桩斜139滩海稠油油藏高效产能建设点典型做法

1、桩斜139滩海稠油油藏高效产能建设典型做法刘晓磊 马永达 朱国梁 何富强 张路林 张丽薇（中石化胜利油田分公司桩西采油厂，山东省东营市仙河镇）摘要： 桩西油田桩斜139块为河流相岩性-构造边底水稠油油藏，地处滩海地区，采用人工平台实施“海油陆采”，油藏具有埋藏深、油稠且层间差异大、边底水能量强、地层出砂严重等特点，海油陆采方式油井造斜点高、斜度大，注汽热损失多，造成开发难度大。2013-2014年通过优化方案的部署，一体化的管理运行，单元实现建产能4.56万吨，本文针对滩海地区稠油油藏开发中存在的问题及产能建设的难点，总结出此次高效产能建设的典型做法，在同类油藏的开发中具有推广意义。主题词：

2、滩海地区 稠油油藏 海油陆采 方案优化 产能建设 一体化一、基本概况桩斜139块老区综合调整是胜利油田稠油油藏重点产能建设项目，2013年6月经胜利油田分公司审批通过，规划动用含油面积2.02平方千米，地质储量587.4万吨，设计调整新井20口，新增产能4.56万吨，新增技术可采储量52.1万吨，提高采收率8.97%。桩西油田桩斜139块位于山东省东营市河口区东北部的滩海地带，水深2-3m。构造上位于济阳坳陷沾化凹陷东北部，桩西和埕岛潜山披覆构造的结合部，主要开发层系馆陶组，为典型的河流相沉积岩性-构造油藏。2001年在西南高部位完钻的桩斜139井，钻遇馆上段油层4层36.2m，常规试油Ng7

3、2获得日产油8.88t/d，注汽试采Ng71获得日产油35.7t/d。从而发现该块馆上段稠油油藏，2002年编制产能建设方案，建成中石化当时最大的单体“海油陆采”平台，2003-2004完钻新井25口，建产能5.1×104t。2012年桩斜139块面临边底水稠油油藏低采油速度、低采出程度、高含水的开发现状，自2012年3月开始方案编制工作，2013年8月新井开钻，至2014年9月完钻新井21口，新井钻遇质量符合方案设计，2015年7月全部投产完成，共历经41个月，新井投产效果达到方案设计要求，实现了滩海地区稠油油藏老区高效产能建设。二、单元开发及产能建设的难点桩西油田桩斜139块稠油

4、油藏储量规模大（587.4×104t），动用程度低（55.7%），单元采出程度低（6.4%），低采油速度（0.58%），受边底水影响含水上升快（94.0%），具有较大开发调整潜力及产能建设空间，该块实施老区产能建设主要有以下几方面难点：1、油藏精细描述难度大。桩斜139块馆上段为曲流河-辫状河沉积的“砂包泥”储层，地震品质差，砂体厚度最大分辨率17m，利用常规手段难以刻画储层边界、定量描述砂体厚度难度大。2、强边底水稠油开发效果差。稠油油藏“趁热快采”与强边底水油藏“控液控含水上升”矛盾突出，高采液强度生产，油井含水上升快，多轮次吞吐开发效果变差；低采液强度开发，吞吐开发周期短，油井

5、难以保持长期正常生产。3、海油陆采平台钻井要求高。海油陆采平台地面受限，新老井防碰处理难度大，井台四面环海，33口老井平均井口间距5.0m，最小4.5m，新井轨迹需穿越老井“栅栏”；深层大位移井井身轨迹控制难、固井质量难以保证。4、大位移深层稠油热采工艺要求高。大位移深层稠油油藏，油井身轨迹长、注汽热损失大，井底干度低，亚临界注汽锅炉井底干度仅10%左右；大斜度井造斜点高、井斜角大，杆易偏磨，井筒流动摩阻大，井筒举升难度大；水平井井身轨迹长（2600-2900米），防砂工具下入难度大。5、产能建设周期长。滩海油藏采用“海油陆采”平台方式实施产能建设，需要开展油藏精细描述、开发技术政策研究、方案

6、编制及审批、井台扩建地面建设、整体钻井、整体投产等、过程复杂，产能建设周期长。三、高效产能建设典型做法（一）技术创新，实施一体化研究以提高储量动用程度、提高采收率和提高开发效益为中心，重点做好油藏地质研究、开发方案研究和工程建设研究三者相结合，最大限度地实现资源的优化配置，主要体现在下面“五个环节”：1、老区精细油藏描述针对桩斜139地区地震品质差，“泥包砂”特点砂岩储层利用常规手段刻画储层边界、定量描述厚度难度大的问题，研究形成“四定”模式，即基础研究定模式、拓频处理定精度、分频扫描定边界、联合解释定厚度，精确刻画河流相砂体边界，精细复算地质储量，落实桩斜139块地质储量587.35

