扶余油田東區(qū)水驅(qū)轉(zhuǎn)注蒸汽開發(fā)可行性研究及礦場實踐

谷 武 董曉玲 姜雪松 莊淑蘭 李艷華

摘要:扶余油田東區(qū)屬于普通稠油油藏,注水開發(fā)30 a,已進入高含水開發(fā)階段,存在采油速度低、采出程度低、無效水循環(huán)嚴(yán)重等問題。通過物理模擬和數(shù)值模擬研究,確定東區(qū)水驅(qū)后可轉(zhuǎn)為注蒸汽方式開發(fā),進而優(yōu)選合理的井網(wǎng)方式和蒸汽注入?yún)?shù)。2007～2008年,通過現(xiàn)場試驗,注蒸汽方式開發(fā)獲得較好的效果,為改善開發(fā)效果、提高采收率提供了技術(shù)支持。

關(guān)鍵詞:注水開發(fā);數(shù)值模擬;蒸汽吞吐;蒸汽驅(qū);現(xiàn)場試驗;扶余油田東區(qū)

中圖分類號:TE345文獻標(biāo)識碼:A

前 言

扶余油田東區(qū)原油屬于普通稠油[1],油層溫度下脫氣原油黏度為100～500 mPa?s,初期采用注水方式開發(fā)。由于水油流度比相對較大,雖經(jīng)多次注水調(diào)整,但效果均不理想,表現(xiàn)為產(chǎn)油量低、含水上升較快等特點。目前綜合含水達到88%,采油速度為0.4%,采出程度僅為14%,開發(fā)效果較差[2]。通過注水開發(fā)采收率預(yù)測[3],水驅(qū)采收率僅為20%～25%,注水開發(fā)潛力小,因此轉(zhuǎn)換開發(fā)方式是改善開發(fā)效果、提高采收率的根本途徑。

1 注蒸汽開發(fā)可行性分析

1.1 原油粘度特點

扶余油田東區(qū)原油在地下具有流動性。原油粘溫曲線分析結(jié)果表明,原油粘度對溫度敏感,溫度每升高10℃,原油粘度下降50%左右。因此,該區(qū)采用注蒸汽方式開發(fā)可行[4]。

1.2 注蒸汽開發(fā)滲流物理特征

驅(qū)油效率實驗結(jié)果表明,蒸汽驅(qū)能夠提高驅(qū)油效率,與常溫水驅(qū)相比,熱水驅(qū)驅(qū)油效率提高40%左右,蒸汽驅(qū)提高60%左右。因此,注蒸汽開發(fā)能夠大幅度提高驅(qū)油效率[5]。

為研究水驅(qū)后轉(zhuǎn)注蒸汽開發(fā)對驅(qū)油效率的影響,開展了不同水驅(qū)開發(fā)程度下的驅(qū)油效率實驗。研究結(jié)果表明,水驅(qū)開發(fā)程度對轉(zhuǎn)注蒸汽的累計驅(qū)油效率影響不大。水驅(qū)后,轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的累計驅(qū)油效率與直接對原始巖心進行蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率幾乎相等。由此說明,水驅(qū)后轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)開發(fā)能夠改善開發(fā)效果,提高采收率。

1.3 物理模擬和數(shù)值模擬

利用三維注蒸汽驅(qū)油物理模擬系統(tǒng)開展水驅(qū)后注蒸汽實驗研究。結(jié)果表明,在水驅(qū)含水率為87%、采出程度為18%后轉(zhuǎn)注蒸汽開發(fā),注蒸汽后含水率呈現(xiàn)下降趨勢,含水率最低下降至50%～60%,井組產(chǎn)油速度明顯上升,水驅(qū)和蒸汽驅(qū)階段最終采收率為47.9%。

利用數(shù)值模擬技術(shù),在井網(wǎng)100 m×140 m反九點井網(wǎng)和菱形井網(wǎng)方式下,注蒸汽開發(fā)階段采出程度可達到30%～37%。物模和數(shù)模研究結(jié)果表明,水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采開發(fā)能夠大幅度提高區(qū)塊采收率。

1.4 剩余油分布狀況

扶余油層為水下分流河道沉積,砂體以正旋回沉積為主。數(shù)值模擬和檢查井研究表明,正韻律油層水驅(qū)時上部油層形成大量剩余油,由于熱采后蒸汽超覆能有效動用正韻律油層上部油層,改善縱向動用程度,因此能夠提高波及系數(shù),使各層驅(qū)替相對均勻,改善開發(fā)效果。另外,由于注采系統(tǒng)不適應(yīng)、不完善,采油井間滯留區(qū)均會存在剩余油富集區(qū),水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)方式開發(fā),能夠有效動用該部分剩余油[6],大幅度提高驅(qū)油效率。

2 井網(wǎng)井距優(yōu)化研究

2.1 井網(wǎng)優(yōu)化

國內(nèi)外現(xiàn)場實踐和數(shù)值模擬研究表明,注蒸汽開發(fā)最優(yōu)井網(wǎng)為直井反九點井網(wǎng)。由于扶余油層存在東西向裂縫,為避免東西向油井快速水淹,結(jié)合現(xiàn)有井網(wǎng)形式,充分利用現(xiàn)井網(wǎng),采用菱形反九點井網(wǎng),加大東西向油水井間的距離,其采出程度最高、效果更好(表1)。

