扶余油田稠油分層注汽工藝技術(shù)試驗與效果評價
——以探91區(qū)塊為例

熊玉娟,郝大偉,張 莉,王鳳宇,宋成立,李 英

(1.中國石油吉林油田分公司扶余采油廠,吉林松原138000; 2.中國石油吉林油田分公司新民采油廠,吉林松原138000)

扶余油田稠油分層注汽工藝技術(shù)試驗與效果評價
——以探91區(qū)塊為例

熊玉娟1,郝大偉1,張 莉1,王鳳宇1,宋成立1,李 英2

(1.中國石油吉林油田分公司扶余采油廠,吉林松原138000; 2.中國石油吉林油田分公司新民采油廠,吉林松原138000)

針對扶余油田多年混注熱采產(chǎn)生的效果逐輪變差、儲層動用差異大、滲透率高的儲層及部位水淹或水竄等問題,有針對性地在探91區(qū)塊開展了分層熱采配套技術(shù)研究及試驗,該技術(shù)采用下部填砂,上部用熱敏封隔器分隔的方式實現(xiàn)分層注汽,并研究了配套工藝管柱及壓井液技術(shù)。對目的實驗井進行優(yōu)選,對注汽參數(shù)進行優(yōu)化研究,針對每口井特點提出不同的地質(zhì)個性化設計。試驗結(jié)果表明,分層注汽可有效避免水淹水竄,注汽量明顯低于混注熱采,蒸汽利用率較高,費用減少。效果較好,有效提高了熱效率?？傮w評價可見分層注汽效益遠高于混注,在目前低迷油價下,該技術(shù)為扶余油田類稠油區(qū)塊開發(fā)提高采收率提供技術(shù)支撐。

扶余油田;探91區(qū)塊;混注熱采;分層注汽

1 地質(zhì)概況

扶余油田位于吉林省松原市境內(nèi),地處第二松花江和第一松花江交匯的三角地帶。區(qū)域構(gòu)造位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)東部扶新隆起帶扶余Ⅲ號構(gòu)造上[1-2]。扶余油田類稠油區(qū)塊儲量為2479.82×104t,面積為23.12km2,主要分布在東區(qū)和邊部,注水開發(fā)主要特點是:投產(chǎn)初期產(chǎn)量較高,但原油黏度相對較高,注水后油井見效差,一旦見效即很快水淹[3]。為進一步提高這部分區(qū)塊的注水開發(fā)效果,在扶余油田探91區(qū)塊進行分層熱采技術(shù)研究及現(xiàn)場試驗,以期解決扶余油田類稠油區(qū)塊注水問題及矛盾。

探91區(qū)塊位于扶余油田雅達紅高點西南側(cè),該區(qū)地面原油呈褐色,具有相對密度大、黏度高、凝固點高、含蠟量高的特點。50℃地面脫氣原油黏度為30～60mPa·s,地面原油黏度平均為35.9mPa·s,被稱為類稠油區(qū)塊,注水見效差,在混注熱采中,氣竄嚴重。

2 熱采面臨問題

2.1 首輪效果顯著,輪次增油效果變差

探91區(qū)塊混注吞吐共165口井,隨著混注吞吐輪次增加,增油量逐輪減少,逐漸失去經(jīng)濟效益(圖1)。造成這種現(xiàn)象的原因是儲層平面和縱向的非均質(zhì)性,混注吞吐汽體容易流向滲透率高的方向,即存在一個主力吸汽方向,多輪混注吞吐主力吸汽方向均相同,該方向上儲層剩余油容易被采出;隨著輪次增加,主力吸汽方向儲層殘余油飽和度越來越低,剩余油越來越少,而平面未吸汽的方向和縱向不吸汽的儲層剩余油不容易采出。分層注汽可以定量配汽,使高滲透層的吸汽量受到有效、定量的限制,中—低滲透層的吸汽量得到定量分配,平衡了油層橫縱向吸汽不均的矛盾,提高了油層的動用程度[4-6]。

2.2 汽竄給熱采工作帶來一定難度

2006年至目前,累計汽竄83井次,造成兩方面影響:一是給安全環(huán)保帶來隱患;二是影響注汽效果。汽竄導致熱交換和熱值利用率較低,30口汽竄井放噴效果較差,放噴至失效,有效期內(nèi)平均單井增產(chǎn)不到100t。

