层厚度为35m，原油密度1.001g/cm3，50℃脱气原油粘度为168150mPa﹒s。

1996年以来，该区共钻23口水平井和侧钻水平井。

其中包括在该区块实施的一组水平井和一组水平井加直井蒸汽辅助重力泄油（SAGD）试验井组（见图1、2），由于有效扩大了注汽、采油的面积，取得了明显效果，杜84-平45井初期平均日产油95t/d，目前累积产油9614t，杜84-平46井初期平均日产油77t/d，目前累积产油7941t。

总体效果分析看，杜84块水平井单井日产油量达到直井的5倍（图3），而水平井操作成本仅为直井的一半。

图3杜84块水平井与直井周期产油量对比图

Fig.3ComparisonofcyclicoilproductionbetweenhorizontalandverticalwellsinLeng84block

2.2.3薄层稠油油藏水平井

辽河油区存在大量的薄层稠油油藏，采用直井开发，受井筒泻油面积所限，难以取得理想的开发效果。

随着水平井技术的不断进步，薄油层井眼轨迹控制问题得到解决，水平井目的层最小厚度值突破3m界限，使得利用水平井开发薄层稠油油藏成为可能，辽河油区近年来在多个区块推广应用，取得较好效果。

其中2004年3月投产的锦45-平1井目的层厚度

3m，实钻水平段长185m，钻遇油层长度101.5m，初期日产油量32t，累积产油量1882t。

2001年8月实施的锦27-平1井目的层厚度7m，实钻水平段长181.7m，钻遇油层长度134.9m，初期日产油量19t，累积产油量6303t。

2.2.4分支井技术

分支井技术可以在节约成本和平台空间的基础上解决不同油层同时开发的问题，尤其是辽河滩海油田开发都要受平台空间的限制，每个平台所打井的数量都不太多，分支井技术则可满足滩海油田开采指标的要求，并且有效降低吨油开采成本。

2000年在海外河油田完成我国第一口三分支井海14-20井（见图4）。

高升油田高3区高10块属普通稠油油藏，主要开发层系为沙河街组莲花油层，2005年2月实施双分支侧钻水平井高3-4-17CP井，该井侧钻前为注水井，投产后初期日产油26t，目前日产油20t，累计产油2100t。

3油井增产新技术在难采储量开采中的应用

3.1压裂技术

在低渗透油藏开发过程中，由于储层物性原因，油层孔吼细小，比表面积大，渗透能力差，油井产能低，往往需要经过油层改造才能投产，当前的压裂技术主要包括整体压裂、二次压裂、酸化压裂等。

辽河油田在压裂方面，通过千型、双千型压裂车组的引进和配套技术攻关，以及在压裂液、支撑剂、压裂工艺及配套软件等方面都取得了突出的进展。

形成了针对复杂气藏、低渗透油气藏、稠油高凝油油藏和高含水油层的压裂工艺技术系列——深层压裂、水平井压裂、CO2和N2泡沫压裂、热化学压裂、端部脱砂压裂、限流压裂、整体压裂、重复压裂、稠油井压裂防砂以及酸压等工艺技术，满足了生产要求。

辽河齐古61井高凝油新井投产没有产量，后实施热化学压裂进行油藏改造，井段为2191-2230m，原油凝固点46℃，压裂液温度80℃，砂比28.7%，压裂后日产量达到13t。

辽河冷43-47-168井投产无产量，实施压裂防砂，井段为1331.8-1386.8m，高温树脂砂量15m3排量3.6m3/min，措施后日采油量9.8t。

3.2高温调剖技术

在稠油热采开发中，为了提高蒸汽吞吐开发效果，多采用调剖封堵技术，主要包括两种方法：

一种是机械方法，用封隔器卡封汽串层或高渗透层；另一种是化学方法。

目前，最行之有效的方法就是化学高温调剖封堵，即采用耐高温的化学调剖剂对高渗透层或汽串通道进行封堵，调整吸汽剖面，充分发挥低渗透层潜力，从而达到提高蒸汽吞吐效果。

1999年高温三相泡沫调剖剂研制成功，该调剖剂耐温达200℃以上，封堵强度达12MPa/m，先后在辽河油田金马公司、冷家公司、欢采、特油公司现场应用189口井，施工成功率100%，有效率85%以上，累计增油38000t以上。

