整體優(yōu)化分類治理改善稠油轉(zhuǎn)周效果

樂大發(fā),趙鑫,鄭孝強,張云男,單海榮 (中石化勝利油田分公司孤島采油廠,山東東營257015)

整體優(yōu)化分類治理改善稠油轉(zhuǎn)周效果

樂大發(fā),趙鑫,鄭孝強,張云男,單海榮 (中石化勝利油田分公司孤島采油廠,山東東營257015)

孤島稠油熱采區(qū)位于孤島披覆背斜構(gòu)造側(cè)翼,縱向上分布為處于稀油與邊底水之間的油水過渡帶,平面上圍繞孤島油田呈環(huán)狀分布,具有油層厚度薄、原油黏度大、儲層埋藏深、泥質(zhì)含量高、出砂嚴重、受水侵影響大等特點。目前已進入高含水高輪次深度開發(fā)階段,穩(wěn)產(chǎn)難度大。根據(jù)稠油單元油藏類型、開發(fā)效果的不同,劃分為正常單元油井、水侵單元井、低壓易竄井、薄層強敏感稠油井,針對這4類油井實施稠油整體優(yōu)化、分類治理思路,開展轉(zhuǎn)周優(yōu)化以及相應的治理工作,提高了稠油轉(zhuǎn)周的開發(fā)效果。

稠油;轉(zhuǎn)周;整體優(yōu)化;分類治理

1 基本概況

孤島油田館陶組3～6砂層組地面原油黏度250～35000m Pa·s,位于孤島披覆背鈄構(gòu)造低部位邊底水油水過渡帶,主要依靠熱采吞吐開發(fā)技術(shù)。截至2013年底孤島稠油油藏已整體建成了4個稠油熱采帶,22個熱采開發(fā)單元。

稠油熱采目前已成為孤島油田主要開發(fā)方式之一,占孤島油田年產(chǎn)量的1/3,占到勝利油田稠油年產(chǎn)量的1/9以上。伴隨開發(fā)的深入,孤島稠油逐步進入高輪次深度吞吐開發(fā)階段;同時薄層、敏感稠油成為近幾年主力產(chǎn)能陣地,熱采井逐年增多,目前已達到40%,穩(wěn)產(chǎn)難度大。

2 存在問題

2.1 特稠油所占比重大

孤島油田稠油黏度分布范圍大,其中黏度大于10000mPa·s的特稠油占稠油總儲量的41.1%。特稠油在80℃情況下黏度仍大于5000mPa·s,造成井筒舉升和地面管理困難,易發(fā)生光桿斷、管線堵塞情況,影響開井時率;同時受油水密度差異影響易發(fā)生底水錐進。

2.2 高含水井逐年增多

孤島稠油地質(zhì)環(huán)境處于稀油與邊底水之間的油水過渡帶,水油體積比達4∶1,開采過程中受頂部稀油注水和底部邊底水的雙重水侵影響,高含水井逐年增加。目前高含水井 (含水率大于90%)井數(shù)已達總井數(shù)的46%,其中含水率大于95%的井占總井數(shù)的29%。

2.3 老區(qū)采出程度高

中區(qū)館陶組5砂層組稠油環(huán)儲層發(fā)育相對較好,開發(fā)時間早,井網(wǎng)完善,采出程度高,內(nèi)部壓降大。主力油層平均采出程度高于40%,遠離水侵影響的內(nèi)部區(qū)域壓降已達原始壓力一半左右。目前老井平均轉(zhuǎn)周周期7個,最高17個;周期油汽比不斷下降。

2.4 新動用區(qū)塊品位低

中區(qū)館陶組5砂層組稠油面臨著產(chǎn)量遞減速度加快,周期含水上升加大,剩余油分布高度分散,后備資源嚴重不足等嚴峻形勢,近年來外圍稠油環(huán)儲層儲層薄、泥質(zhì)含量高,生產(chǎn)過程中出砂嚴重,注汽壓力高、產(chǎn)液量低。

3 整體優(yōu)化思路及實施效果

針對稠油開發(fā)中的問題,根據(jù)單元油藏類型、開發(fā)效果的不同,劃分為4類開展轉(zhuǎn)周優(yōu)化工作(圖1)。

3.1 正常單元油井

充分考慮熱采井日產(chǎn)油量、含水率、溫度、動液面4個因素的分布情況,優(yōu)化轉(zhuǎn)周時機和轉(zhuǎn)周次序,充分保證轉(zhuǎn)周措施的有效性和必要性。如西南區(qū)館陶組5砂層組6小層稠油環(huán),通過模板進行整體優(yōu)化轉(zhuǎn)周,對不同區(qū)域的井采取相應措施,近幾年單井轉(zhuǎn)周增油保持了穩(wěn)定 (圖2)。

圖1 稠油轉(zhuǎn)周整體優(yōu)化技術(shù)路線圖

3.2 低壓易竄井

1)對于邊底水能量弱,地層壓降大,熱連通已建立的井組,立足熱連通分析,優(yōu)化實施一注多采,擴大蒸汽波及體積,提高本井及鄰井增油效果。例如渤76-斜50井轉(zhuǎn)周注汽時,井組3口井有見效趨勢,通過分析,及時對該井增加注汽量,實施后井組見到明顯增油效果,日增油14t,井組累增油760t。

