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    高升油田厚層稠油油藏吞吐后期火驅(qū)開發(fā)存在問題探討

    2013-08-15 00:52:05金兆勛張宏梅
    石油地質(zhì)與工程 2013年6期
    關(guān)鍵詞:火驅(qū)井網(wǎng)油層

    金兆勛,江 琴,張宏梅

    (中國石油遼河油田公司,遼寧盤錦 124125)

    火燒油層是一種提高原油采收率的熱采方法[1],其成本低、能耗少、驅(qū)油效率高、適應(yīng)性廣、前景廣闊,且能實(shí)現(xiàn)原油改質(zhì)。但其驅(qū)油機(jī)理復(fù)雜,具有蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)、煙道氣驅(qū)等多種驅(qū)替機(jī)理,實(shí)施過程中調(diào)控難度大,導(dǎo)致現(xiàn)場成功率低。其成功開發(fā)油藏多屬于薄層油藏,類似高升油田厚層塊狀油藏是一次全新的探索與嘗試。

    1 油藏概況

    高升油田開發(fā)目的層為古近系沙河街組三段蓮花油層[2],具有油層厚度大、分布穩(wěn)定、物性好、具有統(tǒng)一的油氣油水界面特點(diǎn)。儲(chǔ)層埋深1450~1890 m,平均有效厚度67.7 m,孔隙度20%~26%,空氣滲透率1~4μm2,原始油氣界面1510 m,油水界面-1670~1700 m;原油屬普通稠油,地面原油密度0.92 g/cm3(20℃),脫氣原油粘度2000~4000 mPa·s,地層原油粘度147~518 mPa·s,原始地層壓力16.1 MPa,飽和壓力12.4 MPa。該油田1977年投入開發(fā),1984年開始蒸汽吞吐,至2008年已進(jìn)入開發(fā)后期,吞吐輪次高達(dá)6.5輪以上,地層壓力僅1~3 MPa,平均單井日產(chǎn)油0.9 t。因此于2008年5月在高3618塊率先開展火驅(qū)試驗(yàn),采取頂部點(diǎn)火,線性井排,“移風(fēng)接火”模式。2010年6月高3塊轉(zhuǎn)火驅(qū),采取底部點(diǎn)火、面積井網(wǎng)模式。截止2013年5月,共轉(zhuǎn)火井48口,日注氣50×104m3,注氣壓力0.9~11.2 MPa,階段注氣4.4×108m3;一線油井209口,開井177口,日產(chǎn)油280 t,階段產(chǎn)油24.5×104t,階段空氣油比1785 m3/t,瞬時(shí)空氣油比1755 m3/t,階段排注比0.6,瞬時(shí)排注比0.6。

    2 火驅(qū)開發(fā)效果分析

    2.1 油井普遍見效,產(chǎn)量明顯上升

    火驅(qū)開發(fā)1個(gè)月后,油井開始見效,目前一線油井見效比例已達(dá)到100%,二線井見效比例88%、三線井見效比例75%。轉(zhuǎn)驅(qū)一年后井組油井開始出現(xiàn)見效增產(chǎn)趨勢,目前整個(gè)井組日產(chǎn)油280 t,比驅(qū)前上升126 t,增幅82%,與原吞吐開發(fā)方式對(duì)比上升233 t,階段產(chǎn)油24.5×104t,階段增油13×104t。采油速度由驅(qū)前0.23%上升至0.42%,單井日產(chǎn)油由驅(qū)前1.0t提高至2.0t。

    2.2 油層處于高溫燃燒狀態(tài),火線前緣逐步拓展

    油井產(chǎn)出氣組分分析顯示[3]:氧氣利用率94.4%;二氧化碳含量15.2%,視氫碳比1.5,說明油層處于高溫燃燒狀態(tài)。通過連續(xù)井溫剖面測試[4],平面上油層溫度整體呈上升趨勢,由轉(zhuǎn)驅(qū)前的60℃上升至目前的70~315℃;縱向上油層溫度也逐步向下擴(kuò)展,溫度明顯上升,油層厚度在10~50 m,同時(shí)數(shù)值模擬顯示,火線前緣平面推進(jìn)速度3 cm/d。