7、5;104t，明确了本次老区综合调整的储量规模。2、剩余油分布规律研究通过开展建数模一体化研究，结合老井剩余油动态监测，明确区块分小层剩余油分布规律，主力小层Ng63储量动用程度低，剩余油全区普遍分布；主力小层Ng71平面上受边水推进形成次生底水，导致纯油区范围减小，井间及无井控制区剩余油饱和度高；纵向上底部小层水淹严重，中部小层在过渡带有一定程度水淹，顶部小层水淹较轻；有夹层发育井区受夹层“阻挡”作用，水淹范围较大，最大水锥半径100m；无夹层发育井区受底水“锥进”影响，水锥半径较小，平均在在2040m。明确了剩余油分布特征，在开发方案设计中新井部署有的放矢，提高了新井的部署质量。3、高效开

8、发方式研究针对Ng63小层储层物性较差，注汽压力高，原油粘度较低（3000mp.s左右）常规热采开发吞吐效果不明显，通过开展地质工艺一体化研究，开展DC冷采配套压裂防砂改造储层开发实验，确了Ng63小层后期开发以DC冷采加压裂防砂为主的开发方式，平均单井单周期节约开发成本约70万元，大大提高了单元的开发效益。Ng71小层，原油粘度高（9000-10000mp.s），边底水能量强，冷采开发稠油难以动用，定向井热采开发“趁热快采”与强边底水油藏“控液控含水上升”矛盾突出，通过开展水平井HDCS实验，明确水平井HDCS开发能够有效动用井间剩余油，通过优化采液强度，可以避免快速形成水锥，有效适应了Ng

9、71小层强边底水稠油的开发，确保了井间剩余油的高效动用。4、钻井工程技术研究桩斜139丛式井组位于滩海地区，原井台面积不足，需进行扩建，新钻井需穿越老井井排“栅栏”，防碰难度大、造斜点浅、大尺寸井眼定向斜井段长、井斜大、位垂比值大，稠油油藏热采开发对油气层保护要求高，对钻井、固井质量提出了更高要求。结合桩斜139块老区产能建设的需求，开展地面井台扩建方案的研究，针对海油陆采特点，开展浅层大位移高位垂比钻井井身轨迹及防碰优化设计研究；按照油气层保护要求，开展不同井深、不同井型、不同开次钻井液体系优化研究,制定最优方案。5、工艺配套技术研究油藏、钻井、采油相结合，针对馆陶组浅层易出砂的特点，开展大

10、位移定向井、水平井防砂工艺技术研究，适应稠油开发的酸化混排技术优化；开展油层敏感性损害及开发过程中油层保护措施研究；优化了DC冷采、DCS及HDCS技术在桩斜139块的适应性；开展完井方式及井筒举升方式研究，优化了井筒掺药破乳降粘参数。（二）精细部署，实施一体化设计桩斜139块老区产能建设以精细油藏描述及剩余油研究为基础，精细方案优化设计，通过一体化管理重点做好了以下“六个优化设计”：1、井位部署优化设计：桩斜139块为大位移滩海稠油油藏，通过“海油陆采”方式动用，本次从节约成本，提高效益的角度上仍立足于扩建现有平台进行调整，同时根据油藏特征和开采特点进行差异性调整，主力层Ng71、Ng63完

11、全隔开，分2套层系开发，Ng71立足于水平井调整，Ng63利用下层系老井完善井网，非主力层Ng72、Ng66采用零散水平井进行局部挖潜。方案部署新井20口，其中水平井18口，定向井2口。图1 桩斜139块井位部署图2、开发方式优化设计Ng63属于普通稠油油藏，利用CMG数值模拟软件，通过对Ng63模型计算，吞吐后转蒸汽驱能明显提高油藏的采收率，油藏最终采收率能达到36.41%，比吞吐到底提高11.94%，方案最终采用Ng63采用吞吐后转蒸汽驱的开发方式。Ng71重点对水平井吞吐、HDCS吞吐、HDNS吞吐等3种开发方式进行了模拟计算。通过模拟计算净累油量，HDCS开发较水平井吞吐和HDNS吞吐

12、优势较为明显，开发方式优选HDCS吞吐。3、井网井距优化设计：Ng63小层根据已有生产井和下层系上返井井位的特点，设计了两种汽驱井网进行对比，优选采出程度较高的方案。Ng71小层从剩余油分布特点及水淹特征，主力小层顶部水锥半径不超过80m，原老井井距为200×283m，因此在老井井间加密1口水平井，无老井区优化井距为100米。由于Ng71小层边底水能量强，水平井轨迹纵向位置对已后期开发控含水上升起着重要作用，通过模型优化，水平井纵向位置尽可能靠上，与底水连通时，水平井距顶11.5m左右，与底水有1m夹层时，水平井距顶2m左右。轨迹距底水距离在与底水连通区域布井极限厚度9.3m，取10

