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杜229块超稠油蒸汽驱先导试验动态调控技术
摘要: 杜229块超稠油蒸汽驱先导试验区受到蒸汽吞吐阶段采出程度差异、 井网不完善、 层间非均质性、 蒸汽超覆、 原油粘度高等条件限制和影响, 转驱后表现出局部方向难受效或蒸汽突破快、 油层纵向动用不均、 采注比低、 含水高等开发特征, 为此运用吞吐引效、 大修更新、 调剖、 分层注汽、 提高排液量、 高温气体驱油助排等动态调控技术, 保证了杜229块蒸汽驱先导试验顺利进行并取得了很好的阶段效果。
关键词: 杜229块; 超稠油; 蒸汽驱; 动态调控技术;
前言
杜229块构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段, 为中深层中厚互层状超稠油油藏。1998年采用直井蒸汽吞吐方式投入开发, 进入开发后期, 与 高峰期相比, 产量由83.2×104t下降至26.5×104t, 采油速度由4.04%下降至1.29%, 年油汽比由0.78下降至0.33, 地质储量、 可采储量采出程度分别达到21.1%、 90.13%。为转换开发方式, 增加可采储量, 实现杜229块多元化二次开发, 6月开展直井蒸汽驱先导试验, 并充分运用动态调控方法, 确保试验顺利有效进行, 为蒸汽驱在杜229块工业化推广提供技术储备。
1 试验区油藏概况
蒸汽驱先导试验区位于杜229块东南部主体部位, 共有7个70×100m井距反九点井组, 含油面积0. km2, 地质储量122.3×104t。开发目的层为下第三系沙河街组沙一、 二段及沙三段上部兴隆台Ⅳ、 Ⅴ组油层, 油藏埋深970m～1050m, 平均单井油层厚度为30.8m。区内构造简单, 地层平缓, 总体向东倾没, 倾角5～10°。储层沉积类型为扇三角洲前缘分流河道砂体沉积, 岩性以中细砂岩、 含砾不等粒砂岩和砂质砾岩为主, 胶结疏松。储层物性好, 孔隙度32.45～33.47%, 渗透率981～1748×10-3μm2, 为大孔、 高渗储层。层内非均质性较弱, 属较均匀型, 层间非均质性强, 属不均匀型。隔夹层分布稳定, 油层连通性好, 无边底水影响。原油物性具有”四高一低”特点: 高密度( 20℃时原油密度1.005～1.01g/cm3) , 高粘度( 50℃时地面脱气原油粘度54000～130000mPa·s) , 高凝固点( 20～23℃) , 高胶质、 沥青质( 49.33%～56.88%) , 低含蜡量( 2.19%～1.97%) 。试验前地层压力3.3Mpa, 地层温度75℃。
2 试验区动态调控技术界限
经过数值模拟优选结果和同类油藏蒸汽驱开发经验值, 确定杜229块蒸汽驱先导试验区动态调控技术界限为: 注汽排量6～7t/h, 井口蒸汽干度75～80%, 井底蒸汽干度大于50%, 单井日产液25～35t/d, 含水80～85%, 井口温度80～90℃, 采注比1.0～1.2, 操作压力3～4MPa。
3 试验区阶段动态调控技术方法
3.1热连通阶段动态调控技术
3.1.1、 完善井网, 整体预热, 为实现平面上均匀驱替做准备
在蒸汽驱开发方式中, 只有各方向连续的注汽量、 稳定的排液量, 才能够满足地层温度均衡上升, 压力均衡下降, 蒸汽带均衡推进。注采井网不完善, 势必造成局部方向排液不足汽驱受阻, 而另一个方向出现蒸汽突破[1]。试验区7口注汽井中, 有4口井井况存在问题, 无法保证连续高干度注汽; 33口生产井中, 有8口井井况存在问题( 5口井套变停产, 3口井带病生产) , 还有1口井生产层位不对应。试验区转驱前单井蒸汽吞吐轮次和所处阶段不同, 平面上温度、 压力和采出程度差异大, 也不利于实现均匀驱替。
加快试验区大修、 更新、 调补层进度, 保持试验区井网完善。截至当前, 已经对井下技术状况差的井实施更新9井次, 大修3井次, 对层位不对应井调补层1口, 累计增油4210t。同时转驱前对注汽井和生产井整体吞吐预热1-2轮, 保证平面上均匀驱替。在扩大3个井组实施前, 实施整体预热, 一次转驱成功率提高到100%。
