深层中低渗超稠油油藏试采技术研究.docx
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深层中低渗超稠油油藏试采技术研究
第23卷第4期胜利油田职工大学学报
Vol.23No.42009年8月
JOURNALOFSHENGLIOILFIELDSTAFFUNIVERSITY
Aug.2009
深层中低渗超稠油油藏试采技术研究
刘冬青1，邹
斌2，王善堂2
（1.长江大学，湖北荆州434000；2.中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院，山东东营257000）摘
要：
针对胜利油田深层中低渗超稠油油藏的油藏特点和试采难度，通过开展储层渗透率保持技术，提
高储层渗透率、防止压开底水的压裂防砂技术，热复合化学方法提高试采效果技术，超临界压力注汽配套工艺
等方面的技术研究，突破试采工艺技术瓶颈，解决了深层中低渗超稠油油藏的试采难题。
关键词：
深层；中低渗；超稠油；防膨；压裂防砂；超临界中图分类号：
TE353＋.4文献标识码：
A文章编号：
1008-8083（2009）04-0018-03
一、引言
胜利油区未动用稠油储量主要以中深层特超稠油油藏
及中低渗特超稠油油藏为主，其中原油粘度超过10×104mPa·s的特超稠油储量5108×104t，占未动用稠油储量的38%，主要分布在坨826、单113、郑411、草西南、郑370及罗
家-垦西等区块，
郑370块具有强-极强水敏感性，平均渗透率只有23.6×10-3μm2，罗家-垦西地区沙四段平均孔隙度只有17.9%，平均渗透率只有199.5×10-3μm2。
常规试油方法已不能满足现场要求，室内通过保持（提高）储层渗透率、热复合化学方法及超临界压力注汽配套等方面的研究，实现了胜利油田深层中低渗超稠油油藏的试采动用。
二、室内研究
图1XFP的静态防膨效果
1.储层渗透率保持技术研究
胜利油田稠油油藏多数为砂岩储层，储层中的粘土矿物与外来流体发生水敏是造成储层渗透率大幅度下降的主要原因。
室内合成了可用于中低渗储层的聚季铵盐类有机阳离子聚合物，并通过复配制得耐高温长效防膨剂XFP，通过静态实验和岩心流动实验对其防膨效果进行了评价。
（1）静态实验
室内使用钙蒙脱土进行防膨静态实验。
静态防膨率按公式
（1）计算：
（1）
式中F--防膨率；
图2XFP（300℃处理72h）的耐水洗效果V0--煤油中钙蒙脱土的体积，ml；
（2）岩心流动实验
V1--防膨剂溶液中钙蒙脱土的体积，ml；岩心流动实验能较全面地反映防膨剂对水敏性地层的V2--蒸馏水中钙蒙脱土的体积，ml。
作用效果。
岩心流动实验主要通过考察岩心渗透率的变化实验分别考察了常温下、300℃处理72h、350℃处理12h情况来评价防膨剂的防膨效果。
具体实验方法是：
先将真实三种情况下，XFP的静态防膨率和耐水洗性能。
实验结果见岩心进行洗油，制成Φ25×100mm的标准岩心，将岩心抽真图1和图2。
实验结果表明，XFP防膨剂在1%的浓度以上就空，饱和标准盐水，用标准盐水测初始液相渗透率，向未发生具有很好的防膨效果和耐水洗效果。
水敏的岩心中注入防膨剂，再用蒸馏水驱扫岩心，考察防膨
收稿日期：
2008-12-26
作者简介：
刘冬青（1979-，男，山东菏泽人，长江大学石油与天然气工程专业2007级工程硕士研究生。
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剂的水敏预防效果。
常温岩心流动实验结果见表1。
高温岩心流动实验方法和常温相似，常温下饱和标准盐水后测试初始渗透率，接着注入防膨剂，然后在250℃条件下恒温2h，再用250℃零干度蒸汽驱扫岩心，确定防膨效果。
实验结果见表2。
XFP在高温条件下使粘土矿物发生了改性，分子晶间距变小，因此具有更好的防膨效果。
表1常温时XFP的防膨效果
表2XFP高温防膨实验结果
2.防止压开底水的压裂防砂技术对于平均渗透率过低的稠油油藏，如郑370块，单纯采取防膨措施还不能达到很好的试采效果。
需要通过压裂裂缝参数及压裂材料的优化和控制底水压裂改造工艺技术研究，达到提高储层渗透率、防止压开底水的目的。
（1）压裂参数优化
要通过压裂形成的裂缝导流能力必须大于储层本身的地层系数，一般要求大于地层系数的10倍以上。