    2.3 地層能量得到補(bǔ)充,地層壓力不斷升高

    轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)后,地層壓力逐步回升。連續(xù)壓力監(jiān)測井高觀22井地層壓力由1.0MPa上升至3.8 MPa;火井平均注氣壓力呈上升趨勢,由轉(zhuǎn)驅(qū)初期的3 MPa升至4.8 MPa。說明火驅(qū)對(duì)補(bǔ)充地層能量、提高地層壓力起到一定作用。

    3 火驅(qū)開發(fā)中存在主要問題

    3.1 吞吐后期特殊油藏條件給火驅(qū)帶來問題

    高升油田由吞吐開發(fā)后期轉(zhuǎn)入火驅(qū)開發(fā),其遺留的井網(wǎng)形式、射孔井段及剩余油分布、地下存水狀態(tài)等均具有該油藏的特殊性,這種特殊油藏條件,給轉(zhuǎn)火驅(qū)帶來諸多問題,具體表現(xiàn)如下:

    3.1.1 注采系統(tǒng)完善調(diào)整難度大

    平面上由于原吞吐開發(fā)采用面積井網(wǎng)、分層系開發(fā)形式[5],同時(shí)多年熱采造成停產(chǎn)井多,從而導(dǎo)致高3618塊轉(zhuǎn)線性井排火驅(qū)注采井網(wǎng)難以完善,一線可利用老井占一線總井比例僅33%;縱向上原吞吐開發(fā)采用的大段連續(xù)射孔方式,單井射孔厚度普遍在40 m以上,而火驅(qū)方案設(shè)計(jì)高3618塊采取油層頂部點(diǎn)火、高3塊油層中下部點(diǎn)火,因此需要對(duì)原射孔井段進(jìn)行調(diào)整,作業(yè)施工難度大、對(duì)油層污染嚴(yán)重。

    3.1.2 井組各向連通不均衡導(dǎo)致火線推進(jìn)及油井見效極不均勻

    火驅(qū)開發(fā)后至2009年底,見氣井平均單井日產(chǎn)氣約6000 m3,其中約35%的井竄流或有竄流顯示,約30%的井產(chǎn)狀穩(wěn)定,約35%井見氣差,沒建立穩(wěn)定燃燒?;鹁€前緣推進(jìn)很不均勻,存在指進(jìn)現(xiàn)象。特別是高3-6-172——高3-62-158、高3-61-164——高3-6-0173方向明顯氣竄通道已形成,氣竄井產(chǎn)氣量最高達(dá)3×104m3。受火線推進(jìn)不均影響,火驅(qū)見效井24口,其中一線11口,二線10口,三線3口。一線見效井比例僅45%,說明產(chǎn)出氣外溢嚴(yán)重、采出狀況不均衡。分析原因一是受井網(wǎng)欠完善影響,不完善的井區(qū)無法建立動(dòng)態(tài)連通;二是受蒸汽吞吐開發(fā)過程中形成的固有汽竄通道影響;三是受油層的滲透率影響,火燒前緣在燃燒過程中向滲透率較高的方向推進(jìn)較快。

    3.1.3 主力區(qū)塊開井率低導(dǎo)致注采井網(wǎng)極不完善

    高3塊經(jīng)過近30年蒸汽吞吐開發(fā),已進(jìn)入開發(fā)后期,可采儲(chǔ)量采出程度已高達(dá)95%。區(qū)塊壓力水平低(0.9 MPa),油井產(chǎn)能低(平均單井日產(chǎn)液1.4 t),由于低產(chǎn)及多年熱采井況差等因素造成開井率低,區(qū)塊油井正常開井僅24%,間開撈油井占42%,停關(guān)井約占34%,造成平面注采井網(wǎng)極不完善。目前火驅(qū)井組32個(gè),對(duì)應(yīng)一線油井132口,開井僅82口,開井率62%,注采井?dāng)?shù)比僅1:2.5,停產(chǎn)井50口。受開井率制約,井網(wǎng)完善井組油井見氣較均勻,井網(wǎng)不完善的中~北部區(qū)域注入氣向外圍開井區(qū)域氣竄嚴(yán)重。