2.2 井距優(yōu)化

利用數(shù)值模擬技術(shù)、單井控制儲量法及類比法,結(jié)合該油藏存在東西向裂縫等特點和原油粘度特征,確定100 m井距為最佳[7](表2)。

3 水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采現(xiàn)場試驗及效果分析

為進一步確定水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采的試驗效果,2007～2008年在扶余東區(qū)探91區(qū)塊北分別開展蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗和擴大規(guī)模試驗。

扶余油田探91北于1977年注水開發(fā),經(jīng)過多種井網(wǎng)方式的調(diào)整,目前為反十一點面積注水井網(wǎng)(圖1)。該區(qū)油層溫度下脫汽原油黏度為106 mPa?s,水油流度比較大,注水開發(fā)30 a,目前油井含水為90%左右,采出程度僅為14%,需要轉(zhuǎn)變開發(fā)方式改善開發(fā)效果。

3.1 蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗

2007年3月,扶余東區(qū)探91北在注水井南北90 m處部署3口熱采井,蒸汽吞吐后效果顯著。單井平均熱采240 d,平均日產(chǎn)液為7.5 t/d,平均日產(chǎn)油為5.1 t/d,含水率為32%,油汽比為0.91,熱采先導(dǎo)試驗取得非常好的效果[8]。

3.2 蒸汽吞吐擴大規(guī)模試驗

在先導(dǎo)試驗成功的基礎(chǔ)上,2008年對探91北進行整體部署,在原反十一點注采井網(wǎng)的基礎(chǔ)上,調(diào)整為東西向油汽井井距為150 m,近南北向油汽井井距約90 m的菱形反九點面積注采井網(wǎng)方式(圖2)。原固井質(zhì)量好、井況好的油井繼續(xù)作為油井使用,不能利用的油井設(shè)計封井,并且在現(xiàn)平臺可行的情況下補打更新油井;原注水井位于新井網(wǎng)油井位置上,蒸汽驅(qū)時轉(zhuǎn)抽。2008年探91北新部署、完鉆熱采井98口,其中蒸汽吞吐井60口,蒸汽驅(qū)井38口,先期全部采用蒸汽吞吐方式投產(chǎn)。

從2008年9月20日開始,探91北陸續(xù)有47口井開展第1周期蒸汽吞吐試驗,截至2009年2月3日,累計注汽5.5×10⁴m³,累計產(chǎn)液3.7×10⁴t,累計產(chǎn)油1.6×10⁴t,階段油汽比為0.29。平均單井生產(chǎn)85 d,平均單井日產(chǎn)液為10.6 t/d,日產(chǎn)油為4.9 t/d,含水為54%。擴大規(guī)模試驗進一步證實水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采可行,且效果顯著。

3.3 熱采生產(chǎn)特征

(1) 探91北水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽吞吐取得非常好的效果,蒸汽吞吐井產(chǎn)量是常規(guī)注水開發(fā)產(chǎn)量的3倍左右,而含水僅為50%左右,蒸汽吞吐后并未出現(xiàn)高產(chǎn)液、高含水的現(xiàn)象。由此可見,水驅(qū)后轉(zhuǎn)為熱采方式開發(fā)能夠改善開發(fā)效果,且效果顯著。

(2) 探91北部分調(diào)整井位于原注水井井排,如按照常規(guī)注水方式投產(chǎn),這部分井幾乎不出油。蒸汽吞吐后,由于蒸汽超覆作用能有效動用正韻律油層上部油層,改善縱向動用程度,注水井井排的蒸汽吞吐井產(chǎn)量為其他蒸汽吞吐井產(chǎn)量的1/2以上,這為其他水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采調(diào)整區(qū)塊的井位部署拓寬了思路。

(3) 探91北部分井開展第2周期蒸汽吞吐試驗,效果相對較差,主要是由于該區(qū)原油粘度相對“較低”,具有一定的流動性,注汽過程中原油容易被推到遠井地帶而無法及時采回,數(shù)值模擬結(jié)果也證實了這一結(jié)論。因此,及時轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)是提高該區(qū)采收率的根本途徑。

4 結(jié)論與建議

(1) 扶余油田東區(qū)水驅(qū)后轉(zhuǎn)熱采方式開發(fā),不但可行,且效果顯著。

(2) 扶余油田東區(qū)蒸汽吞吐具有第1周期效果顯著、第2周期效果變差的生產(chǎn)特征,轉(zhuǎn)為蒸汽驅(qū)是提高該區(qū)采收率的根本途徑。

(3) 扶余油田東區(qū)儲層存在東西向的裂縫,注汽過程中要嚴(yán)格控制注汽壓力,防止超破裂壓力注汽,導(dǎo)致汽竄現(xiàn)象的發(fā)生。

(4) 扶余東區(qū)及擴邊區(qū)稠油地質(zhì)儲量較大,水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采具有廣闊的應(yīng)用前景。

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編輯 姜 嶺