以郑370井为例，该井压裂层段1388.0-1403.0m，地层测试有效渗透率119×10-3μm2，地层原油粘度29000mPa.s。
通过对比计算不同支撑半缝长下的稳定产量变化，优化出支撑半缝长为30-40m，裂缝导流能力1.5-2.5μm2.m，施工时尽可能形成端部脱砂，提高裂缝导流能力。
稠油压裂由于地层原油粘度高，压裂过程中压裂液地层滤失远低于稀油压裂。
压裂要求尽量以最少的压裂液形成需
“两低一高”即低要的支撑裂缝，以减少对地层的伤害，采用
排量、低前置液量、高砂比造宽短裂缝压裂技术。
郑370井优化的施工参数如下：
施工排量>1.5m3/min，前置液百分数15.0%，平均砂比40～50%，最高砂比60～70%。
同时结合油藏特征、垂向应力剖面的大小进行裂缝缝高评价，确定最佳施工参数。
（2）压裂液的优选
压裂液对有效裂缝长度、裂缝导流能力以及施工作业费用等有着显著的影响，目前压裂改造工作液主要分为HPG和VES压裂液。
改性羟丙基瓜胶压裂液，改性后粘度比原粉提高了10%左右，达到了306～312mPa.s，残渣降低到了3%以下，目前已形成了成熟的水基压裂液配方，在国内各油气田储层改造中得到了较为广泛的应用。
而VES清洁压裂液的开发主要解决了压后残留固相污染问题，最大限度保持压裂支撑剂的导流能力。
由于稠油油藏水敏性强的特征，实验室利用郑370井的岩心对两种压裂液体系进行了伤害性评价，并对两种压裂液体系的界面张力进行了对比。
实验结果表明，VES清洁压裂液对地层的伤害要比HPG压裂液低50%以上，界面张力低9.17倍，对支撑裂缝的导流能力低60%以上。
现场实践证明VES压裂液的性能要强于HPG，如坨822井采用HPG水基压裂液改造后，入井液量为150m3,压后返排液仅为1.62m3,较低的返排率表明压裂液进入储层后发生
了较大的伤害，而郑370井施工后产液量为22.0m3/d,返排率大于30%。
（3）压裂支撑剂优化
支撑剂的优化首先需要满足储层闭合应力要求，通过分层应力剖面计算郑370块闭合应力20-30MPa，对比不同类型的支撑剂在不同闭合压力下的导流能力和渗透率表明0.4-0.8mm陶粒的导流能力及渗透率均明显大于0.45-0.9mm石英砂；另一方面，考虑非达西流动影响，具有较小β系数的支撑剂材料可以更好的提高压后的产能，兰州砂β系数0.036，而陶粒支撑剂β系数在0.0005-0.003左右，采用陶粒支撑剂可以起到更好的增产和稳产效果，因此应选择0.45-0.9mm陶粒作为压裂充填支撑剂。
（4）控制底水压裂改造工艺技术
对于下有水层的中低渗稠油储层进行压裂改造，应首先利用前期小型压裂测试分析，评价压裂滤失系数、闭合压力等参数，为加砂压裂提供参考。
然后通过人工改变应力分布控制缝高即垂向转向控缝技术有效控制缝高的下延，确保不压开底水层。
该项技术可参考相关文献。
3.热复合化学方法提高试采效果
相关文献表明，在热采过程中添加化学剂以及氮气、二氧化碳等气体[1][4][8]能够取得显著效果。
实验室内利用蒸汽驱线性模型和罗9试1真实油样进行了单管驱油实验，薄膜
实验扩展剂选用胜利油田采油院研制的S-6系列膜扩展剂，
设计了几种不同的伴注方式，具体实验结果见图3。
图3不同蒸汽伴注方式驱替效率对比
实验结果表明，蒸汽驱后采用蒸汽伴注的方式可有效提高驱替效率，延长生产周期；蒸汽伴注N2和CO2见效快，但蒸汽伴注薄膜扩展剂最终驱替效率更高；蒸汽＋薄膜扩展
能够达到更好的驱替效果，管式剂＋CO2的热复合化学方法，
模型驱替效率超过90％。
目前胜利油田稠油区块大多采用此种方式。
4.超临界压力注汽配套工艺技术研究
主要通过超临界压力注汽隔热油管优化设计、超临界井下封隔器及补偿器优化设计，超临界注汽井筒流动与传热精细描述以及超临界压力注汽参数优化研究，配套完善了超临界压力注汽工艺，具体可参考相关文献。
该项技术在胜利油田乐安草104等区块实施已超过4井次，取得了不错的应用效果。
草104×31注汽压力最高达到24.8MPa，最高温度388℃，投产后平均日液8.5t，综合含水55%。
三、结论及建议
1.对于中低渗超稠油油藏不推荐采用冷采的开发方式。
以现有的冷采工艺技术，地层温度下，粘度大于25000mPa.s的稠油油藏就不再适宜冷采开发，（下转第62页）
