河南油田超稠油油藏動用實踐與效果

王 濤，李 娜，陳 密，胡 榮，梁超賢，黃 磊

（中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南南陽 473132）

河南油田超稠油油藏動用實踐與效果

王 濤，李 娜，陳 密，胡 榮，梁超賢，黃 磊

（中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南南陽 473132）

河南油田高粘度超稠油油藏儲量1088.19×104t，目前采用常規的注蒸汽吞吐試采，試采效果很不理想，達不到熱采產能要求。通過注氮氣隔熱、注降粘劑的措施雖然可以提高試采效果，但仍然突破不了產能關，導致超稠油儲量難以動用。通過調研國內超稠油油田稠油開采的先進技術，分析適宜河南油田超稠油油藏特征的開采技術，優選了采用高干度、高強度、高速度、輔助氮氣、溶劑降粘的蒸汽吞吐開采技術，單水平井蒸汽吞吐方式，大井眼（9 5／8″套管，雙油管）開采方式，過熱蒸汽技術等，有效提高了超稠油難采儲量動用程度。

河南油田；超稠油油藏；動用技術；效果

1 油藏基本地質特點

河南稠油油田位于泌陽凹陷北部斜坡帶，地質情況復雜、原油性質特殊。目前投入開發的古城、井樓、新莊、楊樓、付灣等五個稠油油田含油層系主要為古近系核桃園組的核三段，油藏圈閉類型較多，以斷塊、斷鼻等構造圈閉為主，少量巖性及斷塊＋巖性圈閉［1-3］。油藏具有淺、薄、稠、散、窄的特點：

（1）“淺”——油藏埋藏淺，油層埋藏深度90～1 113 m，埋深小于700 m的油層地質儲量占總地質儲量的85%以上；其中，特稠油和超稠油油藏，埋深一般都小于400 m。

（2）“薄”——油層厚度薄，單層厚度一般在1～4 m之間。

（3）“稠”——原油粘度高，地面原油密度0.954 9～0.972 8 g／cm3，油層溫度下脫氣原油粘度90～160 000 mPa·s，大于10 000 mPa·s的特超稠油儲量占探明儲量的50%，占稠油總儲量的60%。

（4）“散”——油層分布散，含油區塊多，油砂體面積小，一般為0.1～0.5 km2。縱向上含油井段長，絕大部分區塊只能組成一套開發層系，開發層系純總厚度比0.2～0.8，一般只有0.5左右。所以，無論在縱向上或平面上，油層分布都是十分零散的。

（5）“窄”——油層分布斷層控制明顯，油砂體沿斷層呈條帶狀分布，含油高度一般在50 m左右，含油寬度100～150 m。此外，稠油油藏油水關系復雜，油、氣、水層在縱向上間互出現，幾乎每個小層都有自己獨立的油水界面，油水邊界參差不齊。

目前投入開發的古城、井樓、新莊、楊樓、付灣等五個稠油油田落實含油面積30.72 km2，石油地質儲量6 674.59×104t，動用地質儲量4 479.27×104t，未動用儲量2 195.32×104t，其中高粘度超稠油（大于5×104mPa·s）儲量1 088.19×104t，占未動用儲量的49.6%。因此，探索適合河南油田超稠油油藏經濟有效開采技術，增加油田經濟可采儲量具有重要的現實意義。

2 河南油田超稠油開采技術應用及效果

2.1 高干度、高強度、高速度、輔助氮氣、溶劑降粘的蒸汽吞吐開采技術［4］

井樓油田樓八區Ⅱ61小層油層埋深360～453 m，油層厚度4.6～5.0 m，油層溫度下的原油粘度57 530.4～63 865.4 mPa·s，膠質含量48.0%～49.2%，瀝青質含量2.8%～3.5%。由于原油粘度過高，采用常規蒸汽吞吐方式開采效果差。為了有效動用樓八區Ⅱ61小層的110.28×104t超稠油儲量，2006年10月，對樓121井采取高速注入高干度、井筒注氮氣隔熱技術進行蒸汽吞吐試驗。第一周期，注氮氣600 m3，注汽899.4 t，每米油層注汽187.4 t，注汽速度（163 t／d）較常規高1.6～1.8倍，生產過程中加入降粘劑降低原油粘度，生產54 d，產液509 t，產油306 t，含水39.9%，平均單井日產油5.7 t，油汽比達到0.34，放噴峰值產油達到30.3 t，平均產液溫度62℃ ，2008年3月28日因套管錯斷關井，累計生產390 d，注汽5 114 t，產液4 227 t，產油1 949 t，綜合含水53.9%，油汽比0.38，取得比較好的試驗效果。試驗表明采取高干度、高注汽速度、注汽強度輔助氮氣、溶劑降粘的蒸汽吞吐開采技術，可使超稠油資源得到有效動用。

