王 涛，李 娜，陈 密，胡 荣，梁超贤，黄 磊

（中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳 473132）

河南油田超稠油油藏动用实践与效果

王 涛，李 娜，陈 密，胡 荣，梁超贤，黄 磊

（中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南南阳 473132）

河南油田高粘度超稠油油藏储量1088.19×104t，目前采用常规的注蒸汽吞吐试采，试采效果很不理想，达不到热采产能要求。通过注氮气隔热、注降粘剂的措施虽然可以提高试采效果，但仍然突破不了产能关，导致超稠油储量难以动用。通过调研国内超稠油油田稠油开采的先进技术，分析适宜河南油田超稠油油藏特征的开采技术，优选了采用高干度、高强度、高速度、辅助氮气、溶剂降粘的蒸汽吞吐开采技术，单水平井蒸汽吞吐方式，大井眼（9 5／8″套管，双油管）开采方式，过热蒸汽技术等，有效提高了超稠油难采储量动用程度。

河南油田；超稠油油藏；动用技术；效果

1 油藏基本地质特点

河南稠油油田位于泌阳凹陷北部斜坡带，地质情况复杂、原油性质特殊。目前投入开发的古城、井楼、新庄、杨楼、付湾等五个稠油油田含油层系主要为古近系核桃园组的核三段，油藏圈闭类型较多，以断块、断鼻等构造圈闭为主，少量岩性及断块＋岩性圈闭［1-3］。油藏具有浅、薄、稠、散、窄的特点：

（1）“浅”——油藏埋藏浅，油层埋藏深度90～1 113 m，埋深小于700 m的油层地质储量占总地质储量的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”——油层厚度薄，单层厚度一般在1～4 m之间。

（3）“稠”——原油粘度高，地面原油密度0.954 9～0.972 8 g／cm3，油层温度下脱气原油粘度90～160 000 mPa·s，大于10 000 mPa·s的特超稠油储量占探明储量的50%，占稠油总储量的60%。

（4）“散”——油层分布散，含油区块多，油砂体面积小，一般为0.1～0.5 km2。纵向上含油井段长，绝大部分区块只能组成一套开发层系，开发层系纯总厚度比0.2～0.8，一般只有0.5左右。所以，无论在纵向上或平面上，油层分布都是十分零散的。

（5）“窄”——油层分布断层控制明显，油砂体沿断层呈条带状分布，含油高度一般在50 m左右，含油宽度100～150 m。此外，稠油油藏油水关系复杂，油、气、水层在纵向上间互出现，几乎每个小层都有自己独立的油水界面，油水边界参差不齐。

目前投入开发的古城、井楼、新庄、杨楼、付湾等五个稠油油田落实含油面积30.72 km2，石油地质储量6 674.59×104t，动用地质储量4 479.27×104t，未动用储量2 195.32×104t，其中高粘度超稠油（大于5×104mPa·s）储量1 088.19×104t，占未动用储量的49.6%。因此，探索适合河南油田超稠油油藏经济有效开采技术，增加油田经济可采储量具有重要的现实意义。

2 河南油田超稠油开采技术应用及效果

2.1 高干度、高强度、高速度、辅助氮气、溶剂降粘的蒸汽吞吐开采技术［4］

井楼油田楼八区Ⅱ61小层油层埋深360～453 m，油层厚度4.6～5.0 m，油层温度下的原油粘度57 530.4～63 865.4 mPa·s，胶质含量48.0%～49.2%，沥青质含量2.8%～3.5%。由于原油粘度过高，采用常规蒸汽吞吐方式开采效果差。为了有效动用楼八区Ⅱ61小层的110.28×104t超稠油储量，2006年10月，对楼121井采取高速注入高干度、井筒注氮气隔热技术进行蒸汽吞吐试验。第一周期，注氮气600 m3，注汽899.4 t，每米油层注汽187.4 t，注汽速度（163 t／d）较常规高1.6～1.8倍，生产过程中加入降粘剂降低原油粘度，生产54 d，产液509 t，产油306 t，含水39.9%，平均单井日产油5.7 t，油汽比达到0.34，放喷峰值产油达到30.3 t，平均产液温度62℃ ，2008年3月28日因套管错断关井，累计生产390 d，注汽5 114 t，产液4 227 t，产油1 949 t，综合含水53.9%，油汽比0.38，取得比较好的试验效果。试验表明采取高干度、高注汽速度、注汽强度辅助氮气、溶剂降粘的蒸汽吞吐开采技术，可使超稠油资源得到有效动用。

古城油田的泌浅33井，生产H3Ⅶ1、2小层，油藏埋深292～307 m，油层温度条件下脱气原油粘度为43 204.6 mPa·s，胶质沥青质含量49.8%。2007年4月采用该项技术，截至2010年1月，累计注汽6 814 t，生产823 d，产液8 802 t，产油1 833t，综合含水79.2%，油汽比0.27，平均单井日产油2.2 t，取得较好的开发效果。

2.2 单水平井蒸汽吞吐方式

利用水平井与油层接触面积比直井大，进行蒸汽吞吐，热量更集中的机理，从而改善超稠油油藏开发效果［3，5-6］。该方式开采机理单一，河南油田稠油开发应用了该项技术，取得了良好的经济效益，工艺技术风险很小。井楼油田一区浅层超稠油油藏中利用水平井开发也已取得比较好的开发效果，含油层为Ⅲ8-9层，油层埋藏浅154.4～209.6 m，地层温度下脱气原油粘度为84 919 mPa·s，属超稠油。其中楼平2井于2007年10月投产，射孔井段为461m～520 m，射孔长度59 m，截至2009年12月24日，生产742天，累计注汽7 534 t，峰值产油34.3 t／d，产液10 468t，产油3 285 t，含水68.6%，平均单井日产油4.4 t，油汽比0.44。取得了较好的开发效果。

