潭口稠油熱采實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

李可新，孟 婧

（中國(guó)石化江漢油田分公司江漢采油廠 ，湖北 潛江433123）

潭口稠油熱采實(shí)踐及認(rèn)識(shí)

李可新，孟 婧

（中國(guó)石化江漢油田分公司江漢采油廠 ，湖北 潛江433123）

潭口稠油為淺層特稠油油藏，通過(guò)對(duì)潭口南區(qū)、北區(qū)注汽吞吐采油開(kāi)發(fā)，認(rèn)識(shí)不同井區(qū)注汽周期的生產(chǎn)特點(diǎn)。結(jié)合井網(wǎng)加密、注氮工藝配套生產(chǎn)，探索潭口稠油油田合理的注汽采油模式，提高蒸汽吞吐的有效性，提高其開(kāi)發(fā)效果。

稠油；周期；吞吐；汽竄；油汽比

1 概況

1．1 地質(zhì)概況

潭口稠油位于湖北省潛江市王場(chǎng)鎮(zhèn)張新鄉(xiāng)，構(gòu)造位置屬于江漢盆地潛江凹陷北部潛北斷裂帶中段，含油面積0．7km2，地質(zhì)儲(chǔ)量53×104t，標(biāo)定采收率15%。油藏類型為受構(gòu)造控制的具有氣頂?shù)膸r性油藏，西部為斷層控制，東南部為油水界面。主力含油層系為廣三段三砂組，儲(chǔ)層物性是中等非均質(zhì)的高孔高滲儲(chǔ)層，為疏松的砂礫巖，以粒間孔為主，孔隙度平均37．6%，滲透率平均10182×10－3um2。地面原油密度（0．9949～0．9992）g／cm3，平均0．997g／cm3，含硫3．8%，凝固點(diǎn)15℃～30℃。溫度38℃時(shí)地面脫氣原油粘度為（14000～109976）mPa·s，為特稠－超稠油油藏。

1．2 開(kāi)發(fā)簡(jiǎn)況

潭口油田稠油油藏自1987年12月至1991年9月，采用防砂等工藝措施，在潭口廣三段南部有26口井進(jìn)行了常規(guī)試油，由于油稠，常規(guī)試油效果較差。1990年7月，潭稠1井開(kāi)始注蒸汽，潭口油田廣三段稠油油藏正式投入開(kāi)發(fā)。在潭口廣三段南部先后共有18口井投入了蒸汽吞吐試采，有14口井見(jiàn)到產(chǎn)能，累積注汽97井次，注汽量8．56×104t，累積產(chǎn)油1．36×104t，累積產(chǎn)水3．48×104t，油汽比0．16，采出程度0．4%。1993年10月由于燃燒氣源不足和開(kāi)采工藝問(wèn)題，全部關(guān)井。

2006年5月重新動(dòng)用潭口稠油，重點(diǎn)是北部，初期采用180m井距的方形井網(wǎng)，后加密為90m左右的井網(wǎng)。截止2010年11月底，潭稠北部相繼投入油井24口，現(xiàn)開(kāi)井8口。到2010年11月共完成注汽吞吐193井次，注汽量20．55×104方，耗燃油1．469×104t，井口累計(jì)產(chǎn)液量44．98×104t，核實(shí)產(chǎn)油量4．08×104t，平均油汽比0．198，采出程度7．56%，累積油汽比0．221。

2 稠油熱采的做法及效果

潭口北部稠油以蒸汽吞吐為主要手段開(kāi)采，注汽干度要求在70%以上，注汽溫度在230℃～300℃之間，單井注汽量在1000t左右。每個(gè)注汽周期根據(jù)其壓力變化進(jìn)行發(fā)噴、下泵采油。2008年為提高熱采效果，在6口井上開(kāi)展氮?dú)廨o助蒸汽吞吐試驗(yàn)。

2．1 南部稠油恢復(fù)

南部從2006年重新啟動(dòng)開(kāi)發(fā)后，恢復(fù)5口，新鉆井1口，除潭34－7－2井目前在生產(chǎn)外，其它井注汽恢復(fù)即高含水，共增油219t。如潭稠斜1井、潭稠斜8井，吞吐1次，無(wú)增油量關(guān)井。南部總體恢復(fù)效果不好，分析其原因是潭口在早期注汽采油后，地層形成高滲透帶，使現(xiàn)有蒸汽運(yùn)移范圍大，熱量損失大，達(dá)不到吞吐采油目的。如，潭稠斜8井，注汽800t，開(kāi)抽溫度只有28℃，只采出4t水。潭34B井注汽3個(gè)周期，注汽1318t，共采出1090t，油69t；潭34B在注汽周期開(kāi)抽第一天98℃，5天后就降為60℃以下，溫度低注汽效果變差，效果不好。高部靠近氣頂?shù)奶?4－7－2井恢復(fù)后注汽從2008年3月到目前完成10個(gè)注汽吞吐周期，注汽溫度下降慢，周期生產(chǎn)時(shí)間在（2－3）月以上，目前累積產(chǎn)油在2234t，效果較好。