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2.污水处理自动化监控系统的内容
（1）液位监测、报警及控制集水池：
格栅前后液位监测，栅前液位传至中控室，栅后液位传至提升泵组自配电控柜，根据前后液位差自动控制格栅的启停。
储水池：
液位监测并远传至中控室，进行高、低液位报警，反洗泵组自配电控柜。
配水井：
液位监测并远传至中控室，进行高液位报警。
曝气生物滤池：
单格滤池的液位监测并远传至中控室，进行高液位报警。
（2）压力监测、远传及控制提升泵出水：
泵组的出水总管上设压力变送器，现场显示并远传至中控室。
生物滤池：
在每格滤池的底部安装压力变送器，将滤层底部压力信号传至PLC，另外一级滤池（CN池）的进水管上安装气动调节阀，根据对应单格滤池压力值的变化调节阀门不同的开启度，最终达到流量在整个过滤过程中的恒定，从而满足每格滤池的进水量的均衡。
滤池曝气系统：
12台曝气风机均接至滤池就地控制柜，监测各自出口压力，并将此压力远传至中控室。
滤池气洗系统：
在气洗风机组的总出管上设压力变送器，将压力信号远传至中控室。
滤池反洗泵出水：
反洗水泵组的出水总管和曝气器反洗水泵的出水管上各设压力变送器，将压力信号远传至中控室。
（3）流量监测及远传
（4）在线检测分析及远传
出厂水水质在线检测分析：
储水池上安装悬浮固体/浊度在线分析仪、COD在线分析仪及NH3-N在线分析仪，分别分析出厂水的悬浮物含量、COD、NH3-N指标，并将监测结果远传至中控室。
（5）滤池反洗控制滤池反洗参数：
时间，并设置压力报警提示反洗。
其中，时间控制方式是按运行经验靠人工设定反洗周期；压力报警方
式是当滤池下部压力值当达到设定标准值时在中控室发出报警，由人工判断是否进行反洗。
反洗过程的自动控制：
由PLC对曝气风机、阀门、反洗泵和反洗风机进行自动启停控制。
3.系统的特点
（1）可靠性
采用PC+可编程控制器系统，即可进行通过上位机自动控制，又可以通过现场的公共控制柜进行半自动控制，还可以通过现场的就地控制柜进行手动控制，一旦总线出现故障，各构筑物和UBAF单元本身可独立继续工作，不影响生产。
（2）适用性
污水处理自动控制有别于其他控制系统，它需要对大量泵、鼓风机和刮泥机、曝气池和污泥消化池内的搅拌器阀门、
等机械设备及沉淀池和消化池进、排泥量进行控制，因此污水处理厂需要自动控制的开关量多，它们常常要根据一定时间或逻辑顺序定时开/停，一定要选择精确耐用的硬件设备来配合整个控制系统。
四、结束语
新的自动控制系统在胜利油田沙营污水处理厂投入运行后，实现了污水处理工艺的自动控制，提高了污水处理的效率和效果，同时降低了能耗，取得了良好的经济效益与社会效益。
参考文献：
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（责任编辑周永红）
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地层条件等诸（上接第19页）这当然还要取决于油品性质、
多其它因素的影响。
2.敏感性油藏注汽前必须做好油层保护措施。
由于水敏往往是制约油藏开发的主要因素，因此，当泥质含量大于5%（或岩心水敏指数超过50%）时，就必须采取必要的防膨措施。
若出于成本考虑，并对防膨有效期要求不长，常温时可采用无机钾盐作为防膨剂；若要长效防膨或是准备注蒸汽热采，建议选用长效防膨剂，如XFP。
现场使用时，可依据储层水敏性程度的强弱适当提高或降低使用浓度。
3.对于中低渗超稠油油藏，蒸汽＋薄膜扩展剂＋CO2的注入方式能够最大限度的提高驱油效率，现场实施时建议采用前置注入CO2和伴蒸汽注入薄膜扩展剂的方式。
薄膜扩展剂推荐使用S-6，S-6适应性强，能够达到较低的油水界面张力水平，现场用量一般不小于设计注汽量的1%，使用方式为全程伴注。
4.对于中低渗透的特超稠油油藏，如果采取降低压力注汽配套工艺后，能够进行注汽，则在满足注汽的前提下，尽量以较低的压力注汽。
只有当采取降低注汽压力工艺，亚临界注汽设备仍不能满足注汽条件时，才考虑选用超临界注汽。
参考文献:
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（责任编辑周永红）
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