3.2.1对未受效井开展蒸汽吞吐引效, 加强注采连通
在热连通阶段, 部分蒸汽吞吐阶段周期短, 采出程度低的生产井, 相对注汽井处于高压低温带, 注入蒸汽扩散和原油流动困难, 与注汽井难以形成热联通[2], 最终汽驱受阻无法受效。生产特征表现为蒸汽吞吐特征, 随着生产时间延长供液不足直至停关。
对未受效井, 主要坚持用蒸汽吞吐引效法[3]来降低地层压力, 提高油层温度和采出程度, 同时根据油层纵向动用状况配合分选注、 调剖措施, 提高油层纵向动用程度。热连通阶段累计对9口井实施吞吐引效, 当前已经有6口井成功实现注采井间热连通。
3.2驱替阶段动态调控方法
3.2.1、 注汽井实施调剖、 分层注汽、 双管注汽措施, 提高油层纵向动用程度
试验区生产兴隆台Ⅳ、 Ⅴ组油层, 纵向上层间非均质性较强, 加上蒸汽超覆作用影响, 存在严重的油层纵向动用不均。根据试验区注汽和生产井吸汽剖面资料统计发现, 当前试验区吸汽油层主要为物性较好的兴Ⅳ组, 物性较差的兴Ⅴ组油层基本没有得到动用。
针对注汽井油层纵向动用不均的问题, 杜229块经过采用调剖、 偏心分层注汽、 同心双管柱注汽的方式, 提高油层纵向动用程度。有内衬套管的3口注汽井, 受管柱内径小( Ф108mm或Ф110mm) 限制, 只能采用调剖措施, 其它注汽井实施偏心分层注汽措施1口、 同心双管柱注汽措施2口。从措施后油层吸汽剖面监测显示, 原来基本没有动用的兴Ⅴ组油层已经全部吸汽, 吸汽强度达到0.57t/h·m, 而兴Ⅳ组油层的吸汽强度则由措施前的1.13 t/h·m下降到0.87 t/h·m。措施后, 试验区油层纵向动用不均的矛盾得到显著改进。
3.2.2、 提高注汽干度, 改进汽驱开发效果
资料显示, 国外成功的蒸汽驱稠油油藏全部采用汽水分离器技术, 保证锅炉出口干度达到95%, 井口干度达到90%。井底干度全部大于70%。当前杜229块蒸汽驱试验区没有汽水分离器设备, 注汽井锅炉出口汽干度只有75%, 同时油藏埋深大, 井筒热损失相应加大, 井底蒸汽干度只有50%, 相对国外蒸汽驱注汽质量而言, 杜229块注汽干度偏低。
试验区当前的注汽锅炉条件能够将注汽干度提高到83%左右。 4月, 杜229块将2个井组的注汽干度由75%提高到82%, 提高蒸汽干度的2个井组日产油由措施前的41t/d提高到48吨t/d, 含水由86%下降到84%。当前这2个井组日产油量稳定在50t/d, 而未提高注汽干度的井组日产油量只有39t/d。经过提高蒸汽干度, 试验区阶段增油量达到3650t, 效果得到显著提高。
3.2.3、 对生产井实施暂关、 调剖、 限流射孔等措施, 解决过早蒸汽突破问题
进入驱替阶段, 具有与注汽井井距小, 位于构造高部位, 单层渗透率高或厚度薄等地质特征[4]和蒸汽吞吐阶段采出程度高、 有汽窜历史等生产特征的生产井, 易过早发生蒸汽突破。蒸汽突破井在驱替阶段初期日产油量上升显著, 日产液量、 井口温度没有太大的变化, 但井底流温流压监测资料上显示当井底流温几乎没有变化时, 井底流压已经有了显著的变化。随着蒸汽不断推进, 如果不控制生产, 很快就产生蒸汽突破, 生产特征表现为日产液量, 含水及井口温度迅速上升, 产油量下降, 对安全生产管理也带来很大不便。截止当前, 先后有4口生产井出现蒸汽突破, 影响了汽驱效果。
对暂时性蒸汽突破井, 要逐渐降低冲次或暂关一段时间, 并提高邻井采液量, 改变汽驱方向。如果固定的蒸汽突破通道已经形成, 需要根据汽窜原因封堵汽窜通道。对蒸汽沿渗透率较高的单层、 或蒸汽超覆严重沿薄层上方突破的问题, 采取调剖措施, 降低高渗层的渗流能力。对于蒸汽吞吐阶段采出程度高地层亏空大, 井底形成低压区, 与注汽井生产压差较大的蒸汽突破井, 可在调剖后采用三元复合措施补充地层能量。对于含水高原油粘度大的井组, 实施高温气体驱油剂, 使驱替均匀, 防止突破。对于更新的生产井, 能够应用限流射孔方式[5]预防蒸汽突破。