2．2 油井蒸汽吞吐

潭口稠油以蒸汽吞吐采油為手段，從近幾年的開(kāi)發(fā)看，不同時(shí)期蒸汽吞吐生產(chǎn)具有不同特點(diǎn)：隨著注汽周期的遞增，注汽量不斷加大，注汽壓力呈下降趨勢(shì)，周期累積產(chǎn)液量不斷增加。周期產(chǎn)油量在（2～5）個(gè)周期達(dá)到很好效果，隨后周期產(chǎn)量呈下降趨勢(shì)。注汽8周期后增油量明顯減少，平均周期產(chǎn)量油降為100t以下。綜合含水不斷升高，單井周期排水天數(shù)逐漸延長(zhǎng)，燜井時(shí)間呈下降趨勢(shì)。放噴階段產(chǎn)液量逐漸下降，放噴階段累積產(chǎn)油量逐漸下降，8周期后無(wú)放噴液量。吞吐平均產(chǎn)油量由155t以上降為50t左右。（見(jiàn)表1）

表1 各個(gè)周期生產(chǎn)參數(shù)對(duì)比表

跟蹤統(tǒng)計(jì)不同注汽時(shí)期的油井生產(chǎn)情況，關(guān)井的16口井有7口在9周期后水淹差井，目前8口生產(chǎn)井有7井已經(jīng)到達(dá)第10期吞吐以上，平均單井日產(chǎn)液23．3t，日產(chǎn)油2．4t，綜合含水，92．7%；吞吐采油處于生產(chǎn)后期。

2．3 井網(wǎng)加密調(diào)整

2006年重新開(kāi)發(fā)潭稠，井網(wǎng)以180m方形井網(wǎng)布井。為了提高開(kāi)發(fā)效果，2007年底到2008年初，加密調(diào)整5口新井（潭稠斜6－6、潭稠斜6－7、潭稠5－6、潭稠斜5－7、潭稠斜5－8、潭稠斜5－9、潭稠斜5－10）以后，潭稠北部油井的井距平均已經(jīng)不到100m，井間干擾現(xiàn)象比較嚴(yán)重。發(fā)生蒸汽汽竄后，相應(yīng)油井表現(xiàn)出來(lái)“四升一降”的生產(chǎn)特點(diǎn)：溫度上升、液量上升、含水上升、動(dòng)液面上升；油量下降。例如：潭稠斜5－10井于2007年11月21日第二個(gè)周期注汽，潭稠斜5－9于同年11月24日溫度由48度上升到75度，11月29日溫度達(dá)到92度，液量由22t上升到34．2t，含水由55．5%上升到92．7%，油量由9．8t／d為2．5t／d，液面由425m上升到376m。

對(duì)現(xiàn)有汽竄情況認(rèn)識(shí)對(duì)比，互竄井組為：潭稠斜6－6對(duì)應(yīng)潭稠斜6－7，潭稠斜6－7與潭稠5－6；潭44對(duì)應(yīng)潭稠5－6；潭稠斜5－9對(duì)應(yīng)潭稠斜5－10、潭稠斜6－8、潭稠斜5－8；潭稠斜9－16對(duì)應(yīng)潭稠斜9－15、5－6井。汽竄發(fā)展由一對(duì)一井發(fā)展為連遍井。為避免注入蒸汽因汽竄而損失，削弱汽竄影響。汽竄早期燜井后與注汽井一起開(kāi)抽，例如潭44井，2008年5月17日因潭稠5－6注汽影響停抽燜井，20日與潭稠5－6一起開(kāi)抽，開(kāi)抽生產(chǎn)13天后，溫度回降到70度，含水由99%下降到90%，產(chǎn)量慢慢恢復(fù)后遞減。但隨著注汽輪次的增加，效果變差，吞吐失效。針對(duì)發(fā)生干擾的井組已經(jīng)連片，潭稠斜5－7井、潭稠斜6－7井、潭稠斜9－16井、潭稠斜9－15井等井相繼關(guān)井。汽竄關(guān)井后有選擇的保留部分井生產(chǎn)還是可以進(jìn)一步改善開(kāi)發(fā)效果，提高采收率。潭稠斜5－9汽竄后2009年3月關(guān)井，潭稠斜5－10重新注汽6個(gè)周期，增油1877t；潭稠斜5－8井吞吐4個(gè)周期，增油757t。通過(guò)關(guān)汽竄井，增大注汽井距，減少發(fā)生汽竄，提高了注汽效果。2009年鉆調(diào)整井二口（潭稠斜4－9，潭稠斜9－12）二口井位于北部氣頂附近，投產(chǎn)后生產(chǎn)良好。目前二口井已完成7個(gè)注汽吞吐周期，累積油量分別為1620t、1325t。目前生產(chǎn)無(wú)汽竄，水淹跡象。

