扶余油田熱采分層注汽技術(shù)研究

王雷　王重　關(guān)岳

摘要：針對扶余油田類稠油油藏采收率低，難采儲量一直沒有尋找到有效動用方法，熱采井受能量制約，熱采后產(chǎn)量遞減較快，老井多輪吞吐后地層能量下降，近井地帶剩余油減少，通過對多輪熱采影響因素分析，總結(jié)選熱采選井技術(shù)方法，優(yōu)化熱采施工參數(shù)，分層注汽工藝配套技術(shù)研究，解決熱采井效果逐輪變差的現(xiàn)狀，形成提高熱采效果的技術(shù)對策和相關(guān)配套技術(shù)，實(shí)現(xiàn)扶余油田類稠油油藏未動用儲量資源的有效開發(fā)。

關(guān)鍵詞：類稠油;分層熱采;多輪吞吐;注汽參數(shù)

1研究的目的及意義

扶余油田類稠油地質(zhì)儲量為**萬噸，采收率僅為**%，未動用資源潛力大。目前類稠油油藏采出程度低，開發(fā)水平低，難采儲量一直沒有尋找到有效動用方法，形不成開發(fā)規(guī)模，制約油田進(jìn)一步發(fā)展。

2熱采分層注汽技術(shù)研究

研究思路是以提高稠油油藏采收率為目標(biāo)，針對扶余油田多輪熱采增油效果變差問題，通過對歷年多輪熱采井影響因素進(jìn)行分析，從地質(zhì)選井及優(yōu)化施工參數(shù)等多方面進(jìn)行研究，形成了熱采分層注汽技術(shù)，在保證熱采效果的同時提高經(jīng)濟(jì)效益，解決熱采瓶頸問題，為扶余油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)提供有力技術(shù)支撐。

重點(diǎn)強(qiáng)化了油藏地質(zhì)認(rèn)識，針對不同特點(diǎn)的井提出不同地質(zhì)需求。強(qiáng)化油藏儲層非均質(zhì)認(rèn)識和各砂體滲透率非均質(zhì)性狀況，明確剩余油分布規(guī)律，針對前幾輪熱采中吸氣差異大的層位進(jìn)行工藝參數(shù)優(yōu)化，實(shí)施分層注汽技術(shù)。

2.1剩余油認(rèn)識

間隔時間、輪次決定了近井帶剩余油的富集程度。間隔時間越長，能量恢復(fù)越好，越多的剩余油通過滲析作用及注水被驅(qū)替到油井。輪次越多，近井帶殘余油飽和度越低，能量越低，縱向采出程度差異越大。

2.2汽驅(qū)前緣認(rèn)識

注汽井蒸汽的主要擴(kuò)散方位為東西向或近東西向及順物源方向，與主力砂體的分布具有對應(yīng)性。注汽井蒸汽的主要擴(kuò)散范圍和方位與采油井形，成的注采關(guān)系的分布具有對應(yīng)性。波及長度約為20-80米不等。為減水計量誤差，首先對油井產(chǎn)液間歇，代表性計量時間的確定尤為關(guān)鍵。

2.3層間非均質(zhì)性認(rèn)識

兩套層必須滲透率差異較大，分層累產(chǎn)差異較大。隔層是在3米以上的純泥巖，保證遮擋作用。

縱向上由于儲層非均質(zhì)性，吸氣差異大，低滲層剩余油富集。從吸氣剖面看，縱向?qū)娱g差異較大，滲透率較高的上部吸氣明顯。扶余油田熱采井縱向差異較大，多輪熱采后強(qiáng)吸汽高滲層形成大孔道。

2.4分層注汽參數(shù)優(yōu)化研究

注汽參數(shù)優(yōu)化必須在油藏認(rèn)識基礎(chǔ)上，根據(jù)熱采井不同位置確定不同的施工注汽參數(shù)。借鑒壓裂參數(shù)設(shè)計，在強(qiáng)化剩余油狀況、油水井注采關(guān)系，水驅(qū)規(guī)律、能量狀況、分層產(chǎn)狀認(rèn)識等基礎(chǔ)上開展優(yōu)化分層注汽參數(shù)研究。

