套保稠油油藏出砂冷采后提高采收率技術(shù)

谷 武，林雨鳳，李旭東，鄧 濤，劉 楊

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

套保稠油油藏出砂冷采后提高采收率技術(shù)

谷 武，林雨鳳，李旭東，鄧 濤，劉 楊

(中油吉林油田公司，吉林 松原 138000)

通過分析區(qū)塊開發(fā)形式和存在的問題，進(jìn)行了出砂冷采后多種開發(fā)方式的標(biāo)準(zhǔn)篩選以及此技術(shù)在該油藏的適應(yīng)性研究，結(jié)合火驅(qū)物理模擬實驗，明確了該區(qū)塊進(jìn)行火驅(qū)的可行性;利用數(shù)值模擬技術(shù)，優(yōu)選了火驅(qū)合理的井網(wǎng)方式和注氣參數(shù)。2007年開始，通過開展現(xiàn)場試驗，見到了較好的效果，為提高區(qū)塊采收率提供了技術(shù)支持。

出砂冷采;采出程度;火驅(qū);井網(wǎng);注入?yún)?shù);試驗效果;套保油田

引言

套保油田白92塊油藏類型為短軸背斜構(gòu)造油藏，具有埋藏淺、膠結(jié)疏松及油層薄的特點。主要含油層系為薩爾圖油層，由6個小層組成，其中3號和5號小層為主力油層，油層埋深為300～400 m，有效厚度為6.9 m，滲透率為1 000×10－3～3 000×10－3μm2，油層條件下原油黏度為1 851 mPa·s，為普通稠油油藏。

2003年，采用出砂冷采方式投入開發(fā)，有50%以上的井日產(chǎn)油量達(dá)到10 t/d以上，最高達(dá)到30 t/d，是該區(qū)塊油井常規(guī)采油量的10～20倍，出砂冷采效果顯著［1］。由于出砂冷采依靠天然能量開發(fā)，屬于降壓開采，因此最終采收率較低［2］。目前該塊處于低產(chǎn)量、低采出程度階段，為實現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)，提高最終采收率，轉(zhuǎn)換開發(fā)方式勢在必行。

1 轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的必要性

1.1 單井產(chǎn)量低

2003年，白92塊油藏出砂冷采井平均單井日產(chǎn)油均在3 t/d以上，區(qū)塊最高日產(chǎn)油達(dá)到190 t/d。到2007年底，區(qū)塊日產(chǎn)油降為32.1 t/d，平均單井日產(chǎn)油為0.4 t/d，采油速度僅為0.2%，區(qū)塊開發(fā)效果逐漸變差。

1.2 油層壓力低

白92塊油藏原始地層壓力為3.2 MPa，2005年的新井測壓資料表明，地層壓力已經(jīng)降至1.4 MPa，地下虧空嚴(yán)重，地層能量嚴(yán)重不足。到2007年，區(qū)塊的76口生產(chǎn)井中，有38口開井生產(chǎn)，其余的井由于產(chǎn)液量和產(chǎn)油量低，被迫關(guān)井。

1.3 出砂冷采采出程度低

截至2007年底，白92塊油藏出砂冷采采出程度為6.8%，構(gòu)造位置較高的主體部位，采出程度在15%左右，大部分資源滯留地下無法采出，轉(zhuǎn)換開發(fā)方式是提高采收率的關(guān)鍵。

2 出砂冷采后提高采收率方式評價

由于套保油田屬于普通稠油，原油黏度相對較高，尤其是出砂冷采后，地層壓力降低，油層脫氣后，原油黏度變大，流動性更差，因此需要采用熱采方式開發(fā)。國內(nèi)外調(diào)研資料表明，目前稠油熱采方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)、SAGD和火燒油層，將油層篩選標(biāo)準(zhǔn)［3］與白92塊油層條件及開發(fā)現(xiàn)狀進(jìn)行對比，確定白92塊油藏出砂冷采后更適合轉(zhuǎn)為火燒油層技術(shù)進(jìn)行開發(fā)(表1)。

