孤岛稠油高效开发的主要做法

毛卫荣,郑孝强,王宏,赵鑫 (中石化胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)

孤岛稠油高效开发的主要做法

毛卫荣,郑孝强,王宏,赵鑫 (中石化胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)

孤岛稠油油藏条件复杂,开发难度大,近年来,通过攻关技术、优化转周、推广汽驱,使低品位稠油储量得到高效动用,老井高轮次吞吐后综合递减率得到控制,蒸汽驱规模和效果不断扩大,实现了孤岛稠油高效开发,为采油厂产量稳定运行发挥了重要作用。

孤岛稠油;储量动用;吞吐转周;蒸汽驱

1 孤岛稠油开采概况

孤岛稠油位于孤岛披覆背斜构造侧翼,纵向上处于顶部稀油与边底水之间的油水过渡带,平面上呈环状分布,以边底水稠油和薄层敏感稠油储量为主,具有原油黏度差异大(3000～3500m Pa·s)、水侵差异大、储层发育差异大的特点,油藏条件复杂,开发难度大。自1991年采用蒸汽吞吐开发试验成功后,通过技术的不断攻关、管理的不断配套,稠油动用规模不断扩大,年产油达到116×104t,为采油厂的产量平稳运行发挥了重要的作用。

2 高效开发的规划

“十二五”以来,孤岛稠油面临新井产能接替阵地减少和动用储量品位变差、老井进入高轮次吞吐开发阶段递减加大的严峻形势,孤岛稠油通过深化油藏认识、引领工艺优化、强化过程管理,依靠攻关技术、优化转周、推广汽驱,实现了 “两个动用、一个发展、一个推广” (图1),保持了稠油产量的稳定。

图1 孤岛稠油主要做法示意图

2.1 加强油藏评价和工艺攻关配套,提高低品位稠油储量动用率

2.1.1 特稠油动用

孤岛特稠油分布广、层系多、黏度高、油水关系复杂,一直未实现有效动用。通过精细研究、配套技术攻关、一体化运行,实现建产动用。

1)系统解剖、分类评价,孤岛油田馆陶组6砂层组底水特稠油动用规模不断扩大。该区特稠油由于油水关系复杂,储量不落实,投产油井高含水,无法实现有效动用。近年来通过系统解剖,细分韵律层,将馆陶组6砂层组3小层划分为3个韵律层,落实每个韵律层砂体储量,同时对油藏类型进行分类评价,按照主控因素分为岩性、构造、物性差异等4类油藏,分别开展动用界限研究。2012年在原油黏度相对较低的中二南馆陶组6砂层组稠油采用水平井开发,部署的4口水平井采用HDCS(高效油溶性复合降黏剂和二氧化碳辅助水平井蒸汽吞吐)技术投产后均获得高产;2013年又在东区馆陶组6砂层组部署1口评价井,采用HDCS技术投产也获得了成功。

2)加大老井复查、加强开发技术研究,垦西深层特稠油动用效果好。垦西东营组特稠油由于油层埋藏深(1800～1900m)、原油黏度高(10000～25000m Pa·s),开采难度大,通过开展老井复查、地层对比和开发界限研究,实施分层水平井13口,采用HDCS技术投产,平均单井日油能力达到14t,实现了深层特稠油的高效动用。

2.1.2 薄层敏感稠油动用

馆陶组1+2砂层组原来认为是溢岸沉积,层薄、砂体分布零散,平面呈土豆状分布,储层连通性差,很难建立注采井网。同时在原来的技术条件直井动用的厚度界限在6m,水平井在3.4m左右,对于厚度在3m左右的馆陶组1+2砂层组储层无法实现动用。

1)开展储层精细描述 南区馆陶组1+2砂层组缺少全区性标志层,但是通过对比发现,存在局部性标志层,创新归纳4类8个对比标志,确定该区块顶界,实现全区精细划分对比。

通过开展沉积特征研究,验证该区块为网状河沉积模式,河道展布比较稳定,将原来认为的土豆状砂体进行重新对比划分后,形成比较稳定的河道展布,为下步建立注采井网、规模化的建产奠定了基础。

2)分类开展动用技术界限研究 针对层薄、河道分布窄的网状河特点,通过分类开展技术界限研究,实现立体开发,根据储层的发育特点,分多层发育区和单层发育区2类进行技术界限的优化。对于多层发育区,采用直井200m×141m反九点法汽驱井网一次调整到位进行开发。对于单层厚度大于3m的区域,优选水平井-水平井井网,采用150m井距,水平井平行正对布井方式,水平段长度150～200m;对于厚度小于3m的区域,研究表明,具有经济效益的动用极限厚度是1.6m,优化水平井井距200m,水平段长度300m。