圖2 西南區(qū)館陶組5砂層組6小層稠油環(huán)歷年轉(zhuǎn)周曲線

2)開展多井有序整體吞吐。把開發(fā)單元內(nèi)連通的井組合在一起,按照一定的順序注汽,減少熱量損失,對采出程度高、地層壓力低的井先轉(zhuǎn)周,采出程度低、地層壓力高的井后轉(zhuǎn)周,有效補充地層能量,提高吞吐效果。

3)開展蒸汽驅(qū)井組優(yōu)選工作。2013年在渤76和渤89單元優(yōu)選4個井組轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā),均取得了較好的增油效果,例如渤76井組實施蒸汽驅(qū)后,井組日產(chǎn)油量由25t增加到97t,已累計增油1.1×104t,階段提高采收率1.7%,顯著改善了井組開發(fā)效果。

3.3 水侵單元井

根據(jù)儲層發(fā)育狀況和熱采區(qū)水侵狀況,制定了注氮輔助吞吐的 “三選” “三不選”原則?！叭x”為:①選擇邊水不活躍區(qū)域的油井;②選擇地層能量不足的油井;③選擇油層厚度較大、層間差異較大的油井?！叭贿x”為:①不選生產(chǎn)層與相鄰水層較近的井;②不選在水竄主流線上的井;③不選存在管外竄風險的井。通過有針對性地實施氮氣泡沫調(diào)剖工藝,有效治理高含水熱采井,改善開發(fā)效果。

3.4 薄層強敏感稠油井

南區(qū)館陶組1+2砂層組稠油由于儲層厚度薄、泥質(zhì)含量高、敏感性強,面臨注汽時注汽壓力高、蒸汽熱損失大,生產(chǎn)時排水期長、液量低、周期生產(chǎn)時間短的問題,2013年重點配套南區(qū)館陶組1+2砂層組稠油油藏的開發(fā)技術(shù),顯著改善了該類油藏的轉(zhuǎn)周效果。

1)開展注采參數(shù)優(yōu)化研究包括蒸汽吞吐效果評價及影響因素分析、蒸汽吞吐方式對比及理論分析、蒸汽吞吐后期擴大加熱半徑措施研究、蒸汽吞吐注汽參數(shù)優(yōu)化設(shè)計等,根據(jù)優(yōu)化結(jié)果(圖3),指導開發(fā)調(diào)整。

2)強化地層處理,通過注汽時伴注二氧化碳、降黏劑、擴展劑等工藝,降低注汽壓力,提高蒸汽熱利用率(圖4)。2014年已實施伴注二氧化碳21井次,注汽壓力平均降低1.9MPa,單井日增油4.4t,累計增油2×104t。例如渤76斜72井注二氧化碳8t,注蒸汽3000t,注汽壓力降低1.6MPa,日油能力由4.5t提高到16.6t。

3)強化井筒舉升技術(shù),通過下雙空心桿、電加熱等井筒舉升工藝,改善稠油流動性,提高單井液量,延長生產(chǎn)周期。2013年共實施井筒電加熱、空心桿加熱等措施20井次,實施后單井日產(chǎn)液量由11.1t上升到20.2t,單井日產(chǎn)油增加3t。

4 結(jié)論與認識

針對稠油油藏進入開發(fā)后期面臨產(chǎn)量遞減加快,穩(wěn)產(chǎn)難度大的問題,根據(jù)稠油單元油藏類型、開發(fā)效果的差異,開展整體優(yōu)化,分類治理措施。對于轉(zhuǎn)周輪次較高、地層壓力適中的正常單元井,優(yōu)化轉(zhuǎn)周時機和次序,充分保證轉(zhuǎn)周措施的有效性和必要性;含水高、非均質(zhì)性強的水侵井,根據(jù)儲層發(fā)育狀況和水侵狀況,通過有針對性實施氮氣調(diào)剖工藝,有效治理高含水井;薄層敏感稠油井,強化地層處理,立足添加伴注二氧化碳、降黏劑、擴展劑等化學劑措施,改善開發(fā)效果;壓力低易汽竄井,加強熱連通狀況分析,實施一注多采、多井有序整體吞吐,擴大蒸汽波及體積,改善本井及鄰井增油效果。

圖3 館陶組1+2砂層組稠油油藏渤76井組開發(fā)優(yōu)化結(jié)果

圖4 注藥劑對驅(qū)替效率的影響曲線

[1]束青林,毛衛(wèi)榮,張本華,等.河道砂邊際稠油油藏熱采開發(fā)理論和技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2005.

[2]張本華,束青林,毛衛(wèi)榮,等.孤島油田稠油環(huán)熱采中后期剩余油分布規(guī)律[J].油氣地質(zhì)與采收率,2003,10(1):65～67.

[編輯] 帥群

TE345

A

1000-9752(2014)12-0172-03

2014-05-15

樂大發(fā)(1966-),男,1985年江漢石油學院畢業(yè),碩士,高級工程師,現(xiàn)主要從事油藏開發(fā)方面的工作與研究。