稠油油藏特征與注汽開發(fā)對策探討

曹繼峰

[摘 要]現(xiàn)河采油廠稠油開發(fā)多年，面臨的矛盾十分突出。稠油環(huán)整體一次加密調(diào)整已基本完成，進(jìn)入高輪次吞吐階段，產(chǎn)量是下降趨勢，加上老區(qū)逐步進(jìn)入進(jìn)入高輪次吞吐期，產(chǎn)量繼續(xù)上升的空間有限。本文針對現(xiàn)河采油廠稠油現(xiàn)狀提出了以油藏特征人分析為基礎(chǔ)，稠油熱采開發(fā)技術(shù)為手段的一系列具有油藏特點(diǎn)的開發(fā)技術(shù)，并在礦場實(shí)踐中取得較好效果。

[關(guān)鍵詞]油田 稠油 油藏特征 技術(shù)對策

中圖分類號：TE345 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1009-914X（2017）01-0076-01

前言

現(xiàn)河采油廠稠油油藏受到邊底水和注水侵影響大，特別是目前已進(jìn)入高含水高輪次深度開發(fā)階段，投資風(fēng)險(xiǎn)和技術(shù)難度不繼增大。在這種情況下，稠油產(chǎn)量保持持續(xù)增長以及今后的挖潛方向是擺在開發(fā)工作者面前期待解決的難題。

1、稠油開發(fā)現(xiàn)狀

現(xiàn)河稠油熱采開發(fā)多年，目前面臨的矛盾十分突出。稠油環(huán)整體一次加密已基本完成，進(jìn)入高輪次吞吐階段，產(chǎn)量將呈下降趨勢，目前含水大于90%的井占總井?dāng)?shù)的66.6%，較2012年同期2增長個百分點(diǎn)；近幾年投入的稠油環(huán)油藏品位低，調(diào)整潛力小，熱采開發(fā)效果差；同時，隨著勘探程度的增高，新增動用熱采儲量不足的矛盾加劇，加上老區(qū)逐步進(jìn)入高輪次吞吐期，產(chǎn)理繼續(xù)上升的空間有限。

2、 稠油油藏特征與開發(fā)對策

2.1 實(shí)施井網(wǎng)加密，提高采收率

現(xiàn)河采油廠熱采開發(fā)實(shí)踐發(fā)現(xiàn)，吞吐加熱半徑有限，井間剩余油富集，井網(wǎng)加密是動用井間剩余油最為有效的技術(shù)手段?！笆晃濉币詠?，對油層厚度大、基礎(chǔ)井網(wǎng)較完善層系稠油環(huán)采用直井加密，投產(chǎn)一次加密井，產(chǎn)量為周圍老井的1-1.5個百分點(diǎn)，平均單井增加可采儲量2萬噸，提高采收率16%。而以油水關(guān)系較復(fù)雜的稠油環(huán)，則采用水平井聯(lián)合直井優(yōu)化加密，共實(shí)施聯(lián)合布井加密井和水平井，單井控制儲量10萬噸，采收率提高19.7%。

2.2 低效水驅(qū)稠油轉(zhuǎn)熱采技術(shù)

對于原油黏度為4000-6500毫帕秒的稠油環(huán)，油層發(fā)育薄、剩余油分散，卻一直與上層系砂層組進(jìn)行常規(guī)水驅(qū)合采，由于油藏“出工不出力”，稠油干擾嚴(yán)重，稠油很難驅(qū)動。開展細(xì)分層系調(diào)整中，對上層系稀油進(jìn)行常規(guī)開發(fā)，對下層系黏度大于3000毫帕秒、有效厚度大于8米、凈總比大于0.6的區(qū)域轉(zhuǎn)化開發(fā)方式進(jìn)行低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采開發(fā)，經(jīng)過先導(dǎo)試驗(yàn)和工業(yè)化推廣，動用低效水驅(qū)稠油地質(zhì)儲量，采收率達(dá)到22.5%。

2.3 高泥質(zhì)含量稠油環(huán)防砂解堵技術(shù)，提高采收率

稠油環(huán)泥質(zhì)含量高達(dá)15-20%，注汽過程中地層堵塞嚴(yán)重，造成周期生產(chǎn)時間短、產(chǎn)量下降快。通過開展儲層傷害機(jī)理室人研究及敏感性評價(jià)，現(xiàn)河采油廠找出了水敏、鹽敏的主要影響因素，并采取了一系列措施：添加熱采助劑，減少油層傷害，降低注汽壓力，解堵成功率達(dá)到89.5%，平均注所壓力降價(jià)低2-3兆帕，油汽比提高0.26；應(yīng)用高溫防膨劑處理近井地帶、注二氧化碳補(bǔ)充地層能量、注油溶性降黏劑、驅(qū)油劑降低注汽啟動壓力，為低效稠油油藏突破產(chǎn)能關(guān)、實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)提供了技術(shù)保障；推廣應(yīng)用熱采井一次防砂新工藝，給縮短了注汽后作業(yè)占井周期，滿足了一周期或多或輪次注汽的需要，降低了熱采成本。通過配套工藝措施和井網(wǎng)的擴(kuò)邊，增可采儲量530萬噸，采收率達(dá)到20.4%，提高了13.9個百分點(diǎn)。

