草13两翼钻采方案1115.docx
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草13两翼钻采方案1115
乐安油田草13外围沙二沙三段油藏
转蒸汽吞吐开发调整方案
（钻采工程）
编写：
路广娥翟永明张学军
参加：
刘军李铭栾晓东
初审：
张秀生
审核：
赵磊
复审：
审定：
胜利油田分公司现河采油厂
2008年11月
目 录
一、油藏概况和方案部署
二、油层保护措施
三、钻井完井方案
四、采油工艺方案
五、监测工艺
六、钻采工程投资概算
七、监督与验收要点
一、油藏概况和方案部署
乐安油田草13块位于山东省东营市广饶县与滨洲市博兴县交界。
该块西接博兴油田、北邻牛庄油田、东北为八面河油田，处于乐安油田西区开发区。
本次草13外围方案调整区主要包括草13-3块和草13-85块。
1．油藏地质特征
1.1构造特征
草13-3块位于石村断层下降盘，整个块被石村断层及其伴生断层切割成五个小块，各小块地层大体向西倾没，向东抬高。
草13-85块位于石村断层上升盘，整个块主要被切割为三个小块，地层向北倾没，向南抬高。
地层向北倾没，向南抬高。
沙二段埋深1200～1350m，沙三段埋深1300～1400m。
1.2储层特征
（1）地层
本次方案调整的目的层沙二、沙三段地层受到不同程度的剥蚀，使其与上覆、下伏地层均为不整合接触。
沙二段目的层为一套砂层组，分为8个单砂体，主力砂体是下部的5、6、7砂体。
沙三段目的层同样为一套砂层组，主力砂体是上部的沙三1砂体和沙三2砂体。
（2）沉积特征
沙二段岩性以粉、细砂岩与灰色泥岩互层为主，储层正韵律沉积特征明显，顶部见红色泥岩，沉积体系主要属于辫状河沉积体。
沙三段沉积时期为一次大规模水退，形成了地层的退覆沉积。
自然电位曲线呈较大幅度的“箱状”、“钟状”、“漏斗状”负异常，储层反韵律沉积特征十分明显。
沉积体系主要属于三角洲前缘相和三角洲平原相沉积体，草13-3块以河口坝为主，草13-85块以分流河道为主。
（3）岩性
根据岩心资料、测井曲线及录井资料分析，沙二段储层岩性以细砂岩为主，夹砾状砂岩及砾岩条带，砾岩条带主要集中分布于储层顶部，储层岩性较细，一般为长石石英粉砂岩和细砂岩，均质性较差。
沙三段储层岩性有细砂岩和粉砂岩，以粉细砂岩为主。
砂岩成份以石英为主，长石次之，泥质胶结。
依据草128-斜2井铸体薄片鉴定分析，砂岩中主要碎屑矿物有石英、长石、岩屑，其中石英含量为41%～49%，平均为44.8%，长石含量为33%～38%，平均为36.6%，可分为钾长石和斜长石，其含量大致相同。
岩屑含量为13%～21%，平均为18.6%，岩屑以喷出岩屑、石英岩屑、结晶岩屑为主，含有少量的泥质岩屑。
砂岩中泥质含量一般为3%～7%，不同样品间差别较大，平均为5.8%。
泥质以鳞片结构为主，有的被油质浸染，呈凝块状。
岩性胶结疏松，接触关系为点式，胶结类型以孔隙-接触式为主，胶结物以泥质为主。
（4）物性特征
本块储层物性分析资料较少，草13-15井在沙二段分析孔隙度样品2块，平均孔隙度23.2％；在沙三段分析孔隙度样品18块，平均孔隙度31.5％，分析渗透率样品3块，平均空气渗透率11.9×10-3um2。
依据草128-斜2、草斜107井岩心分析资料，沙二段共分析孔隙度样品9块，平均孔隙度34.4%，分析渗透率样品1块，平均空气渗透率为671×10-3um2；沙三段共分析孔隙度样品85块，平均孔隙度35.6%，分析渗透率样品79块，渗透率为936×10-3um2。
表1-1 物性分析情况统计表
取心井
砂层组
孔隙度
平均值%
孔隙度
样品数
渗透率平均值10-3um2
渗透率
样品数
草13-15
沙二段
23.2
2
沙三段
31.5
18
11.9
3
草128-斜2
草斜107
沙二段
34.4
9
671
1
沙三段
35.6
85
936
79
从测井解释渗透率的结果来看，草13-3块沙二段渗透率变化范围在210-4369×10-3μm2之间，沙三段渗透率变化范围在208-12889×10-3μm2之间；草13-85块沙二段渗透率变化范围在183-3280×10-3μm2之间，沙三段渗透率变化范围在227-5912×10-3μm2之间。