    3.2 油藏工程方面

    3.2.1 基礎(chǔ)研究薄弱,對(duì)火驅(qū)機(jī)理及開發(fā)規(guī)律等缺乏深入認(rèn)識(shí)

    鑒于厚油層塊狀特點(diǎn),國內(nèi)外無成功火驅(qū)經(jīng)驗(yàn)借鑒,目前火驅(qū)開發(fā)仍處于邊研究邊實(shí)踐階段。加之現(xiàn)場上在數(shù)模、物模等方面研究有限,對(duì)火驅(qū)機(jī)理、開采規(guī)律、開發(fā)過程、不同階段開采特點(diǎn)、火驅(qū)后儲(chǔ)層及流體性質(zhì)變化規(guī)律缺乏深入認(rèn)識(shí),無法對(duì)火驅(qū)階段開發(fā)效果給予準(zhǔn)確評(píng)價(jià)及對(duì)現(xiàn)場出現(xiàn)的各種現(xiàn)象給予合理解釋。同時(shí)對(duì)合理井網(wǎng)方式、注采井段配置關(guān)系及注采參數(shù)等均需要進(jìn)一步研究。

    3.2.2 測試技術(shù)不適應(yīng),無法準(zhǔn)確判斷火線前緣位置、燃燒層段等關(guān)鍵指標(biāo)

    目前測試手段僅能滿足井溫、氣組分、壓力等常規(guī)資料錄?。?],無有效測試吸氣剖面技術(shù),對(duì)縱向上吸氣、燃燒層段認(rèn)識(shí)不清;由于油稠儀器下井困難,錄取產(chǎn)液剖面難度較大。受摻稀油生產(chǎn)制約,無法取準(zhǔn)油樣分析油品性質(zhì)變化規(guī)律;缺乏對(duì)火驅(qū)前緣波及狀況的監(jiān)測手段,對(duì)火驅(qū)平面、縱向的擴(kuò)展位置無法定量認(rèn)識(shí),因此在很大程度上制約了火驅(qū)動(dòng)態(tài)調(diào)控及縱向注采井段優(yōu)化配置,制約了火驅(qū)開發(fā)效果的進(jìn)一步改善。

    3.3 采油工藝方面

    3.3.1 火井分注工藝不過關(guān),無法實(shí)現(xiàn)分層注氣

    油層厚度大,采取籠統(tǒng)點(diǎn)火方式且點(diǎn)火厚度小,縱向儲(chǔ)量動(dòng)用程度低。先后對(duì)4口火井采取了分層注氣方式,但注氣后封隔器即失效。

    3.3.2 產(chǎn)氣量大幅增加,摻稀油舉升工藝不適應(yīng)

    油井普遍采取油套環(huán)空摻稀油生產(chǎn),隨著火驅(qū)開發(fā)的不斷深入,油井產(chǎn)氣量急劇增加,最高單井日產(chǎn)氣達(dá)到2×104m3以上,油井套壓由驅(qū)前的0.1~0.3 MPa上升至目前0.5~1.0MPa,導(dǎo)致油井摻稀油困難,泵效由驅(qū)前65%下降至目前42%。雖然采取“泵下氣錨+井口旋流式氣油分流器”有所改善,但仍未完全解決。受此影響現(xiàn)場上無法根據(jù)動(dòng)態(tài)需要合理調(diào)配注氣量(平均單井方案設(shè)計(jì)(6~10)×104m3,實(shí)際僅(1~2)×104m3)。