3 轉(zhuǎn)火驅(qū)提高采收率可行性研究

3.1 油藏條件有利于火驅(qū)試驗

(1)白92塊薩爾圖油層橫向上連通性好，油層連通系數(shù)在85%以上，有利于提高火驅(qū)采油的波及系數(shù);縱向上各小層間有較穩(wěn)定的隔層分布，隔層厚度為2～5 m，能夠確保注入的空氣在產(chǎn)層中燃燒，避免縱向上氣竄，利于維持高溫燃燒模式［4］。

表1 不同熱力采油開采技術(shù)的油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)

(2)白92塊出砂冷采后采出程度低，剩余油飽和度高，且油層物性條件好，有利于火驅(qū)的成功，能夠獲得良好的經(jīng)濟(jì)效益。與白92塊油層條件相近的羅馬尼亞suplacu油田火驅(qū)取得了較好的效果，整個油藏按火驅(qū)方式開發(fā)，預(yù)計最終采收率為50%［5］。

(3)目前油藏地層壓力較低，可以降低注氣壓力，所用空氣壓縮機(jī)的功率低，投資少，從而降低火驅(qū)成本。

3.2 物理模擬實驗證明火驅(qū)能取得良好的效果

通過物模實驗可確定火燒油層的可行性，確定基本的點火操作參數(shù)，預(yù)測開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益，因此，采用套保油田的油樣和實際粒度配比進(jìn)行火燒的燃燒釜和燃燒管實驗［6］。

燃燒釜實驗用于驗證不同點火溫度和通風(fēng)強(qiáng)度對空氣耗量和燃燒模式的影響。實驗結(jié)果表明，點火溫度對空氣耗量的影響極大，450℃點火時空氣耗量不到420℃點火時的1/2(空氣耗量分別為345.0 m3/m3和790.7 m3/m3)。高燃燒溫度是穩(wěn)定燃燒和減少空氣消耗的最有效方法，在進(jìn)入高溫穩(wěn)定燃燒后，適當(dāng)減少通風(fēng)強(qiáng)度也可以降低空氣耗量，但同時也降低了火燒前緣的推進(jìn)速度。因此，在火燒油層的初期階段要適當(dāng)加大通風(fēng)強(qiáng)度，以保證進(jìn)入高溫穩(wěn)定燃燒階段。

燃燒管實驗?zāi)軌蚰M火燒油層的整個過程，確定基本的操作參數(shù)，預(yù)測開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益。實驗結(jié)果表明，在穩(wěn)定燃燒時空氣油比為1 091～1 483 m3/t，其值比火燒的經(jīng)濟(jì)上限值3 500 m3/t低很多，預(yù)示在實際實施火驅(qū)時，采油速度和經(jīng)濟(jì)效益較好。綜合分析認(rèn)為，套保油田的油藏條件適合進(jìn)行火燒油層開采。

4 井網(wǎng)方式選擇和注氣參數(shù)優(yōu)選

4.1 井網(wǎng)方式選擇

根據(jù)白92塊油藏現(xiàn)有井網(wǎng)特點，火驅(qū)時可采用注采井距為106 m、排距為75 m的交錯線性井網(wǎng)，或者井距為106 m的正方形五點法井網(wǎng)。為確定火驅(qū)的最佳井網(wǎng)方式，開展了面積井網(wǎng)和線性井網(wǎng)火驅(qū)數(shù)值模擬優(yōu)選研究。

面積井網(wǎng)火驅(qū)數(shù)模結(jié)果表明，雖然白92塊地層傾角只有2～3°，但氣體燃燒仍然具有超覆作用:上傾方向生產(chǎn)井助排氣體現(xiàn)象明顯(產(chǎn)氣量多)，下傾方向生產(chǎn)井重力泄油作用明顯(產(chǎn)油量多)。采用面積井網(wǎng)火驅(qū)，一旦某一個方向生產(chǎn)井的熱前緣突破，該井必須關(guān)井，導(dǎo)致該方向的原油將無法采出。羅馬尼亞Suplacu油田(地層傾角為5～8°)火驅(qū)現(xiàn)場試驗顯示，面積井網(wǎng)的體積波及系數(shù)僅有41%，而線性井網(wǎng)可以達(dá)到76%［7］。因此，對于帶有一定傾角的油層，其規(guī)?；痱?qū)不宜采用面積井網(wǎng)。

