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1、超稠油油藏开釆规律分析李洪海2006-11-24字体：［大］［中］［小］一、开发丿力程及开釆现状曙一区超稠油油藏发现于七十年代后期，当时曲于埋藏深、原油粘度高及工艺技术条件的限制，无法获得工业油流。八十年代后期，辽河油皿与加拿大联合开展了“曙一区兴隆台油层超稠油油藏开发可行性研究”，对部分井进行重点取心及蒸汽吞吐试釆。九十年代初，随着开发工艺技术的提高，并根据超稠油开发可行性研究成果及曙1-36-234井蒸汽吞叶试采成功，向国家储委申报杜84块、杜212块探明石油地质储量，但曲于工艺技术的原因，开发工作并未开展。1996年6月4日，杜84块
2、曙1-35-40井采用“越泵加热降粘举升工艺”进行蒸汽吞吐开釆获得成功，该井第一周期累积注汽2444t,生产了146d,平均口产油12.4t/d,累积产油1812t,使超稠油开采取得了突破性进展，同时打开了曙一区超稠油开采局面。此后，相继投入开发了杜229块、杜84馆陶油层，均取得了较好的开发效果。截止到2002年底，辽河油区曙一区超稠油累积探明石油地质储量17672XlO't,动用石油地质储量6631X10%。由于各种开采工艺技术的不断创新和开发水平的提高，目前年产油量达到200.8X10lt,已建成250X10%以上生产规模。二、地质情
3、况简介曙一区位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段齐曙上台阶，是辽河油田稠油最富集的区块之一，构造面积约为45Km2,纵向上共发育了六套含油层系。曙一区兴隆台油层砂体主要分为砾岩、砂砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩、含泥砾质砂岩、含泥含砾砂岩、砂岩、不等砾砂岩、含泥砂岩九类，泥质含量7〜12%；粘土成分分别为：蒙脱石62%、伊利右23%、高岭右9%、伊蒙混层和绿泥右9.5%；有效孔隙度26〜33%,渗透率988〜2133XIO-3um2,含油饱和度60-65%,属大孔、高渗储层；50°C时原油粘度平均为20X10^-8,20°C时密度为1.0-1.01g/
4、cm3,胶质沥青质含量49-59%，凝固点25・0°C,含蜡量2.0%；地层温度为38°C-45°C,地温梯度3.8°C/100m；原始压力8.6Mpa,压力梯度1.015MPa/100m,三、超稠油生产特点曙一区超稠油地面脱气原油粘度高达20X10lmPa.S左右流动性能很差，可流动温度在80°C左右。以杜84块馆陶油层为例，地面脱气原油粘度（50°C）为22X10mPa.s,在油层温度（36°C）下原油粘度约120X104mPa.s,90°C吋粘度2666mPa.s,100°C吋粘度为1257mPa.s。从曙1-31-152井长效压力计
5、测试资料中得出，当油层温度低于80°C,油井产量迅速下降到零。原油在地层条件下不流动，因此在开发、输油、贮运和外销的每个环节都必须全程伴热。因此，它的蒸汽吞叶开发具有与普通稠油不同的三大特点：（一）能量消耗大（需要大电机、大电热装置、大注汽锅炉）；（二）生产环节多，生产过程屮出现的问题多，作业频率高，如：分层注汽、冲砂、防砂、检泵、大修、侧钻等；（三）操作成本高，其中：热采费占30%；作业费占26%；动力费占］2.5%；油水处理费占14.1%,四项合计占操作成本的82.6%o与普通稠油相比,热釆费吨油增加73.9元/t,作业费增加76.0元
6、/t,动力费增加40.8元/t,油水处理费增加30.2元/t,四项合计，每吨原油操作成本比普通稠油高出220.9jc/to四、超稠油在开发过程屮，冇英独特的开釆规律（-）周期间产量变化规律。可划分为三个阶段：上升阶段（1〜3轮），周期产量呈逐渐上升趋势，产量上升率平均为22%；高峰阶段（4〜6轮），周期产量稳定在1070t左右；缓慢递减阶段（7轮以后），7轮以后便进入高轮次吞吐阶段，周期产量逐渐下降，平均周期递减率为10%。超稠油的这种产量变化规律，是由超稠油的热敬效应决定的，同时也受加热半径、井底周围含油饱和度的制约。（-）周期内日产油变
7、化规律。划分为两种开发模式：一是周期生产早期（1〜3周期）,平均日产油量由零很块上升到23t/d左右,产量日递增平均为1.5t/d左右，油井保持相对高产一段时间，称之谓峰值期，一般为20t/d左右，峰值期过后，除了第一周期由于热能的影响，递减较快外，二、三周期均缓慢递减，直至周期结束。二是第四周期以后，日产油上升阶段逐渐变缓，产量高峰值逐渐降低、滞后，其至峰值产量消失，缓慢进入递减期。这两种开发模式，生产60d以后，单井周期内产量变化规律驱于一致（三）累积采油量与累积注汽量之间存在线性关系。单井累积注汽量在10000—12000t之前，累积
8、注汽量与累积采油量之间呈线性关系，累积注汽量超过这一界限，曲线偏向注汽轴，斜率变缓，开发效果变差。（四）釆注比、回釆水率、油汽比变化趋势。蒸汽吞吐是一个降压开采的过程，采岀液量大