    3.3.3 原油乳化變質(zhì)對(duì)油井生產(chǎn)產(chǎn)生一定影響

    火驅(qū)后,原油出現(xiàn)乳化變質(zhì)現(xiàn)象,見效油井生產(chǎn)管理難度加大。高3618塊加破乳劑、洗井及檢泵工作量大幅增加,與火驅(qū)前相比增加了1倍以上。部分受效油井出現(xiàn)近井地帶堵塞、高含水、產(chǎn)油量大幅下降現(xiàn)象,油分析顯示密度下降、粘度增加、膠質(zhì)+瀝青質(zhì)下降。

    3.3.4 對(duì)氣竄問題缺乏有效治理手段,影響地下火線均勻推進(jìn)

    火驅(qū)后出現(xiàn)部分生產(chǎn)井氣竄明顯,地下火線線性突進(jìn),導(dǎo)致平面縱向推進(jìn)不均勻。僅通過調(diào)整火井注氣量及氣大井關(guān)井無法實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)態(tài)調(diào)控。而目前火井無有效調(diào)剖手段,油井上擠灰封堵油層施工難度大,化學(xué)藥劑封堵有效期短、費(fèi)用高,機(jī)械封堵由于部分井無卡封位置難以實(shí)施。

    3.3.5 管柱腐蝕問題逐步顯現(xiàn)

    火驅(qū)后,高溫氧化腐蝕問題日益突出,作業(yè)過程中發(fā)現(xiàn)注氣井、觀察井及生產(chǎn)井均有不同程度的氧化腐蝕,被腐蝕管柱外表出現(xiàn)凹凸不平、變色,管壁明顯變薄,管內(nèi)附著一層黑色垢樣(Fe3+化合物,腐蝕類型為氧腐蝕),個(gè)別井還出現(xiàn)管柱斷裂現(xiàn)象。

    4 攻關(guān)方向

    4.1 火驅(qū)理論研究方面

    針對(duì)火驅(qū)過程中出現(xiàn)的問題,要通過物理模擬、現(xiàn)場試驗(yàn)、數(shù)值模擬等進(jìn)行進(jìn)一步深化認(rèn)識(shí),對(duì)各影響因素的權(quán)重進(jìn)行評(píng)價(jià),進(jìn)而進(jìn)行綜合研究。

    (1)完善火驅(qū)跟蹤調(diào)整“雙?!奔夹g(shù)。包括室內(nèi)物理模擬試驗(yàn)技術(shù)和數(shù)值模擬跟蹤技術(shù)。深入研究深層厚層塊狀稠油藏火驅(qū)機(jī)理及開采規(guī)律。摸清火驅(qū)開發(fā)模式、不同開發(fā)階段生產(chǎn)特征及主要技術(shù)參數(shù),并建立火驅(qū)效果評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。

    (2)研究火驅(qū)后油藏含油飽和度、地層溫度、壓力、儲(chǔ)層物性、流體性質(zhì)及隔夾層物性等變化特點(diǎn),為認(rèn)清厚層火燒特征及改善火驅(qū)效果提供依據(jù)。針對(duì)常規(guī)火驅(qū)存在驅(qū)替距離長、氣竄、超覆、燃燒前緣難以控制及前緣穩(wěn)定性差、體積波及系數(shù)低等問題,開展直井與水平井組合、THAI、COSH等不同火驅(qū)方式試驗(yàn)前期研究,并做好已開展的“側(cè)向驅(qū)+THAI”試驗(yàn)水平井的跟蹤與評(píng)價(jià),為探索新的火驅(qū)方式提供借鑒。