其中2000年3月冷43-45-168井开始第5轮注汽，前一轮注汽2268m3，注汽压力11.0MPa，相邻两口井汽窜，生产229d，累计产油1604t。

本轮注汽前用高温三相泡沫调剖剂70m3进行封堵处理，注汽2488m3，注汽压力14.5MPa，邻井没有汽窜，累计生产305天，产油2054t。

3.3找水、堵水技术

辽河油区地质特点为含油层系多，油水关系复杂，加之老油田进入开发后期，含水升高，造成开发效果不好，以往找水采取中子寿命找水、C/O比找水等，其缺点是不够精确，堵水方法采用封隔器方法封隔水层。

现在的找、堵水方法多种多样，包括层间机械选择性找、堵水和层内粉沫找、堵水技术等。

经长期研究实验研制成功二级二层、三级三层机械找/堵水工艺，在辽河油区的稀油、稠油、高凝油油藏累计实施500井次，目前该技术已经成熟，被各油田推广应用，在大港、大庆、华北、中原、青海等实施87井次，取得较好效果。

3.4气体采油技术

气体采油技术在难采储量开发上取得较大突破，有针对性地解决了油田生产存在的实际问题，主要包括CO2辅助吞吐、N2助排、烟道气和高温混合气等。

CO2吞吐采油技术主要应用于特（超）稠油、普通热采稠油和冷采稠油3种类型的稠油油藏。

针对稠油（超稠油）存在的多轮次吞吐后油层吸汽不均，油层动用程度差，蒸汽吞吐效果差的矛盾，通过认真的分析和研究及物模试验，有针对性的开展了CO2+泡沫剂辅助蒸汽吞吐采油试验。

2003年该工艺在特油公司现场试验17口井，平均1个吞吐周期单单井增油近700ｔ。

2004年该工艺在特油公司和曙光采油厂得到大规模推广应用，累计施工200多井次，成为超稠油油藏的主体增产措施。

在推广应用氮气隔热、氮气排液、氮气调剖、氮气助排等常规应用技术的基础上，针对稠油井多轮次吞吐后存在的油层汽窜，层间和纵向或油层平面吸汽不均、油井吞吐效果变差、油层压力效果变差、油层压力下降等矛盾，研究成功了氮气泡沫调剖助排辅助蒸汽吞吐采油工艺，该技术在欢127块进行了5口井先导试验，累计增产原油3500ｔ，取得了良好的效果。

3.5浅层高凝油解堵及注蒸汽（+氮气）试验

静35块为高凝油油藏，地质储量967×104t，油层平均埋深1540m，地温46～54℃，原油凝固点40～49.5℃，析蜡温度（42～52℃）与地温接近，致使开采及其困难。

针对这一特点，开展了热化学解堵、热氮吞吐、蒸汽+氮气吞吐现场先导试验。

2003年6月静35-32-32井注解堵剂35m3，初期日产液12m3，日产油10t，到9月底日产液2m3，日产油1t，累产油210t，液280m3。

2002年7月在西部静35-33-33井注热氮10×104m3,投产初期日产液13m3、日产油8-10t，有效期持续2个月，增油270t。

2003年6月起实施蒸汽加氮气吞吐4口井，分别为静35-29-43、静35-27-44、静35-27-45、静35-30-35、，29-43、30-35井见到效果、，27-44、27-45效果不明显。

4结论与建议

4.1结论

（1）辽河油区难采储量主要分为低渗透油藏、超稠油油藏、高含水油藏、滩海稠油油藏、浅层高凝油油藏，其特点为开采难度大、产能低、投资高、风险大。

（2）随着特殊井钻完井及配套工艺技术的不断进步，侧钻水平井、水平井、分支井技术在辽河油区超稠油、薄层稠油、低渗透油藏开发及挖掘老区剩余油方面应用越来越广泛。

（3）压裂、高温调剖、找堵水、气体采油等新技术、新工艺不断研发推广，解决了一些困绕难采储量开发的难题。

4.2建议

（1）今后应进一步加强海上稠油、复杂岩性油藏开采方法的研究。

（2）系统总结已往难采储量开采中所应用的油藏地质、钻完井、采油、油田化学、作业等方面的新技术、新工艺，形成并打造出辽河油田难采储量开采特色技术。

参考文献

[1]刘乃震.特殊工艺井钻井技术在辽河油区的研发与应用.特种油气藏，2004，11（6）：

1～4

[2]曲绍刚.辽河油田难采储量采油工艺技术现状.第一届全国特种油气藏技术研讨会文集.石油工业出版社.2004.9

[3]刘乃震等.利用复杂结构井开采低渗高凝油油藏.2003年度石油学会复杂结构井开发及应用技术研讨会

附作者有关信息:

王旭（1962-），男，汉族，教授级高级工程师，1984年毕业于大连理工大学计算机专业，2001年获油藏工程专业硕士学位，中国地质大学在读博士，现从事油藏地质研究和管理工作。

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