3 分層注汽工藝技術(shù)

3.1 分層注氣工藝技術(shù)

針對上部油層注汽的需求,采取下部油層填砂封堵,上部用熱敏封隔器分隔,實現(xiàn)上部油層注汽。

3.2 配套工藝管柱

為了滿足分層注汽需求,設計了分層注汽工藝管柱[7-10](圖2)。分層注汽工藝管柱保證熱采期間各個程序都能按設計有效實施,保證熱采整體工作質(zhì)量和熱采效果。

分層注汽工藝技術(shù)所涉及工具及技術(shù)主要有以下幾種。

(1)完井方式:分層熱采井套管安裝熱膨脹節(jié),即套管補償器。

(2)真空隔熱管提高注汽干度技術(shù):減少熱損失和保護套管,經(jīng)測試,隔熱管+封隔器熱損失在500m管柱內(nèi)僅為7.33％。

(3)熱敏封隔器:采用封隔器技術(shù)提高熱效率。

(4)注采兩用井口:成功開發(fā)熱注熱采兩用井口。

(5)熱采T型分配器配汽技術(shù):同時對兩口井進行注汽配汽。

(6)伸縮管:防止隔熱管遇熱伸長,保護套管和井口安全[10]。

3.3 壓井液技術(shù)

針對長期放噴無法下泵井,2015年6月開始采取了無固相鹽水壓井液成功壓井,下泵19口。無固相鹽水壓井液在密度、濾失性能、耐腐蝕性能方面有特殊要求。配方如下:

(1)無機鹽為BZ-HD,按照設計密度1.20～1.40g/cm3確定無機鹽加量為30％～65％。

(2)降失水劑為BZ-RF,加量為2％;腐蝕評價實驗確定加入2％的BZ-RF后不會出現(xiàn)點蝕,緩蝕率下降明顯,不需要額外加入緩蝕劑和除氧劑。

(3)壓井液配方為30％～65％BZ-HD+2％ BZ-RF。

4 選井原則及效果

4.1 實驗井的選井原則

結(jié)合油藏研究成果,熱采井優(yōu)選時應重點考慮以下參數(shù):①剩余油認識:射開厚度、分層累計產(chǎn)量、輪次、各輪次增產(chǎn)效果、間隔時間;②能量狀況認識:單砂體連通狀況、與水井距離、方位、分層累計注汽量、間隔時間、地層壓力;③儲層非均質(zhì)認識:各砂體滲透率非均質(zhì)性狀況[7-9]。

4.2 注汽參數(shù)優(yōu)化研究

(1)注汽強度與間隔輪次關(guān)系:輪次越多,時間間隔越短,能量越低的效果越差,需要在上輪注汽強度基礎上,適當提高強度,保證能量補充,擴大蒸汽波及體積。

(2)注汽強度與非均質(zhì)性關(guān)系:注汽層段單砂體非均質(zhì)性越低,各層吸汽越均勻,可以適當加大注汽量;非均質(zhì)越高,單層吸汽越嚴重,容易造成單層汽竄,需要考慮注汽層段和控制注汽量。

如E井主力高滲透層有8+9、9+10、10和11+ 12,其中11+12小層滲透率最低,故選擇11+12小層為注汽層,且適當增加注汽強度,取得了較好的效果(圖3)。

(3)注汽強度與油水井方位及井距的關(guān)系:注汽井蒸汽主要擴散范圍和方位與采油井注采關(guān)系的分布具有對應性,波及長度為20～80m不等。

為了控制汽竄,提高蒸汽利用率,熱采井針對與水井的不同方位、距離、注采連通關(guān)系等確定相應的注汽強度。

注汽強度與注氣量設計方法:順物源方向,與水井井距近,則控制注汽強度;距離遠,則保持原有的注汽強度。逆物源方向,與水井井距近,則保持原有的注汽強度;距離遠則加大注汽強度。

如井C附近有4口水井,地下存水量高,需要嚴控注汽量;設計注汽強度為60％～70％,汽量為1200～1400m3,實際注汽量為954m3。井F附近有3口水井,設計注汽強度為60％～70％,設計注汽量為630～720m3,實際注汽量為629m3(圖4)。井C與井F注汽量控制恰當,取得了較好效果。