（5）孔隙结构特征
通过岩石薄片和扫描电镜观察，草128-斜2井沙二～沙三段孔隙发育，面孔率为2%～25%，平均为12.4%。
（6）粘土矿物特征
据草128-斜2井取芯分析化验资料统计，沙二～沙三段储层粘土矿物占全岩矿物组分的5～11%。
粘土矿物组分以伊蒙间层为主，占粘土组分的45%，其次为高岭石占43%，伊利石占6%，绿泥石占6%，伊蒙间层比为63%。
（7）敏感性特征
根据草128块敏感性分析资料，沙二段储层存在弱酸敏、弱碱敏和中等偏弱水敏现象，存在弱速敏，无临界流速；随注入盐水盐度的降低渗透率略下降，临界矿化度8500mg/l。
沙三段储层存在弱酸敏、弱碱敏和弱水敏现象，存在非速敏，无临界流速；随注入盐水盐度的降低渗透率下降，临界矿化度4500mg/l。
1.3流体性质
根据本区油井的原油分析，沙二段原油密度0.9541～0.9657g/cm3，50oC温度条件下，原油粘度2000～15000mPa.s，凝固点12oC。
沙三段原油密度0.936g/cm3，原油粘度1500～6000mPa.s，凝固点15oC。
沙二段地层水Cl-含量6363mg/l，总矿化度14063mg/l，水型CaCl2。
沙三段地层水Cl-含量8550mg/l，总矿化度15442mg/l，水型CaCl2型。
1.4温压系统
据两口试油井的测压资料计算，压力系数为0.998～1.008，属正常压力系统，油层温度52.7-61.0℃，扣出地表年平均气温15℃，温度梯度则为3.4-4.0℃/100m。
1.5油水关系及油藏类型
由于草13-3块和草13-85块被石村断层及其伴生断层切割成多个小断块，各小断块的油水系统相对独立，油水界面各不相同。
综合分析认为：
乐安西区草13块外围沙二沙三段油藏属构造岩性普通稠油油藏。
2．采油工艺技术适应性评价和技术配套
2.1原油粘度越高，油井初期产能越低
草13两翼共投产油井24口，油井初期产能差异较大，油井初期产能随原油粘度增大而降低。
从图1-1可以看出，粘度越大油井初期产能越低，原油粘度超过4000mpa.s时，油井产能较低。
图1-1草13外围油井初期产能与粘度关系图
2.2储层注汽压力较低，常规热采注汽配套能满足生产需要
目前草13沙三8口新投井平均注汽压力11.9MPa，平均井口注汽干度69%，常规热采注汽配套能满足生产需要。
草13-平37由于固井过程中水泥浆漏失到油层，导致注汽压力较高，为18MPa。
表1-22008年草13沙三新投井注汽分析
井号
注汽压力Mpa
干度%
速度t/h
温度℃
累注m3
孔隙度%
渗透率×10-3μm2
泥质含量%
完钻井深m
油层厚度m
草13-平31
9.1
71
8.9
330
1500
33.73
2990.23
8.111
1655
87.14
草13-平32
12
70
17.5
352
1503
28.51
250.749
9.94
1649
236.4
草13-平33
14
69
16.3
358
1500
21.29
418.75
3.717
1558
109.4
草13-平35
8.7
64
8
297
1500
30.98
371.77
10.93
1626
187.4
草13-平37
18
72
10
363
1500
28.73
338.978
7.113
1545
176.3
草13-平38
9
71
9.9
319
1204
29.74
559.424
6.388
1546
109.7
草13-平39
10.4
70
9
322
1100
34.09
566.832
9.884
1606
147.1
草13-平41
14.3
71
16
350
1006
30.48
321.047
10.93
1445
109.3
平均
11.9
69
12.0
336
1352
30
727
8
1579
145
2.3油井普遍出砂，直井充填防砂和水平井精密滤砂管防砂效果明显
草13沙二沙三储层胶结疏松、油稠，油井普遍出砂。
从表1-2统计的该区15口直斜井采取不同防砂方式对产能的影响进行对比，高压充填防砂效果最好。
草13外围沙二沙三段从2005年至目前共实施高压充填措施5井次，措施前出砂严重，措施前日液9.6t/d，日油1.2t/d，措施后措施后日液15t/d，日油5.0t/d，目前日液23.5t/d，日油4.9t/d。
