整体优化分类治理改善稠油转周效果

乐大发,赵鑫,郑孝强,张云男,单海荣 (中石化胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257015)

整体优化分类治理改善稠油转周效果

乐大发,赵鑫,郑孝强,张云男,单海荣 (中石化胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257015)

孤岛稠油热采区位于孤岛披覆背斜构造侧翼,纵向上分布为处于稀油与边底水之间的油水过渡带,平面上围绕孤岛油田呈环状分布,具有油层厚度薄、原油黏度大、储层埋藏深、泥质含量高、出砂严重、受水侵影响大等特点。目前已进入高含水高轮次深度开发阶段,稳产难度大。根据稠油单元油藏类型、开发效果的不同,划分为正常单元油井、水侵单元井、低压易窜井、薄层强敏感稠油井,针对这4类油井实施稠油整体优化、分类治理思路,开展转周优化以及相应的治理工作,提高了稠油转周的开发效果。

稠油;转周;整体优化;分类治理

1 基本概况

孤岛油田馆陶组3～6砂层组地面原油黏度250～35000m Pa·s,位于孤岛披覆背钭构造低部位边底水油水过渡带,主要依靠热采吞吐开发技术。截至2013年底孤岛稠油油藏已整体建成了4个稠油热采带,22个热采开发单元。

稠油热采目前已成为孤岛油田主要开发方式之一,占孤岛油田年产量的1/3,占到胜利油田稠油年产量的1/9以上。伴随开发的深入,孤岛稠油逐步进入高轮次深度吞吐开发阶段;同时薄层、敏感稠油成为近几年主力产能阵地,热采井逐年增多,目前已达到40%,稳产难度大。

2 存在问题

2.1 特稠油所占比重大

孤岛油田稠油黏度分布范围大,其中黏度大于10000mPa·s的特稠油占稠油总储量的41.1%。特稠油在80℃情况下黏度仍大于5000mPa·s,造成井筒举升和地面管理困难,易发生光杆断、管线堵塞情况,影响开井时率;同时受油水密度差异影响易发生底水锥进。

2.2 高含水井逐年增多

孤岛稠油地质环境处于稀油与边底水之间的油水过渡带,水油体积比达4∶1,开采过程中受顶部稀油注水和底部边底水的双重水侵影响,高含水井逐年增加。目前高含水井 (含水率大于90%)井数已达总井数的46%,其中含水率大于95%的井占总井数的29%。

2.3 老区采出程度高

中区馆陶组5砂层组稠油环储层发育相对较好,开发时间早,井网完善,采出程度高,内部压降大。主力油层平均采出程度高于40%,远离水侵影响的内部区域压降已达原始压力一半左右。目前老井平均转周周期7个,最高17个;周期油汽比不断下降。

2.4 新动用区块品位低

中区馆陶组5砂层组稠油面临着产量递减速度加快,周期含水上升加大,剩余油分布高度分散,后备资源严重不足等严峻形势,近年来外围稠油环储层储层薄、泥质含量高,生产过程中出砂严重,注汽压力高、产液量低。

3 整体优化思路及实施效果

针对稠油开发中的问题,根据单元油藏类型、开发效果的不同,划分为4类开展转周优化工作(图1)。

3.1 正常单元油井

充分考虑热采井日产油量、含水率、温度、动液面4个因素的分布情况,优化转周时机和转周次序,充分保证转周措施的有效性和必要性。如西南区馆陶组5砂层组6小层稠油环,通过模板进行整体优化转周,对不同区域的井采取相应措施,近几年单井转周增油保持了稳定 (图2)。

图1 稠油转周整体优化技术路线图

3.2 低压易窜井

1)对于边底水能量弱,地层压降大,热连通已建立的井组,立足热连通分析,优化实施一注多采,扩大蒸汽波及体积,提高本井及邻井增油效果。例如渤76-斜50井转周注汽时,井组3口井有见效趋势,通过分析,及时对该井增加注汽量,实施后井组见到明显增油效果,日增油14t,井组累增油760t。