而線性火驅(qū)可以較好地解決上述問題:空氣從生產(chǎn)井的上游一側(cè)注入，發(fā)生突破時，該生產(chǎn)井關(guān)閉或者改為注氣井，未采出的原油可以從下一排生產(chǎn)井采出。但線性火驅(qū)初期也存在1個問題，就是當(dāng)火驅(qū)前緣從第1排生產(chǎn)井突破時，2口注氣井之間的燃燒帶沒有完全連通，注氣井間存在死油區(qū)。因此，采用線性井網(wǎng)火驅(qū)，前期宜采用線性排列的幾個面積井網(wǎng)，待點火井為中心的幾個面積井網(wǎng)火驅(qū)燃燒帶連通成為1個細(xì)長的條帶后，再轉(zhuǎn)入線性井網(wǎng)火驅(qū)模式。這樣可以消除注氣井間的死油區(qū)，實現(xiàn)燃燒帶前緣火線完整、平行推進(jìn)。羅馬尼亞大規(guī)模線性火驅(qū)的啟動大多是以面積火驅(qū)模式開始的。因此，對于有一定地層傾角的白92塊油層，初期可以采用面積井網(wǎng)，后期轉(zhuǎn)為線性井網(wǎng)，形成“面積啟動，線性驅(qū)替”的開發(fā)模式。

4.2 注氣參數(shù)優(yōu)選

利用數(shù)值模擬技術(shù)，對面積火驅(qū)和線性火驅(qū)階段的注氣參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選。面積火驅(qū)結(jié)果表明，注氣量越大，生產(chǎn)效果越好，單井注氣速度低于9 000 m3/d，不能保持合理的通風(fēng)強(qiáng)度，無法維持油層正常燃燒，開發(fā)效果差;注氣速度為21 000 m3/d時，注氣壓力達(dá)到5.5 MPa，超過了上下隔層的破裂壓力，即4.9 MPa。優(yōu)化結(jié)果:單井注氣速度在12 000～15 000 m3/d時，注氣壓力能控制在5 MPa以內(nèi)，燃燒狀況和生產(chǎn)效果都較好，為最佳注氣速度 (表2)。線性火驅(qū)階段，優(yōu)化的單井注氣速度亦為12 000～15 000 m3/d。

表2 面積火驅(qū)階段不同注氣速度生產(chǎn)情況

5 火驅(qū)現(xiàn)場試驗及階段效果

為進(jìn)一步確定出砂冷采后轉(zhuǎn)火驅(qū)的試驗效果，2007年至2008年和2010年至目前，在白92塊油藏分別開展了面積井網(wǎng)火驅(qū)試驗和線性井網(wǎng)火驅(qū)試驗。

5.1 面積井網(wǎng)火驅(qū)試驗

2007年8月，選擇構(gòu)造位置相對較高、油層發(fā)育，且連通性好的3個五點法井組(B+1－7、B+3－7和B+3－9為注氣井)開展火驅(qū)試驗(圖1)。試驗區(qū)共有8口一線生產(chǎn)井，面積為0.14 km2，儲量為20.2×104t，平均有效厚度為7.0 m，出砂冷采階段采出程度為16.3%。