2.4 應(yīng)用水侵綜合治理技術(shù)，提高熱效率

受構(gòu)造低部位邊底水和構(gòu)造高部位注入水雙重作用的稠油環(huán)，開發(fā)過程中，容易造成邊底水和注入水向稠油環(huán)推進(jìn)。針對不同時期、部位水侵方式的差異，采取“排、停、堵、避”綜合治理技術(shù)。“排”，對熱采區(qū)高含水區(qū)域的邊部熱采井下大泵排液，抑制邊底水向內(nèi)部推進(jìn)?！巴！保Ｗ⒔底岵蓞^(qū)附近同層系常規(guī)注水井，減少注入水水侵?！岸隆保磧?yōu)選熱采區(qū)含水較高熱采井實(shí)施高溫封堵，降低單井含水。“避”，“縱向避底”，避射油層下部，利用層內(nèi)夾層抑制底水錐進(jìn)：“平面避邊”，新井避開邊水或注入水排200-500米布井，抑制邊水推進(jìn)。近年重點(diǎn)發(fā)展了氮?dú)馀菽{(diào)剖技術(shù)，達(dá)到擴(kuò)大油層加熱帶、增加彈性氣驅(qū)能量、降低油水界面、提高驅(qū)油率、減少熱損失的目的。在稠油單元共實(shí)施氮?dú)庹{(diào)剖55井次，平均單井日增油4.8噸，含水下降12.3%，措施有效期350天，效果顯著。通過水侵綜合治理，熱采老井自然遞減率下降到16.9%，含水上升率下降到1.36%。

3 油田稠油新技術(shù)

3.1 高含水期化學(xué)蒸汽提高采收率

目的是攻關(guān)稠油蒸汽吞吐后期大幅度提高采收率技術(shù)，即在蒸汽驅(qū)中加入氮?dú)馀菽?，利用泡沫的堵水調(diào)剖作用，使蒸汽均衡推進(jìn)，在補(bǔ)充地層能量的同時，減少或延緩汽竄，克服單純蒸汽驅(qū)的不足。區(qū)域含油面積0.77平方千米，地質(zhì)儲量184萬噸，預(yù)計(jì)可提高采收率18.1%，最終采收率可提高至53.4%。

3.2 稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率

目的是探索普通稠油水驅(qū)后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)提高采收率技術(shù)，試驗(yàn)井組為4個141*200m的反九點(diǎn)井組，含油面積0.42km2，地質(zhì)儲量115萬噸，預(yù)計(jì)可提高采收率24.4%，最終采收率可達(dá)48.5%。

3.3 開展實(shí)施一注多采和間歇汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)，減緩自然遞減，夯實(shí)稠油穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。

蒸汽驅(qū)是持續(xù)（或間歇）地從注入井向油藏注入蒸汽，以加熱整個油藏，將地下原油加熱并驅(qū)向鄰近的生產(chǎn)井不斷采出的一種開采方法。優(yōu)選符合蒸汽驅(qū)條件斷塊定為油田蒸汽驅(qū)的試驗(yàn)田，不加化學(xué)藥劑的“純”蒸汽驅(qū)實(shí)驗(yàn)項(xiàng)目，自開展以來，平均單井日油由汽驅(qū)前的4.0噸上升到目前的8.5噸，汽驅(qū)段增油3.1萬噸，目前采收率提高了10.2%。在地層壓降大的熱采區(qū)實(shí)施一注多采實(shí)驗(yàn)，增油3.5萬噸，使稠油自然遞減率下降了6.7%，進(jìn)一步夯實(shí)了油田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。

4 加強(qiáng)注汽過程管理，確保熱采效果

通過對注汽區(qū)塊現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)以及對注汽鍋爐相關(guān)指標(biāo)的研究，在高壓低滲區(qū)塊注汽開發(fā)不同的工況下，綜合考慮其他相關(guān)指標(biāo)以及相關(guān)因素，對提高注汽開發(fā)效果非常關(guān)鍵。熱采注汽開發(fā)過程中，根據(jù)不同區(qū)塊、不同井組的實(shí)際情況對注汽效果進(jìn)行跟蹤，為動態(tài)調(diào)控注汽井注汽強(qiáng)度提供理論依據(jù)和參考指標(biāo)。地面設(shè)備設(shè)施的完好對注汽質(zhì)量有較大的影響。對地面管線采取較好的保溫措施可減少熱損失。在加強(qiáng)設(shè)備設(shè)施檢查與維護(hù)的情況下，可有效降低鍋爐故障停機(jī)次數(shù)。

參考文獻(xiàn)：

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