2.3 大井眼 （9 5／8″，双油管）开采超稠油油藏

针对2～5 m的超稠油油藏蒸汽吞吐开采，配套了地层化学降粘、双管采油和降低井口回压的高架罐采油技术，同时在生产过程中为保持井筒的举升能力，防止因温度的影响原油在井筒中的流动性，采取套管注蒸汽的方法，取得了较好的应用效果。

古城油田泌浅10块古J51523井生产目的层为Ⅴ3层，油层埋深349.6～354.0m，有效厚度4.0 m，50℃时脱气油粘度9 144 mPa·s，油层温度下脱气原油粘度80 840 mPa·s，2003年4月17日应用该项技术投入试采，峰值产油21.9 t／d，截止2010年1月23日，已累积生产1 880 d，注汽11 381 t，产液21 067 t，产油3 844 t，平均单井日产油2.0 t，综合含水81.9%，油汽比0.34，取得了较好的开发效果。

2.4 过热蒸汽技术

2009年9月，河南油田在井楼油田的六区、七区、高浅3区薄层特超稠油油藏，后续吞吐周期应用过热蒸汽吞吐［7］，已经开展了过热蒸汽驱试验，初步取得阶段效果。

据过热蒸汽吞吐周期生产时间较长井的生产效果分析，井楼油田薄层特超稠油油藏，后续吞吐周期应用过热蒸汽吞吐，蒸汽吞吐平均日产油提高1.5倍，峰值日产油提高1.9倍，综合含水下降13个百分点（表1）。其中楼3067井生产层位为Ⅳ7层，油层有效厚度3 m，在第5周期开始注过热蒸汽，峰值产油量由前一周期的2.4 t／d增加到6.2 t／d，平均日产油由0.95 t增加到3.09 t，平均出油温度由48℃提高到58℃，提高10℃，周期平均含水由82.8%下降到51.4%，周期产油量由106 t增加到243 t，油汽比由0.13提高0.37（生产未结束）。

楼J7005井生产层位为Ⅳ7层，油层有效厚度2.6 m，在第3周期开始注过热蒸汽，峰值产油量由前一周期的3.6 t／d增加到7.0 t／d，平均日产油由1.57 t增加到3.55 t，平均出油温度由43℃提高到50℃，提高7℃，周期平均含水由64.8%下降到64.1%，周期产油量由209 t增加到249 t，油汽比由0.34提高0.55（生产未结束）

楼133井生产层位Ⅴ2层，有效厚度2.4 m，在第15周期开始注过热蒸汽，峰值产油量由前一周期的2.5 t／d增加到2.8 t／d，平均日产油由0.76 t增加到1.37 t，平均出油温度由46℃提高到58℃，提高12℃，周期平均含水由80.4%下降到76.7%。

据分析，过热蒸汽吞吐生产期可延长2～3个周期，采收率提高7.5个百分点，油汽比由0.23提高到0.34。

3 结论

（1）针对河南油田超稠油油藏中油层埋藏较浅（290～460 m），油层厚度较薄（4～6 m），原油粘度≤70 000 mPa·s的油藏，采用高干度、高强度、高速度、辅助氮气、溶剂降粘的蒸汽吞吐开采技术可取得较好的开发效果。

（2）利用水平井与油层接触面积大，进行蒸汽吞吐热量更集中的机理，采用单水平井蒸汽吞吐方式，用于浅层（油藏埋深150～520 m）超稠油油藏可改善开发效果。

（3）针对2～5 m的超稠油油藏蒸汽吞吐开采，配套地层化学降粘、双管采油和降低井口回压的高架罐采油技术，同时在生产过程中为保持井筒的举升能力，防止因温度的影响原油在井筒中的流动性，采取套管注蒸汽的方法，取得了较好的应用效果。

表1 井楼油田过热蒸汽吞吐效果对比

（4）过热蒸汽吞吐开采薄层（有效厚度2～3 m）油藏，生产期可延长2～3个周期，采收率提高7.5个百分点，油汽比由0.23提高到0.34。

［1］ 孙鹏，李彦平，李雪芹，等.提高浅薄层稠油高周期吞吐效果方法研究［J］.河南石油，2006，20（2）：42-44.

［2］ 费永涛，崔连训，张辉松，等.井楼油田一区特浅层超稠油难动用储量开发技术对策［J］.石油地质与工程，2008，22（6）：24-26，29.

［3］ 刘军红，陈彩云，张红霞等.井楼油田特浅层稠油水平井生产特征研究［J］.石油地质与工程，2009，23（6）：59-61.

［4］ 高永荣，刘尚奇.超稠油氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术研究［J］.石油勘探与开发，2003，30（2）：73-75.

［5］ 刘峰.水平井技术在超稠油挖潜中的应用［J］.特种油气藏，2005，12（3）：58-59.

［6］ 郭耿生.薄层超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发研究［J］.内江科技，2009，30（3）：92-93.

［7］ 杨立强，林日亿.蒸汽辅助重力泄油中注过热蒸汽技术研究［J］.油气地质与采收率，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

王涛，1982年生，2007年毕业于西南石油大学石油工程专业，现从事油田开发工作。

彭刚

文章编号：1673-8217（2011）06-0082-02