火驅(qū)開始后12 d，一線井中的B1－9井，尾氣中的CO2氣體為3.61%，隨后CO2含量上升的井?dāng)?shù)不斷增加，其中B3－9井CO2含量最高達(dá)到22.8%，證實點火成功且形成了穩(wěn)定的燃燒［8－9］。火驅(qū)3個月后見到效果，一線井產(chǎn)量逐漸上升。截至2008年12月，一線井平均單井日產(chǎn)油由火驅(qū)前的0.2 t/d上升到1.5 t/d，試驗井組累計增油2 615 t，平均單井累計增油326.9 t，火驅(qū)試驗見到了較好的效果。此時，由于監(jiān)測到生產(chǎn)井井口有H2S氣體溢出，出于安全環(huán)?？紤]，火驅(qū)試驗暫時停止。

5.2 線性井網(wǎng)火驅(qū)試驗

在面積井網(wǎng)火驅(qū)試驗取得較好效果的基礎(chǔ)上，完善配套工藝技術(shù)后，2010年重新開始火驅(qū)工作。為了充分發(fā)揮下傾方向重力泄油作用明顯、生產(chǎn)井產(chǎn)量高的優(yōu)勢，從而形成由高部位向低部位逐排推進(jìn)的方式進(jìn)行驅(qū)替［10］，火驅(qū)方式由面積井網(wǎng)改為交錯線狀井網(wǎng)，選擇構(gòu)造高部位的B+1－7、B+1－5、B+1－3、B+1－1及B+1－2井作為點火井，進(jìn)行火驅(qū)試驗。從2010年4月到11月，火驅(qū)井陸續(xù)成功點火。截至2011年12月，17口一線井中，有7口井見到明顯的增油效果(B+3－1、B1－5、B+3－7、B1－9、B1－3、B+3－3及B2－5)，其中B+3－1和B+3－7井增油最為明顯，平均單井日增油分別為3.4 t/d和1.6 t/d。

從生產(chǎn)井見效特點分析，由于重力泄油作用，下傾方向大部分井明顯受效，而構(gòu)造高部位只有1口井增油效果明顯。線性火驅(qū)試驗沒有達(dá)到預(yù)期的目的，影響因素有以下2個方面:①由于生產(chǎn)井含水上升、出砂嚴(yán)重，卡泵現(xiàn)象經(jīng)常發(fā)生，導(dǎo)致生產(chǎn)井大面積停井，影響了效果;②現(xiàn)場火驅(qū)井的注氣量僅為3 682 m3/d，沒有達(dá)到注氣參數(shù)優(yōu)化設(shè)計的要求。由于注氣量小，不能保持合理的通風(fēng)強(qiáng)度，無法維持油層正常燃燒。

圖1 套保油田白92塊面積井網(wǎng)火驅(qū)井組井位

6 結(jié)論與認(rèn)識

(1)面積井網(wǎng)火驅(qū)試驗見到了較好的增油效果，說明火驅(qū)是出砂冷采后提高采收率的有效技術(shù)手段。

(2)對于個別生產(chǎn)井見效慢的現(xiàn)象，應(yīng)盡快開展蒸汽吞吐引效工作，從而使火燒前緣帶均勻、穩(wěn)步推進(jìn)，生產(chǎn)井全面見效。

(3)在線性火驅(qū)試驗中，由于現(xiàn)場注氣量始終沒有達(dá)到設(shè)計要求，影響了試驗效果。因此在火驅(qū)的初期階段，應(yīng)保證合理的注氣強(qiáng)度，從而維持油層正常燃燒。

(4)由于出砂嚴(yán)重，生產(chǎn)井卡泵現(xiàn)象經(jīng)常發(fā)生，影響了生產(chǎn)井的生產(chǎn)時率。因此開展防砂、治砂工作是保證白92塊生產(chǎn)井正常生產(chǎn)的關(guān)鍵。

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編輯 付 遙

TE345

A

1006－6535(2012)04－0065－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.04.016

20120130;改回日期:20120215

中國石油天然氣股份有限公司“復(fù)雜稠油油藏開發(fā)新技術(shù)研究與應(yīng)用”部分研究成果(2008B－1003)

谷武(1971－)，男，高級工程師，1994年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院石油地質(zhì)勘查專業(yè)，現(xiàn)從事油田開發(fā)工作。