探91區(qū)塊為水驅(qū)改熱采,因此注汽參數(shù)設計時,需考慮注水受效情況。井I逆物源方向:注水受效差,適當加大注汽量,設計注汽強度為100％～ 110％,設計注汽量1300～1450m3,實際注汽量為1451m3,達到了較好效果。井A順物源方向:實際注汽量超過設計注汽量,注汽壓力低,形成汽竄,故對順物源方向水井必須降低注汽強度,嚴格控制注汽量(圖5)。東西向與水井井距近,應嚴格控制注汽強度防止水竄,距離遠則適當控制注汽強度;南北向與水井井距近,則適當控制注汽強度,距離遠則加大注汽強度[11-15]。

4.3 效果評價

4.3.1 整體效果

截至2015年11月底,熱采分注試驗已全部完成,效果見表1。

表1 探91區(qū)塊2015年熱采分注與混注效果統(tǒng)計表Table1 Statistics of layered injection and mixed injection for thermal recovery of Exploration Area91 in 2015

分注井單井注汽量為838 m3,混注井單井注汽量為1422 m3,單井減少注汽量584 m3,顯著節(jié)約成本。分注井單井增油103t,混注井單井增油17t,分注效果好于混注,增油效果明顯。

4.3.2 與2014年熱采效果對比

2014年混注井單井增油89t(表2),2015年混注井單井增油17t,表明隨著輪次的增加,增油效果越來越差,對于多輪混注熱采的區(qū)塊,混注熱采已經(jīng)沒有經(jīng)濟效益。2015年分注井單井增油103t,表明分層注汽效果優(yōu)于混注熱采,熱采分注可作為探91區(qū)塊增產(chǎn)的主體措施。

表2 探91區(qū)塊2014年熱采混注效果統(tǒng)計表Table2 Statistics of mixed injection effect for thermal recovery of Exploration Area91 in 2014

4.3.3 經(jīng)濟效益評價

2015年累計實施熱采分層注汽11井次,目前累計增油1138t,預計周期內(nèi)累計增油2500t。

施工總費用309萬元,產(chǎn)出452萬元(油價按40美元/bbl),投入產(chǎn)出比為1∶1.46,凈效益為143萬元。在低油價下經(jīng)濟效益仍然很好。

5 結(jié)論與認識

(1)分層注汽的注汽量明顯低于混注,蒸汽利用率較高,費用減少。每口井減少注汽584m3,節(jié)約天然氣費用3.5萬元。

(2)縱向多層、滲透率差異大的井,若隔層滿足分層注汽,則以分層注汽為主,確保單層合理注汽量。

(3)注汽期間,根據(jù)注汽壓力狀況及時調(diào)整注汽參數(shù),可有效避免汽竄,提高能量。

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Test and Effect Evaluation of Stratified Steam Injection Technology for Heavy Oil in Fuyu Oilfield——Take the Block91 as an Example

Xiong Yujuan1,Hao Dawei1,Zhang Li1,Wang Fengyu1,Song Chengli1,Li Ying2
(1.Fuyu Oil Production Plant,PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan,Jilin 138000,China; 2.Xinmin Oil Production Plant,PetroChina Jilin Oilfeld Company,Songyuan,Jilin 138000,China)

In view of Fuyu oilfield that using the mixed injection for thermal recovery for many years,with poor effect gradually,such as large difference existed in the production process of reservoirs,some high-permeability reservoirs have been water flooding or some water channeling,etc,the research and experiment of stratified thermal recovery technology have been conducted in the Block91,the technology adopted that lower part was filled with sand,the upper part was sealed with heat-sensitive packers to realize the layered steam injection.The matched pipe string and killing fluids have also been studied,which includes the optimization of experimental wells and steam injection parameters,specific design of each well in terms of different geological conditions.Test results showed that layered steam injection could avoid water flooding or channeling effectively,featured with smaller volume of steam injection than that of mixed injection,higher utilization rate of steam,lower cost,better effect,which has raised thermal efficiency.The overall evaluation considered that economic efficiency of stratied steam injection was much higher than that of mixed injection.Under the current downturn of oil price,the technology can provide the technical support for heavy oil development in Fuyu oilfield by raising oil recovery

Fuyu oilfield;Exploration block91;mixed injection thermal recovery;stratified steam injection

TE345

:A

熊玉娟(1987年生),女,工程師,現(xiàn)從事石油開發(fā)工作。郵箱:xllllx@163.com。