平均已生产657天，草13-斜474井生产已达1125天。
平均含砂量由0.14%降到0.11%，全部5口井至今有效（表1-3）。
为适应产能建设开发的需要，2008年新投的8口水平井采用精密滤砂管防砂，结合沙二段粒度中值0.21mm，沙三段粒度中值0.11mm，分别采用了过滤精度为130µm和90µm滤砂管进行防砂，平均生产117天，最长生产190天，未发现油井出砂，表明这种防砂技术配套对该区水平井生产是可行的。
表1-2草13沙二、沙三防砂方式对产量影响对比
工艺类型
工作量
平均生产天数
单井日油t/d
平均单井累产油t
平均单井费用万元
高压充填
5
655
4.1
2681
25
化学防砂
4
286
3.8
1087
9.9
机械防砂
3
275
3.7
1018
8
复合防砂
3
345
3.9
1345
16
表1-3草13外围沙二沙三段油井高压充填防砂情况统计表
表1-42008年草13沙三已投水平井生产情况统计
通过分析得到以下认识：
（1）该区储层胶结疏松，应加强热采水平井和直斜井的完井、防砂方式优选，延长油井的使用寿命和生产效果；
（2）优化设计注汽参数，提高注汽质量，有效提高稠油热采开发采收率。
3．方案部署及指标预测
3.1部署原则
（1）完善井网，分层布署，提高储量控制程度；
（2）新井热采开发，充分利用老井。
3.2方案部署及指标预测
方案设计总井48口，其中新井35口（水平井27口，直井8口），钻井进尺5.69×104m，东部（1650m*11+1250m*3），西部（1750m*16+1400m*5）。
老井利用13口。
方案实施后，油井共控制地质储量457×104t，储量控制程度由16％提高到93.7％，提高了77.7％。
方案实施第一年，水平井产能10t/d，直井均为5t/d，前三年平均新增能力7.1×104t，开发15年新井累产油47.5×104t。
方案实施后，草13外围合计第一年油井开井48口，日产液1053.9t/d，日产油357.9t/d，平均单井7.5t/d，综合含水66%，年注汽5.8×104t，年油汽比1.51t/t。
开发15年采出程度达到17.14%。
表1-5草13沙三两翼方案指标预测增量表（新井）
时间
采油井
注汽量
104m3
累注汽量
区块日液
区块日油
平均单井日油
年产油量
104t
含水
%
油汽比
累产油
104t
总井
水平井
直井
2008年
1
35
27
8
5.8
5.8
850.0
310.0
8.9
8.7
63.5
1.51
8.7
2
35
27
8
5.9
11.7
985.0
248.0
7.1
6.9
74.8
1.17
15.6
3
35
27
8
5.4
17.1
1015.0
198.4
5.7
5.6
80.5
1.03
21.2
4
35
27
8
5.0
22.2
1015.0
158.7
4.5
4.4
84.4
0.88
25.6
5
35
27
8
5.3
27.5
1120.0
134.9
3.9
3.8
88.0
0.71
29.4
6
35
27
8
5.3
32.8
1175.0
114.7
3.3
3.2
90.2
0.60
32.6
7
35
27
8
5.3
38.1
1175.0
97.5
2.8
2.7
91.7
0.51
35.3
8
35
27
8
5.3
43.5
1175.0
82.9
2.4
2.3
92.9
0.44
37.7
9
35
27
8
5.1
48.6
1335.0
70.4
2.0
2.0
94.7
0.39
39.6
10
35
27
8
5.1
53.6
1335.0
59.9
1.7
1.7
95.5
0.33
41.3
11
35
27
8
5.1
58.7
1335.0
53.9
1.5
1.5
96.0
0.30
42.8
12
35
27
8
5.1
63.8
1390.0
48.5
1.4
1.4
96.5
0.27
44.2
13
35
27
8
5.1
68.9
1470.0
43.6
1.2
1.2
97.0
0.24
45.4
14
35
27
8
5.1
74.0
1470.0
39.3
1.1
1.1