古城油田的泌淺33井，生產H3Ⅶ1、2小層，油藏埋深292～307 m，油層溫度條件下脫氣原油粘度為43 204.6 mPa·s，膠質瀝青質含量49.8%。2007年4月采用該項技術，截至2010年1月，累計注汽6 814 t，生產823 d，產液8 802 t，產油1 833t，綜合含水79.2%，油汽比0.27，平均單井日產油2.2 t，取得較好的開發效果。

2.2 單水平井蒸汽吞吐方式

利用水平井與油層接觸面積比直井大，進行蒸汽吞吐，熱量更集中的機理，從而改善超稠油油藏開發效果［3，5-6］。該方式開采機理單一，河南油田稠油開發應用了該項技術，取得了良好的經濟效益，工藝技術風險很小。井樓油田一區淺層超稠油油藏中利用水平井開發也已取得比較好的開發效果，含油層為Ⅲ8-9層，油層埋藏淺154.4～209.6 m，地層溫度下脫氣原油粘度為84 919 mPa·s，屬超稠油。其中樓平2井于2007年10月投產，射孔井段為461m～520 m，射孔長度59 m，截至2009年12月24日，生產742天，累計注汽7 534 t，峰值產油34.3 t／d，產液10 468t，產油3 285 t，含水68.6%，平均單井日產油4.4 t，油汽比0.44。取得了較好的開發效果。

2.3 大井眼 （9 5／8″，雙油管）開采超稠油油藏

針對2～5 m的超稠油油藏蒸汽吞吐開采，配套了地層化學降粘、雙管采油和降低井口回壓的高架罐采油技術，同時在生產過程中為保持井筒的舉升能力，防止因溫度的影響原油在井筒中的流動性，采取套管注蒸汽的方法，取得了較好的應用效果。

古城油田泌淺10塊古J51523井生產目的層為Ⅴ3層，油層埋深349.6～354.0m，有效厚度4.0 m，50℃時脫氣油粘度9 144 mPa·s，油層溫度下脫氣原油粘度80 840 mPa·s，2003年4月17日應用該項技術投入試采，峰值產油21.9 t／d，截止2010年1月23日，已累積生產1 880 d，注汽11 381 t，產液21 067 t，產油3 844 t，平均單井日產油2.0 t，綜合含水81.9%，油汽比0.34，取得了較好的開發效果。

2.4 過熱蒸汽技術

2009年9月，河南油田在井樓油田的六區、七區、高淺3區薄層特超稠油油藏，后續吞吐周期應用過熱蒸汽吞吐［7］，已經開展了過熱蒸汽驅試驗，初步取得階段效果。

據過熱蒸汽吞吐周期生產時間較長井的生產效果分析，井樓油田薄層特超稠油油藏，后續吞吐周期應用過熱蒸汽吞吐，蒸汽吞吐平均日產油提高1.5倍，峰值日產油提高1.9倍，綜合含水下降13個百分點（表1）。其中樓3067井生產層位為Ⅳ7層，油層有效厚度3 m，在第5周期開始注過熱蒸汽，峰值產油量由前一周期的2.4 t／d增加到6.2 t／d，平均日產油由0.95 t增加到3.09 t，平均出油溫度由48℃提高到58℃，提高10℃，周期平均含水由82.8%下降到51.4%，周期產油量由106 t增加到243 t，油汽比由0.13提高0.37（生產未結束）。

樓J7005井生產層位為Ⅳ7層，油層有效厚度2.6 m，在第3周期開始注過熱蒸汽，峰值產油量由前一周期的3.6 t／d增加到7.0 t／d，平均日產油由1.57 t增加到3.55 t，平均出油溫度由43℃提高到50℃，提高7℃，周期平均含水由64.8%下降到64.1%，周期產油量由209 t增加到249 t，油汽比由0.34提高0.55（生產未結束）