13、m，有夹层区域布井极限厚度8m。4、地面工程优化设计：针对桩斜139块滩海施工难度大、周期长、投资高等问题。地面工程尽量依靠桩斜139老区已建设施，以油藏开发方案为依据，油气集输为主体，统筹考虑钻井、注汽、消防、供配电、通信和自控等配套工程，同时考虑安全、节能和环境保护等综合因素,通过开展5套设计方案对比，优选最佳方案，做到工艺流程顺畅，总体布局合理。图2 桩斜139采油平台平面图5、钻井工程优化设计：本次开发借助原桩斜139平台扩建，已完钻老井31口，属大型丛式井组平台开发，钻井工程开发存在以下难点：一是防碰是钻井工程开发的重点及难点，二是本次调整目标井密集，区域老井较多，大位移井多，井身轨

14、迹控制精度要求高，三是本次部署井最大水平位移1774.28m，水平位移超过1000m的井10口，要求钻井液具有防塌性能的同时具有更好的润滑防卡性能，确保井壁稳定是本区块钻探成功的关键。针对上述开发难点，钻井设计做好井身轨迹的优化、避免新老井防碰；为了减缓边底水的推进速度优选完井方式，纯油区无底水的水平井采用筛管分段完井，有底水的水平井采用套管完井；开展高效防膨体系优选，制定开发全过程的油层保护工艺措施，防止储层发生水敏；水平井井身轨迹设计与地质状况、老区开发状况一体化结合开展“优化方案调整绕水舌”、“纵向调整避水锥”、“快速穿越隔夹层”的技术优化，提高水平井钻遇质量。6、采油工艺优化设计（1）

15、防砂工艺，通过转变理念、认识到即使在中高渗储层，由于泥质含量不同程度的存在会导致在防砂之后注汽及生产供液效果变差的现象，在新井投产中加入了酸化混排工艺技术，将酸化混排工序以时间为节点改为以质量为节点，使氮气泡沫混排成为防砂关键一步。防砂步骤中，定向井防砂围绕“释放产能”和“延长有效期”两个目标，实施“压裂防砂”、“充填防砂”的差异化分类防砂；水平井防砂采用大通径精密微孔滤砂管，为下步热采开发均匀注汽做好准备。（2）注汽工艺，根据桩斜139的油藏特征和井身轨迹特点，提出了“DC辅助，重在引效，全程保干，重在井筒”的思路，结合油藏的构造特征和储层物性，利用CMG软件数值模型，优化DC最佳注入强度。

16、水平井注汽采用均匀注汽工艺，改善储层吸汽剖面，提高蒸汽的波及效率，注汽全程保干，减少注汽管道的损失。（3）举升工艺，桩139块油井举升设计重在“防缓下、减偏磨、延周期”，建立三维井眼力学受力模型，编制大斜度稠油井优化设计软件，优化杆柱组合，防偏磨工具下入位置等参数，满足防断、防脱、防磨和减载的“三防一减”的现场要求；改进稠油泵，推广应用“偏置式抽稠泵”通过下冲程产生液力反馈力，增加下行动力，减小进油阻力小，提高泵充满度；开展降粘剂筛选、地层水配伍性、掺药浓度和用量优化等方面工作，达到延长热采井吞吐周期和降低油井日常维护成本的目的。（三）资源整合，实施一体化运行为确保桩斜139块老区产能建设优质

17、高效顺利进行，在采油厂的组织协调下，多专业、多系统、多部门实行一体化管理运行，各单位各系统成立了相关运行协调项目组，明确工作职责，规范运作程序。1、多部门加强配合，联合作战，保障产能建设的稳步统一进行。要务实推进一体化理念，部门之间、部门和单位之间要加强协调配合，齐心协力推动资源的有效动用，提升工程施工质量，实现油田高效开发。要逐步完善一体化运行机制，特别在设计环节，要充分发挥一体化的优势，地质、油藏、开发、工程、科研各系统一同介入，研究形成科学合理的油藏、工程方案，提高方案可行性和施工符合率。2、健全人员保障体系，优化管理，明确职责，确保正常运转。勘探开发自始至终贯穿着地质、开发、钻井、工艺

18、、地面、井下、采油、经济等各种技术人员，由相关主管领导负责，管理向精细化延伸，向纵深化发展，按照“四精”要求进行工作。项目成员精确定位，所有项目组成员都要找准自己的位置，干好本职工作，并发挥一体化优势，针对地质研究人员要加强地质研究分析，定准井位。精细施工，主要针对钻井、作业、采油施工作业，现场作业严格按照操作规程进行，并不断进行总结和提高；精心操作，取全取准各项资料并做好分析化验工作，特别是测试和试采方面求取参数。精诚合作，一体化的勘探开发工作是连续的，是环环相扣的，这就要求项目成员之间发扬“团队”精神。四、总结2013年以来，桩西采油厂以提高产能项目质量和效益为中心，通过一体化项目管理运行，加强各专业、各部门间无缝衔接，深入推进了油藏、开发、钻井、工艺、地面等多系统整体部署、协同作战能力，优化方案部署、强化技术攻关、规范生产管理，建立一体化高效运行机制，形成一体化高效运行模式，提升精细化基础管理水平，实现了以采油厂为主体的多部门的有机融合，保障了桩斜139块稠油油藏的优质高