2．4 氮?dú)廨o助蒸汽吞吐

為了提高熱采效果，2008年5月開(kāi)展氮?dú)廨o助蒸汽吞吐，在6口井上開(kāi)展氮?dú)廨o助蒸汽吞吐試驗(yàn)9井次，累計(jì)注氮?dú)?9．9266×104Nm3，有效7井次，措施有效率77．8%。對(duì)比6口井注氮前后生產(chǎn)情況，注氮效果明顯：排水期縮短，產(chǎn)液量下降，減少無(wú)效排液6134t；綜合含水下降3．8個(gè)百分點(diǎn)，日均油量由2．3t上升為3．1t（見(jiàn)表2）。

表2 注氮井生產(chǎn)對(duì)比表

汽竄后不宜注氮，潭稠斜5－8井2008年5月27注氮，5月30日汽竄。潭稠斜5－7、潭稠斜5－9、潭稠斜9－14井口均取到氮?dú)鈽?，其中潭稠?－7、潭稠斜5－9周期產(chǎn)油量下降。如潭稠斜5－7井在發(fā)生氮?dú)飧Z后，第5周期汽竄后產(chǎn)量為第4周期產(chǎn)量的70．2%，效果明顯變差（見(jiàn)表3）。

表3 潭稠斜5－7井與潭稠斜5－8井注氮前后生產(chǎn)對(duì)比表

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

（1）摸索合理的注汽吞吐周期是稠油井進(jìn)一步提高采收率的保證。對(duì)井間干擾現(xiàn)象較嚴(yán)重的井組，可對(duì)干擾嚴(yán)重的井進(jìn)行關(guān)井，再選合理的注汽井，可有效延長(zhǎng)注汽生產(chǎn)周期，提高采收率。

（2）稠油加密井網(wǎng)過(guò)小易形成汽竄，不利稠油長(zhǎng)期穩(wěn)定生產(chǎn)。從潭口稠油加密生產(chǎn)看，井距應(yīng)120m以上較好。剩余油以高部分布為主，調(diào)整井選井以氣頂附近為主。

（3）潭稠南部選井恢復(fù)，可以在高部選井恢復(fù)，避免低部邊水及注入存水的吸熱，有利進(jìn)一步提高注汽效果。

（4）氮?dú)廨o助蒸汽吞吐對(duì)開(kāi)發(fā)效果有一定的提高，但從注氮成本與收益比來(lái)看，氮?dú)廨o助采油無(wú)明顯經(jīng)濟(jì)效益，不宜繼續(xù)開(kāi)展。已進(jìn)行的氮?dú)廨o助增油0．8t／d，累積增油沒(méi)能增加，而注氮日均增加綜合成本近2萬(wàn)。

［1］胡常忠．稠油開(kāi)采技術(shù)［M］．北京：石油工業(yè)出版社2003．

On the Practices of Thermal Recovery of Tankou Thick Oil Reservoirs and the Lessons Learnt from Them

LI Ke－xin，MENG Jing

（Jianghan Oil Production Plant of Jianghan Oilfield，SINOPEC，Qianjiang Hubei 433123，China）

Tankou thick oil reservoirs are the typical shallow extra－h(huán)eavy oil reservoirs．In this paper the particular production methods during steam injection cycle of different well areas are illustrated based on the experiences of steam injection and stimulation in the northern and southern part of Tankou．The optimal steam injecting pattern of Tankou thick oil field is discussed to improve the efficiency of steam stimulation and the exploring results while the matching well pattern infilling and nitrogen injection techniques are also taken into account．

Thick Oil；Cycle；Stimulation；Steam Channeling；Oil－Steam Ratio

TE34

A

1009—301X（2012）01—0031—03

2010－12－04

李可新（1966－），男，工程師，1987年畢業(yè)于重慶石油學(xué)校石油地質(zhì)勘探專業(yè)，現(xiàn)在江漢采油廠從事技術(shù)工作。

［責(zé)任編輯 郭華玉］