    (3)加強(qiáng)油藏監(jiān)測、動(dòng)態(tài)跟蹤、分析與調(diào)控。包括加強(qiáng)監(jiān)測資料錄取,常規(guī)項(xiàng)目氣組分、溫度、壓力等,現(xiàn)場錄取難度較大的常規(guī)項(xiàng)目如油品性質(zhì)、產(chǎn)液剖面、水分析等,為認(rèn)清火驅(qū)前緣,及時(shí)動(dòng)態(tài)調(diào)整提供依據(jù);利用微地震監(jiān)測技術(shù)監(jiān)測火燒過程中火線前緣位置;加強(qiáng)縱向波及狀況研究,增加對(duì)注汽井吸氣剖面及油井井溫剖面、產(chǎn)液剖面的監(jiān)測力度,指導(dǎo)火驅(qū)注采井段配置,實(shí)現(xiàn)最大程度規(guī)避氣竄,提高火驅(qū)增油效果的目的;開展示蹤劑的篩選與室內(nèi)評(píng)價(jià),對(duì)重點(diǎn)井組長期進(jìn)行示蹤劑監(jiān)測,非重點(diǎn)井組定期進(jìn)行示蹤劑監(jiān)測;增加定點(diǎn)溫壓觀測井點(diǎn)等。

    4.2 工藝配套方面

    (1)火井分注工藝研究。研究耐高溫、防氣體突破封隔器,力求有新進(jìn)展。另外優(yōu)化火井射開層段,盡可能規(guī)避高溫、氣竄對(duì)封隔器封隔性能的影響。

    (2)火驅(qū)油品性質(zhì)變化機(jī)理研究。分析火驅(qū)后原油性質(zhì)改變的機(jī)理,結(jié)合不同燃燒帶原油組分特征,篩選合適的降粘劑、破乳劑,保證火驅(qū)原油正常舉升和集輸。

    (3)油井解堵技術(shù)研究。主要開展高溫增溶劑及蒸汽吞吐添加劑解堵技術(shù)研究,篩選出適合火驅(qū)油井的解堵技術(shù),同時(shí)開展解堵藥劑配方體系研究試驗(yàn)。

    (4)舉升配套工藝研究。繼續(xù)推進(jìn)雙泵+復(fù)合氣錨工藝的完善與應(yīng)用;開展開展摻油基或水基降黏劑技術(shù)研究與試驗(yàn);開展耐高溫抽油泵的篩選與試驗(yàn)。

    (5)管柱防腐技術(shù)研究。針對(duì)注氣井高溫氧化腐蝕的問題[7],研究高溫表面防腐涂層油管技術(shù);針對(duì)生產(chǎn)井存在的酸性腐蝕、氧化腐蝕及電化學(xué)腐蝕現(xiàn)象,在油層附近研究應(yīng)用合金鋼油管,并篩選應(yīng)用高分子硅聚合物緩蝕劑,減緩井下管柱的腐蝕。

    [1]王元基,何江川,廖廣志,等.國內(nèi)火驅(qū)技術(shù)發(fā)展歷程與應(yīng)用前景[J].石油學(xué)報(bào),2012,33(5):909-914.

    [2]金兆勛.高升油田火燒油層過程控制技術(shù)研究[J].鉆采工藝,2012,35(6):41-45.

    [3]袁士寶,寧奎,蔣海巖,等.火驅(qū)燃燒狀態(tài)判定試驗(yàn)[J].中國石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2012,36(5):114-118.

    [4]刑景奎,苗崇良.高3-6-18塊火驅(qū)采油數(shù)值模擬研究[J].特種油氣藏,2009,16(3):62-64.

    [5]關(guān)文龍,蔡文斌,王世虎,等.蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)火燒油層開采實(shí)驗(yàn)研究[J].石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版),2005,29(5):58-61.

    [6]楊德偉,王世虎,王彌康,等.火燒油層的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究[J].石油機(jī)械,2002,30(8):4-6.

    [7]尹虎,劉輝,李黔,等.新疆油田井水泥石抗CO2腐蝕試驗(yàn)研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2012,34(8):120-125.

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