图2 西南区馆陶组5砂层组6小层稠油环历年转周曲线

2)开展多井有序整体吞吐。把开发单元内连通的井组合在一起,按照一定的顺序注汽,减少热量损失,对采出程度高、地层压力低的井先转周,采出程度低、地层压力高的井后转周,有效补充地层能量,提高吞吐效果。

3)开展蒸汽驱井组优选工作。2013年在渤76和渤89单元优选4个井组转蒸汽驱开发,均取得了较好的增油效果,例如渤76井组实施蒸汽驱后,井组日产油量由25t增加到97t,已累计增油1.1×104t,阶段提高采收率1.7%,显著改善了井组开发效果。

3.3 水侵单元井

根据储层发育状况和热采区水侵状况,制定了注氮辅助吞吐的 “三选” “三不选”原则。“三选”为:①选择边水不活跃区域的油井;②选择地层能量不足的油井;③选择油层厚度较大、层间差异较大的油井。“三不选”为:①不选生产层与相邻水层较近的井;②不选在水窜主流线上的井;③不选存在管外窜风险的井。通过有针对性地实施氮气泡沫调剖工艺,有效治理高含水热采井,改善开发效果。

3.4 薄层强敏感稠油井

南区馆陶组1+2砂层组稠油由于储层厚度薄、泥质含量高、敏感性强,面临注汽时注汽压力高、蒸汽热损失大,生产时排水期长、液量低、周期生产时间短的问题,2013年重点配套南区馆陶组1+2砂层组稠油油藏的开发技术,显著改善了该类油藏的转周效果。

1)开展注采参数优化研究包括蒸汽吞吐效果评价及影响因素分析、蒸汽吞吐方式对比及理论分析、蒸汽吞吐后期扩大加热半径措施研究、蒸汽吞吐注汽参数优化设计等,根据优化结果(图3),指导开发调整。

2)强化地层处理,通过注汽时伴注二氧化碳、降黏剂、扩展剂等工艺,降低注汽压力,提高蒸汽热利用率(图4)。2014年已实施伴注二氧化碳21井次,注汽压力平均降低1.9MPa,单井日增油4.4t,累计增油2×104t。例如渤76斜72井注二氧化碳8t,注蒸汽3000t,注汽压力降低1.6MPa,日油能力由4.5t提高到16.6t。

3)强化井筒举升技术,通过下双空心杆、电加热等井筒举升工艺,改善稠油流动性,提高单井液量,延长生产周期。2013年共实施井筒电加热、空心杆加热等措施20井次,实施后单井日产液量由11.1t上升到20.2t,单井日产油增加3t。

4 结论与认识

针对稠油油藏进入开发后期面临产量递减加快,稳产难度大的问题,根据稠油单元油藏类型、开发效果的差异,开展整体优化,分类治理措施。对于转周轮次较高、地层压力适中的正常单元井,优化转周时机和次序,充分保证转周措施的有效性和必要性;含水高、非均质性强的水侵井,根据储层发育状况和水侵状况,通过有针对性实施氮气调剖工艺,有效治理高含水井;薄层敏感稠油井,强化地层处理,立足添加伴注二氧化碳、降黏剂、扩展剂等化学剂措施,改善开发效果;压力低易汽窜井,加强热连通状况分析,实施一注多采、多井有序整体吞吐,扩大蒸汽波及体积,改善本井及邻井增油效果。

图3 馆陶组1+2砂层组稠油油藏渤76井组开发优化结果

图4 注药剂对驱替效率的影响曲线

[1]束青林,毛卫荣,张本华,等.河道砂边际稠油油藏热采开发理论和技术[M].北京:石油工业出版社,2005.

[2]张本华,束青林,毛卫荣,等.孤岛油田稠油环热采中后期剩余油分布规律[J].油气地质与采收率,2003,10(1):65～67.

[编辑] 帅群

TE345

A

1000-9752(2014)12-0172-03

2014-05-15

乐大发(1966-),男,1985年江汉石油学院毕业,硕士,高级工程师,现主要从事油藏开发方面的工作与研究。