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    薄層稠油油藏多輪次后期開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀及發(fā)展方向

    2018-04-09 10:00:26杜冬梅徐偉馬金娜劉霞
    中國科技博覽 2018年15期

    杜冬梅 徐偉 馬金娜 劉霞

    [摘 要]陳家莊油田陳373塊是河口采油廠稠油主要陣地,動用儲量1773萬噸,可采儲量293萬噸,年產(chǎn)油在13萬噸左右,該區(qū)塊油井平均輪次為5.6次,進(jìn)入高倫次吞吐階段,如何在低油價下實現(xiàn)效益開發(fā),本論文總結(jié)了近年來適用于薄層特稠油吞吐后期的一些應(yīng)用較好的開發(fā)技術(shù),為同類油藏開發(fā)提供一套技術(shù)可行的開發(fā)途徑,對稠油熱采產(chǎn)量的穩(wěn)定和發(fā)展具有重要意義。

    [關(guān)鍵詞]薄層稠油;多輪次;效益開發(fā)

    中圖分類號:TE345 文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A 文章編號:1009-914X(2018)15-0395-01

    1 油藏概況

    陳家莊油田陳373塊位于山東省東營市利津縣陳莊鎮(zhèn)以北約2km處,構(gòu)造位置屬于陳家莊東部凸起的西北部。目的層館下段油藏構(gòu)造較為平緩,為薄互層稠油油藏,主要含油層系為下館陶,15個含油小層,主力小層7個,厚度一般2~6m;油水關(guān)系復(fù)雜,各油砂體具有不同的油水界面;50℃脫氣油粘度10000~30000mPa·s之間,屬特稠油。該塊含油面積8.0km2,動用儲量1773萬噸,標(biāo)定可采儲量293萬噸,該塊采出程度較低,為7.51%。

    2 目前開發(fā)中存在的一些問題

    該區(qū)塊平均吞吐周期為5.6次,多輪次吞吐后期,周期效果逐漸變差;(2)、高溫注汽的影響,油井套管損壞嚴(yán)重,套變井逐年增加,儲量控制程度下降(3)、邊底水逐步推進(jìn),周期間含水上升幅度較大;(4)、低效井逐漸增多,治理難度較大,轉(zhuǎn)周無經(jīng)濟(jì)效益。目前無類似油藏?zé)岵山?jīng)驗可借鑒,如何穩(wěn)定陳373塊吞吐后期開發(fā)效果。因此有必要開展373塊薄層稠油吞吐后期穩(wěn)產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用,提高稠油開發(fā)水平。

    3 陳373塊開采現(xiàn)狀及規(guī)律

    3.1 開采歷程及現(xiàn)狀

    陳家莊油田陳373塊館陶組油藏為薄層特稠油油藏,該塊自2000年5月開始試油,2004年-2007年為蒸汽吞吐試驗階段;2005年-2007年為產(chǎn)能建設(shè)階段;2008年-2009年為穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)階段;2010-2011年為產(chǎn)量遞減階段;2012年至目前為分層調(diào)整階段。至2017年4月,陳373塊共有油井173口,目前開油井108口,日產(chǎn)液水平3816t/d,日產(chǎn)油272t/d,平均單井日油水平2.5t/d,綜合含水92.9%,累計產(chǎn)油134.1×104t,累計產(chǎn)水850.2×104m3,采油速度0.61%,采出程度7.6%。累計注汽1060井次,累計注汽量235.7×104t,累計油汽比0.56。平均動液面672m,井網(wǎng)密度20.8口/km2,井距175m,單井控制地質(zhì)儲量10.6×104t,地層壓降2.9MPa。

    3.2 開發(fā)規(guī)律

    3.2.1 周期變化特征

    根據(jù)統(tǒng)計已完成周期,目前轉(zhuǎn)周最高倫次已完成第16周期,平均單井注汽5.6個輪次,平均周期累油1014噸,平均周期含水92.5%,累計油汽比0.68%。從統(tǒng)計效果表來看,隨著輪次增加轉(zhuǎn)周效果逐漸變差,含水逐漸上升。陳373塊前五周期遞減快,6周期以后遞減變緩,周期累油遞減率6.5%,油汽比遞減為12.6%。

    3.2.2 含水上升規(guī)律

    陳家油田為低含油飽和度油藏,含油飽和度為50%~55%,常規(guī)投產(chǎn)初期含水主要在30%~70%之間,綜合含水60%左右。2006年至2008年為含水快速上升階段(含水上升率18.7%),2009年至2011年為含水緩慢上升階段(含水上升率為4.3%),2011年至今為含水穩(wěn)定階段(含水上升率為0.3%)。

    周期含水變化特點:1-4周期含水上升速度為1.75%,5周期以后隨著輪次增加含水上升速度變緩,為0.58%。

    3.2.3 地層壓力變化

    蒸汽吞吐開采本身就是降壓開采,隨著周期的進(jìn)行地層虧空逐步加大,地層能量逐漸降低。壓力整體下降較緩慢,累采多的區(qū)域壓降大。油田靜壓由12.9MPa下降到目前的19.3MPa,壓降2.9MPa。平均壓力下降速度0.2MPa/年,地層累積虧空671×104m3,初期隨虧空量的遞增,地層壓力下降幅度較大,后期隨虧空的增加,地層壓降減緩,地層有能量補充,計算水侵量532萬方。油藏天然能力較充足,有一定的邊底水。