97.3
0.22
46.5
15
35
27
8
5.1
79.1
1470.0
35.3
1.0
1.0
97.6
0.19
47.5
二、油层保护措施
1.油藏地质对油层保护的要求
草13沙二段平均孔隙度34.4%，平均空气渗透率为671×10-3um2；草13沙三段储层平均孔隙度35.6％，平均渗透率936×10-3μm2。
沙二段储层岩性以细砂岩为主，夹砾状砂岩及砾岩条带，储层岩性较细，一般为长石石英粉砂岩和细砂岩，均质性较差。
沙三段储层岩性有细砂岩和粉砂岩，以粉细砂岩为主。
砂岩成份以石英为主，长石次之，泥质胶结。
依据草13块油藏储层特征和开发方式要求，潜在损害因素主要有以下几点：
（1）储层胶结较为疏松，孔喉受固相侵入损害的可能性较大，储层中固有细小颗粒的运移，外来流体中固体颗粒的侵入都将引起储层伤害。
（2）该区块储层岩石以粉细砂岩为主，颗粒细小，邻区草128块敏感性分析资料，沙三段储层存在弱酸敏、弱碱敏和弱水敏现象，弱速敏，临界流速6.28m/d，采用热采吞吐生产过程中可能引起颗粒运移。
（3）沙三随注入盐水盐度的降低渗透率下降，临界矿化度4500mg/l。
注入蒸汽用水为软化水，矿化度较低，易引起粘土膨胀分散。
根据潜在损害因素分析，优选适用于方案区的新型防膨剂，在完井、钻井、采油、注汽等一系列环节中开展油层保护工作，防止油层伤害，保护油藏资源，最大限度地发挥油层的生产能力，对于该区块的持续、高效开发具有十分重要的意义。
2．采油工艺对油层保护的要求
油层保护措施的设计必须在充分分析储层岩性、矿物组份、粘土类型及含量的基础上，重点依据敏感性评价试验结果，针对不同的作业措施环节分别设计其油层保护措施。
根据草128块敏感性分析资料，沙三段储层存在弱酸敏、弱碱敏和中等偏弱水敏现象，存在非速敏（4块样品结论是非速敏，2块样品是弱速敏，随流速增加，渗透率有所下降），无临界流速；随注入盐水盐度的降低渗透率下降，临界矿化度4500mg/l。
要求进行先期防膨处理。
我们分别对XJN-04、STF-1、CH3COOK、KCl、NH4Cl、NaCl、NaOH等几种防膨药剂进行了室内试验，试验结果表明XJN-04具有很好的耐温性和耐水洗性能，防膨剂效果最好，不仅能适应钻井、完井及作业过程防膨的需要，同时也适应热采开发需要，现场使用浓度一般为10%。
表3-1常温下不同防膨剂的防膨效果对比
防膨剂种类
XJN-04
STF-1
FP
BY-BA3
CH3COOK
KCl
NH4Cl
NaCl
NaOH
体积，ml
5.5
45.5
31.5
12.1
11.7
6.7
11.4
8.5
6.7
防膨率，%
96
32
54.4
85.44
86.08
94.08
86.56
91.2
94.08
表3-2300℃时不同防膨剂的防膨效果对比
防膨剂种类
XJN-04
STF-1
FP
BY-BA3
CH3COOK
KCl
NH4Cl
NaCl
NaOH
体积，ml
4.5
16.6
10.5
20.0
11.8
11.0
11.6
10.5
12.5
防膨率，%
97.6
78.24
88
72.8
85.92
87.2
86.24
88
84.8
2.1钻井过程中的油层保护措施
钻井过程中影响储层损害深度和渗透率损害程度的因素有地质因素、钻井液因素和钻井工程因素等。
主要集中在钻井液滤失量、钻井压差、浸泡时间、储层孔渗特性和毛管压力五个方面的影响因素。
因此，要求加强钻井全过程中的油层保护工作。
（1）采用近平衡钻井；
（2）在安全钻进的前提下尽量降低泥浆密度，推荐油层部位钻井液密度为以地层压力计算出的钻井液密度加上0.05～0.1g/cm3；
（3）严格控制固相含量小于10%，固相颗粒粒径中值控制在5μm以上，含砂量小于0.3％；
（4）进入储集层API滤失量≤5ml，高温高压滤失量≤15ml；
（5）滤液必须与地层岩石、地层流体配伍性良好；
（6）加快钻井速度，减少油气层浸泡时间；
（7）利用屏蔽暂堵剂保护油层。
2.2固井施工中油层保护措施
（1）要求采用耐高温水泥固井，油层固井水泥中加入30～40%石英砂作为热稳定剂。
水泥返高至井口。
（2）套管要采取扶正措施，套管居中度大于80%；使用高温高压套管密封脂。