通过逐块进行研究和资源分类,先后对南区东等5个馆陶组1+2砂层组稠油区块进行了动用,提高采收率18.4%,实现该区块薄层敏感稠油高效动用。

2.2 实施全过程精细管理,降低稠油递减率

为控制老井递减率,实施 “地层-井筒-井口-地面-锅炉”全过程精细管理,提升热采开发效益。

1)地层——分类优化措施方向 针对地层,分类优化措施方向,单一吞吐向复合吞吐转变。根据油藏特征和开发状况的差异,分为正常单元、低压易窜、强水侵区、强敏感稠油4种类型,分别配套常规吞吐,整体有序吞吐、氮气调剖和复合吞吐方式来改善开发效果。例如针对敏感性稠油油藏具有层薄、泥质含量高、强水敏的特点,进行伴注扩展剂、降黏剂、氮气、二氧化碳等复合吞吐工艺来降低注汽压力、扩大蒸汽波及体积、补充地层能量。2013年采用伴注二氧化碳吞吐22井次,平均单井日增油5.0t。

2)井筒——配套举升工艺 通过配套井筒降黏、双空心杆、电加热等举升工艺,改善稠油井筒流动性。例如孤北稠油,由于黏度高、凝固点高、造成液量低、生产周期短,2013年通过应用双空心杆井筒加热,使单井的转周效果得到明显改善,转周增油和年增油均达到近三年来的最高水平。

3)井口——改进井口保温装置 井口方面通过提升井口保温装置减少蒸汽在井口的热损失,实现井口蒸汽参数在线监测,提高井口干度,提高热效率。

4)地面——实施短距离注汽 配套强化管线接头保温,降低地面沿程热损失。

5)锅炉——提升锅炉配置 由常规锅炉逐步向高干度高效能发展,从源头上提高锅炉产汽干度。

2.3 蒸汽驱优化设计,提高稠油采收率

孤岛稠油高轮次吞吐后转蒸汽驱面临2个难点,一是油藏埋藏深,二是地层压力高,这会造成开发上注入蒸汽干度低,加热半径小。针对问题,通过技术攻关,提出了采用高干度蒸汽加高温驱油剂和泡沫剂协同增效的化学蒸汽驱技术。为保障化学蒸汽驱的顺利开展,开展了以下工作。

1)优化汽驱方案设计 开展了井网井型、转驱时机、注采参数、配产配注的等参数的优化,为实施提供理论依据,例如井网井型,通过优化反九点法直井井网好于五点法井网,利用控制体积法进行了配产配注的优化,对注汽井的注入参数和受效井的生产参数进行设计,达到均衡驱替的目的。

2)配套工艺技术 一是配套高干度注汽锅炉保障出口蒸汽干度大于90%;二是配套一体化等干度分配、计量、调节装置,实现一台锅炉同注多口注汽井;三是配备了高效井筒隔热工艺,确保井底蒸汽干度大于40%;四是配套了直读式测试工艺,实现了井底温度、压力的实时监测。

3)汽驱过程中及时跟踪调整 在汽驱过程中根据不同阶段的特点,采用 “引、提、调”跟踪调整,确保蒸汽驱试验取得好效果。

在汽驱初期,针对吞吐周期低,采出程度低的生产井实施吞吐引效措施,来建立注汽井与生产井之间的热连通,形成蒸汽带。在驱替阶段中期,根据优化结果,当采注达到1.2时,是热水驱向蒸汽驱的过渡阶段,蒸汽带不断扩展,因此对单井进行提液,确保井组采注比达到1.2,保障蒸汽带有效扩展。在驱替阶段中后期,保障驱替均衡,防止蒸汽过早突破,实施了化学驱调堵措施。在调剖过程中,根据上一井组的调剖经验和效果,进一步优化注入方式,同时对高温井控液,注汽井降低注汽速度,来保障调剖效果。

蒸汽驱通过技术攻关和管理配套,蒸汽驱规模和效果不断扩大,目前有蒸汽驱井组19个,年产油达到14×104t,提高稠油采收率5.0%。

3 结语

孤岛稠油油藏条件复杂、开发难度大,“十二五”以来,通过深化油藏认识,引领工艺优化,强化过程管理等措施,使储量动用率、综合递减率、稠油采收率均得到较好的控制,实现了稠油高效动用。

[编辑] 帅群

TE345

A

1000-9752(2014)12-0169-03

2014-08-16

毛卫荣(1972-),男,1992年大学毕业,硕士,高级工程师,长期从事油气田开发技术工作。