3.2.4、 对生产井提液, 提高试验区采注比
根据数值模拟研究发现, 当采注比达到1.2, 蒸汽驱开发效果达到最佳。当采注比>1, 油层中是蒸汽驱; 当采注比=1, 油层中是蒸汽驱+热水驱; 当采注比<1, 油层中基本上是热水驱[6]。试验区驱替初期无法达到蒸汽驱开发采注比大于1.0的要求。
杜229块经过采取提高冲次的方式, 提高试验区排液量, 从而达到提高采注比的目的。试验区17口井先后进行了提高冲次, 冲次由措施前的5.8次/min提高到7.5次/min, 措施后试验区日产液量由措施前的540t/d提高到610t/d, 采注比由0.94提高到1.06, 措施后日产液一直稳定在610t/d左右, 达到蒸汽驱开发采注比大于1.0的要求。
3.2.5、 完善监测系统, 合理利用多种监测方式
在吸汽、 采液剖面、 井底流温流压、 长效压力计测井温等监测基础上, 针对性增加注汽井底干度捞样测试、 毛细管分层温度压力测试和气体示踪剂监测技术。观察井井数由1口增加到3口, 测试范围由单井测试向分层、 井组测试扩展, 监测系统能够较好的覆盖整个试验区, 为试验区动态调控提供准确参考方向。
4 试验区阶段实施效果
6月, 杜229块兴ⅣⅤ组蒸汽驱先导试验步入实施阶段, 先期转入4个井组, 12月再转入3个井组, 其中注汽井7口, 生产井33口, 观察井3口。7个井组日注汽量936t/d, 开井30口, 日产液量1011.2t/d, 日产油量147.9t/d, 含水85.4%, 瞬时油汽比0.16, 采注比1.08。截至 6月, 杜229块蒸汽驱先导试验实施1831d, 7个井组累计注汽量129.5×104t, 累计产液量135.2×104t, 累计产油量20.5×104t, 阶段油汽比0.16, 采注比1.04。
经过合理的动态调控, 杜229块蒸汽驱先导试验区取得一定的阶段效果: ( 1) 、 见效时间短, 受效比例大。实施第13天第一口油井受效, 20-45天油井基本受效, 试验区经过6个月的热连通顺利进入驱替阶段。热连通阶段受效比例达到84.0％, 驱替阶段达到100%。( 2) 、 操作压力保持平稳, 温度逐渐上升。试验区转驱以来, 操作压力一直稳定在3MPa左右, 油层温度由转驱前的70～75℃稳定上升到150℃左右。( 3) 与蒸汽吞吐到底预测对比, 各项指标得到改进。单井日产液、 日产油显著上升, 采油速度提高递减减缓。转驱后单井日产液量由15.6t/d提高到27t/d, 日产油量由2.0t/d提高到3.5t/d。, 采油速度由2.2%提高到2.9%。递减率由25.1%下降到15.2%。
5 结论与建议
( 1) 蒸汽驱动态调控, 在热连通阶段主要以调整平面动用不均、 实现注采连通为目标, 驱替阶段主要以调整纵向动用不均、 提高采注比、 防止蒸汽突破为目标, 以完善的监测系统为依据。
( 2) 蒸汽驱开发方式能够有效动用蒸汽吞吐阶段未动用储量, 有效提高油藏采收率, 减缓递减, 实现区块稳产。
( 3) 杜229块蒸汽驱先导试验的成功实施, 为中深层超稠油油藏提出了新的开发模式, 对其它同类油藏有借鉴作用。
6 参考文献
[1] 刘慧清,范玉平,等.热力采油技术原理与方法[M].东营: 石油大学出版社, : 55～56
[2] 刘文章,等.稠油注蒸汽热采工程[M].北京:石油工业出版社,1997: 429 ～434
[3] 赵宏岩.蒸汽驱动态调控方法探讨[J].特种油气藏, ,15( 6) :71~72.
[4] 李艳玲.稠油油藏蒸汽驱地质影响因素研究[J].特种油气藏, ,16( 5) :58~60.
[5] 蔺玉秋, 张亚丽, 宫宇宁, 刘立成.辽河油田稠油蒸汽驱注采井射孔方式[J].中外能源, ,16( 5) :58~60.
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