樓133井生產層位Ⅴ2層，有效厚度2.4 m，在第15周期開始注過熱蒸汽，峰值產油量由前一周期的2.5 t／d增加到2.8 t／d，平均日產油由0.76 t增加到1.37 t，平均出油溫度由46℃提高到58℃，提高12℃，周期平均含水由80.4%下降到76.7%。

據分析，過熱蒸汽吞吐生產期可延長2～3個周期，采收率提高7.5個百分點，油汽比由0.23提高到0.34。

3 結論

（1）針對河南油田超稠油油藏中油層埋藏較淺（290～460 m），油層厚度較薄（4～6 m），原油粘度≤70 000 mPa·s的油藏，采用高干度、高強度、高速度、輔助氮氣、溶劑降粘的蒸汽吞吐開采技術可取得較好的開發效果。

（2）利用水平井與油層接觸面積大，進行蒸汽吞吐熱量更集中的機理，采用單水平井蒸汽吞吐方式，用于淺層（油藏埋深150～520 m）超稠油油藏可改善開發效果。

（3）針對2～5 m的超稠油油藏蒸汽吞吐開采，配套地層化學降粘、雙管采油和降低井口回壓的高架罐采油技術，同時在生產過程中為保持井筒的舉升能力，防止因溫度的影響原油在井筒中的流動性，采取套管注蒸汽的方法，取得了較好的應用效果。

表1 井樓油田過熱蒸汽吞吐效果對比

（4）過熱蒸汽吞吐開采薄層（有效厚度2～3 m）油藏，生產期可延長2～3個周期，采收率提高7.5個百分點，油汽比由0.23提高到0.34。

［1］ 孫鵬，李彥平，李雪芹，等.提高淺薄層稠油高周期吞吐效果方法研究［J］.河南石油，2006，20（2）：42-44.

［2］ 費永濤，崔連訓，張輝松，等.井樓油田一區特淺層超稠油難動用儲量開發技術對策［J］.石油地質與工程，2008，22（6）：24-26，29.

［3］ 劉軍紅，陳彩云，張紅霞等.井樓油田特淺層稠油水平井生產特征研究［J］.石油地質與工程，2009，23（6）：59-61.

［4］ 高永榮，劉尚奇.超稠油氮氣、溶劑輔助蒸汽吞吐開采技術研究［J］.石油勘探與開發，2003，30（2）：73-75.

［5］ 劉峰.水平井技術在超稠油挖潛中的應用［J］.特種油氣藏，2005，12（3）：58-59.

［6］ 郭耿生.薄層超稠油油藏水平井蒸汽吞吐開發研究［J］.內江科技，2009，30（3）：92-93.

［7］ 楊立強，林日億.蒸汽輔助重力泄油中注過熱蒸汽技術研究［J］.油氣地質與采收率，2007，14（5）：62-65.

The reserve of super heavy oil reservoir with high viscosity of Henan oilfield is about 1088.19×104 t.However，the conventional steam stimulation method adopted at present failed to meet the requirements of thermal production and had a poor production effect.In spite of through injecting nitrogen to insulate heat or by injecting viscosity reducer，the recovery could be increased little，but breakthrough still can not be made，which makes it difficult to produce the super heavy oil reserves.Based on the advanced technology of super heavy oil development in China，proper production technology suitable for heavy oil characteristics of Henan oilfield，such as high steam quality and high speed，has been optimized，which can effectively increase the production capacity of super heavy oil in Henan oilfield.

84 Producing practice of super heavy oil reservoir and its effect in Henan oilfield

Wang Tao et al（Petroleum Exploration and Development Research Institute，Henan Oilfield Branch Company，Sinopec，Nanyang，Henan 473132）

Henan oilfield；super heavy oil reservoir；producing technique；effect

TE345

A

1673-8217（2011）06-0084-03

2011-07-04；改回日期：2011-08-17

王濤，1982年生，2007年畢業于西南石油大學石油工程專業，現從事油田開發工作。

彭剛

文章編號：1673-8217（2011）06-0082-02