（3）固井的前置液、隔离液、地层水应相互配伍、并与水泥浆相容。
2.3酸洗过程中的油层保护
（1）进行储层、地层水、洗井液与酸液的配伍性实验。
（2）洗井液表面张力低于30mN/m，界面张力小于1mN/m。
（3）固相颗粒含量低于5mg/L。
（4）进行泥浆对岩心的堵塞试验，以及酸液解堵试验，要求所选酸液解堵率≥80﹪。
2.4射孔过程中的油层保护
（1）射孔液采用本地区处理后的地层水，固相含量低于5mg/L。
（2）射孔液密度附加值0.05～0.10g/cm3。
（3）采用正压射孔，由于破孔时产生的颗粒不易排出，除采用大枪大弹消除损害，还要求射孔液中加入防膨剂，做好粘土的防膨。
（4）采用127枪及深穿透弹进行射孔。
2.5注汽过程中的油层保护
（1）应控制注入速度和注汽强度在设计范围，防止对油层骨架的破坏。
（2）储层泥质含量较高，注汽过程可引起地层粘土膨胀，引起渗透率的大幅下降，注汽压力升高，不利于蒸汽注入及原油渗流，要求注汽前用XFP高温降粘防膨剂进行预处理。
（3）焖井后井口装油嘴缓慢放喷，避免油层过分激动出砂。
现场注汽结束后，具体焖井时间应以实际注汽压力来确定，如需放喷应控制放喷速度。
2.6生产过程中的油层保护
为了防止打开油层时受入井液二次污染的可能性，特做如下要求：
（1）新投井替泥浆时必须保证替浆充分，防止泥浆颗粒对地层孔喉的堵塞，循环水量1周半以上，必须用含粘土稳定剂的油田产出水做为作业液。
（2）洗压井液推荐使用与地层配伍性良好的本地区油层处理后污水，采用热洗方式，温度≧60℃；尽可能采取不压井作业，降低对地层造成污染的可能性。
（3）化学添加剂入井前必须进行配伍性实验。
（4）生产过程中建立合理的工作制度和生产压差。
3．钻井工程对油层保护的要求
3.1工程
（1）按中石化总公司油层、气层附加值确定钻井液密度，施工中严格控制；
（2）推广使用与储层配伍的钻井液体系；
（3）加暂堵剂、降失水剂，保证药品投入；药品质量符合要求，与地层岩性配伍；
（4）搞好净化，控制固相含量，含砂量小于0.3％；
（5）加快钻井速度，减少油气层浸泡时间；
（6）固井施工中的油气层保护措施：
①使用合格的套管扶正器。
②加降失水剂，严格控制水泥浆失水量及自由水含量，改善水泥浆性能，提高固井质量。
③施工设备、水泥和添加剂混拌、回压阀、计量仪器、碰压销质量可靠、准确、施工一次成功；
（7）如果发生井漏，所使用的堵漏材料应为易解堵的材料。
3.2钻井液
（1）使用聚合物润滑防塌钻井液。
（2）含砂量<0.3%，固相含量<10%。
（3）PH值控制在8-9。
（4）提高钻井速度，缩短油层浸泡时间。
（5）有效保护环境，保证资料取全取准。
三、钻井完井工艺
1．钻井井位部署
新钻油井27口，草13-85块总井14口，其中水平井11口，直井3口；草13-3块总井21口，其中水平井16口，直井5口。
井位部署如图3-1所示。
表3-1钻井井位部署表
部位
平台号
井口数
井号
东翼
1
2
C13-319C13-P55
2
2
C13-320、C13-321
3
2
C13-P47、C13-P49
4
3
C13-P48、C13-P51、C13-P52
据地面情况，在满足采油工艺的情况下，尽可能采用丛式井组生产。
组台生产可减少占地面积，减少钻前准备时间，相应减少钻前费用并节约钻井液的费用，从而降低钻井成本。
本区块实施组台与单井相结合的布井方式，具体部署表3-1。
图3-1东翼井位图
图3-2西翼井位图
2.完井方式选择
2.1完井方式选择需要考虑的因素
完井方式选择是完井工程的重要环节之一，只有根据油气藏类型和油气层的特性去选择最合适的完井方式，才能有效地开发油气田，延长油气井寿命和提高经济效益。
完井方式选择需考虑的因素是油气田地质及油藏工程条件和采油工程技术措施要求。
2.2完井方式的选择原则
选择完井方式时，应以满足勘探开发的需要，提高最终采收率，获得最长的生产井寿命为目的，对油层的物性、开采方式和综合经济指标进行分析对比，本着科学、经济、合理的原则选择完井方式。
合理的完井方式应力求满足以下要求：
（1）油层和井筒之间应保持最佳的连通条件，油层所受的损害最小
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