2.5分層注汽配套工藝技術(shù)研究

了實(shí)現(xiàn)地質(zhì)分層注汽需求，開展分層注汽工藝配套技術(shù)研究，形成了井下配套分層注汽工藝管柱，填砂分層注汽技術(shù)，新型壓井液研究。研究形成了分層注汽配套工藝管柱，針封堵上部油層，對下部油層注汽，形成了配套分層注汽管柱。研究形成了填砂分層注汽技術(shù)。針對上部油層注汽的需求，采取下部填砂，封堵下部油層，實(shí)現(xiàn)上部油層注汽。

3應(yīng)用效果及經(jīng)濟(jì)效益評價

3.1分層熱采實(shí)施效果

利用廠內(nèi)鍋爐開展熱采，已實(shí)施完成28口井，已下泵19口。平均單井增油55噸。針對層間吸氣，動用程度差異，開展分層注汽試驗。分層注汽選井選層原則：發(fā)育多套砂體的多輪熱采;層間滲透率差異大的井;動用程度差的低滲層。

3.2分層熱采經(jīng)濟(jì)效益評價

研究過程中，通過試驗逐步把選井優(yōu)化參數(shù)、配套工藝技術(shù)等推廣應(yīng)用的熱采措施實(shí)施中，累計實(shí)施熱采分層注汽11井次，目前累增油1138噸，預(yù)計周期內(nèi)累增油2500噸。項目主要費(fèi)用為措施費(fèi)用，總投入費(fèi)用309方元，產(chǎn)出452萬元（噸油按目前油價40美元/每桶），投入產(chǎn)出比1：1.46，去掉投入后凈效益143萬元。在低油價下，經(jīng)濟(jì)效益仍然很好，值得逐步推廣應(yīng)用。

4結(jié)論

熱采技術(shù)是扶余油田類稠油區(qū)塊難采儲量動用的有效開發(fā)技術(shù)，在油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)過程中起到了關(guān)鍵作用。通過開展試驗，形成了熱采井優(yōu)選及時，施工參數(shù)優(yōu)化技術(shù)，分層注汽工藝技術(shù)等配套技術(shù)。并應(yīng)用到熱采措施工作中。技術(shù)的實(shí)施，有效提高了熱采效果，保證了低油價下的經(jīng)濟(jì)效益：①分層熱采井優(yōu)選技術(shù)在有藏認(rèn)識的基礎(chǔ)上，有效提高了熱采選井的針對性，準(zhǔn)確性，為提高熱采效果奠定了基礎(chǔ);②分層熱采技術(shù)有效解決了縱向儲層非均質(zhì)性造成的動用程度不均的問題，提高了油層動用程度;③分層注汽注汽量明顯低于混注，蒸汽利用率較高，費(fèi)用減少。每口井少注400方，節(jié)約天然氣費(fèi)用3萬元;④注汽量減少的情況下，分層注汽效果較好，分層注汽有效提高了熱效率;⑤縱向多層，且滲透率差異大的井，隔層滿足分層注汽，以分層注汽為主，確保單層合理注汽量;無法分注的，要充分研究縱向上的非均質(zhì)狀況，與注水井注采關(guān)系強(qiáng)的井要控制注汽量，防止水竄;⑥注汽期間，根據(jù)注汽壓力狀況及時調(diào)整注汽參數(shù)，十避免水竄，提高能量的關(guān)鍵環(huán)節(jié);⑦配套注汽工藝技術(shù)的成熟為分層注汽實(shí)現(xiàn)提供了保障。

參考文獻(xiàn)：

[1]李倩，提高稠油采收率技術(shù)研究現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].廣東化工，2013，40（15）：115-116.