    4 稠油開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展趨勢

    4.1 尋找優(yōu)質(zhì)儲量,堅持增量創(chuàng)新

    因多年蒸汽吞吐開采,井況逐年惡化,停產(chǎn)井逐年增多,造成一部分儲量失控,為了提高儲量動用,在剩余油分布豐富的區(qū)域部署更新井;同時對于邊部油井生產(chǎn)情況好的油井,結(jié)合地震剖面、油井測井曲線部署零散井。2017年部署更新井6口,零散井2口,目前已投產(chǎn)3口井,平均日油水平6.5t/d,取得了良好的開發(fā)效果。

    4.2 低效油井補孔潛力層位,做好層間接替

    目前陳373塊平均吞吐輪次為5.6次,進(jìn)入高倫次吞吐階段,因高含水、低液關(guān)停井逐漸增多,導(dǎo)致部分儲量失控,區(qū)塊日油水平下降,影響整體開發(fā)效果。目前陳373塊因高含水、低液關(guān)停井59口,針對這些井(1)對低液高含水油井測井曲線、周圍生產(chǎn)油井情況分析找補孔潛力層,(2)可以直接開井的停產(chǎn)井實施冷采降粘措施。通過以上措施的實施降低儲量失控,提高油田開發(fā)效果。

    4.3 加強地質(zhì)分析,優(yōu)選措施井,提高轉(zhuǎn)周效益

    在熱采井單井分析的基礎(chǔ)上,建立科學(xué)分類管理,優(yōu)化措施結(jié)構(gòu),強化精細(xì)管理,分類治理調(diào)控,持續(xù)改善區(qū)塊熱采效果。將熱采井分為四類:

    第一類:高效井,此類井儲層好、產(chǎn)量高、增油效果好,要優(yōu)先轉(zhuǎn)周;

    第二類:潛力井,此類井周期短、能力低、油汽比低,需實施工藝挖潛措施。稠油熱采轉(zhuǎn)周時機(jī)的確定對于提高熱采效果,有著重要的作用,合理確定轉(zhuǎn)周時機(jī),可以有效提高熱采效益,降低稠油熱采綜合遞減率。實際生產(chǎn)中我們根據(jù)熱采井產(chǎn)量、動液面、井口溫度等綜合分析判斷轉(zhuǎn)周時機(jī):單井井口溫度明顯下降低于40度,而生產(chǎn)油氣比〉1.0或單井日油能力低于3t,即轉(zhuǎn)周;熱采后期液量逐步下降或單井含水突然上升,日油下降至3t以下,即轉(zhuǎn)周;油井油氣比達(dá)到1.0以上,油井突然不出,測試供液不足井及時轉(zhuǎn)周,盡可能提高熱采效果。

    4.4 優(yōu)選轉(zhuǎn)周配套工藝,提高單元開發(fā)效果

    4.4.1 針對薄層特稠油,油稠、注汽壓力高、熱損失大的的水平井,應(yīng)用HDCS技術(shù)

    HDCS技術(shù)采用高效油溶性降粘劑和二氧化碳輔助水平井蒸汽吞吐,發(fā)揮協(xié)同降粘、混合傳質(zhì)及增能助排作用,擴(kuò)大波及范圍,提高回采效果。2017年應(yīng)用HDCS技術(shù)3口井,平均周期日油較前一周期上升3.6噸/天。

    4.4.2 針對高輪次、周期短、遞減快的直斜井采取DNS技術(shù)

    DNS技術(shù)采用高效油溶性降粘劑和氮氣增能助排的作用輔助直斜井蒸汽吞吐。2017年應(yīng)用DNS術(shù)2口井,平均周期日油較前一周期上升3噸/天。

    4.4.3 均勻注汽技術(shù):可有效改善水平井水平段吸汽狀況。

    利用水平井微溫差,(1)可以優(yōu)化注汽位置:據(jù)研究動用差的水平段溫度較低,可以將配注器調(diào)至動用差的位置以此提高加熱半徑。(2)判斷出水層位:對于出水水平段微溫差顯示溫度高。如果出水位置在水平段下段可以采取丟封。2017年微溫差測試2口,平均周期日油水平較上周期上升3.5噸/天,取得良好的增油效果。

    5 結(jié)論

    (1)工藝技術(shù)不斷進(jìn)步,陳家莊薄層稠油油藏實現(xiàn)了有效動用,稠油接替開發(fā)取得了顯著效果,對同類油藏油藏的開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。

    (2)把油井分為幾類,針對不同的問題配套相應(yīng)的的工藝措施,不同的開發(fā)階段采取不同的技術(shù)對策,形成了薄層特稠油的開發(fā)配套技術(shù),取得了較好的開發(fā)效果。

    (3)薄層稠油油水關(guān)系復(fù)雜,多輪次吞吐后期油水分布和剩余油分布已發(fā)生很大變化,加強油藏認(rèn)識和研究為下步開發(fā)調(diào)整提供理論依據(jù)。

    (4)進(jìn)入高倫次吞吐階段,注汽加熱半徑有限,建議加強注汽參數(shù)優(yōu)化研究,實現(xiàn)效益轉(zhuǎn)周。

    參考文獻(xiàn)

    [1] 單華生,姚光慶;非常規(guī)油藏開發(fā)與石油資源可持續(xù)發(fā)展[J];特種油氣藏;2004年03期

    [2] 劉鵬;;熱采井加熱半徑及產(chǎn)能確定方法研究[J];科學(xué)技術(shù)與工程;2011年17期

    [3] 劉濤;改善稠油油藏蒸汽吞吐后期開發(fā)效果研究[D];東北石油大學(xué);2010年

    作者簡介

    杜冬梅,女,1984年10月出生,工程師,、現(xiàn)、從事油氣田開發(fā)技術(shù)工作。

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