孤東油田九區(qū)蒸汽驅(qū)開采效果分析(共11頁)

1、孤東油田(yutin)九區(qū)蒸汽驅(qū)開采效果分析2008-10-30： HYPERLINK /blog/ l m=0&t=1&c=fks_087066092083083068083094085095092094084067092082085074 o 數(shù)字(shz)油田 數(shù)字(shz)油田 一、地質(zhì)概況 孤東油田稠油區(qū)塊為巖性-構(gòu)造油藏，油層薄、埋藏深、生產(chǎn)中易出砂、邊底水活躍、凈總比低，屬于高孔、高滲油藏（表1-1）。九區(qū)位于孤東油田的南部，為巖性構(gòu)造層狀油藏。其主力含油層Ng4-6為稠油層，含油面積1.2km2，地質(zhì)儲量375104t，可采儲量103104t。主力層為42、52+3、55+61

2、，構(gòu)造高點位于GD6-1井附近，由此向南傾沒。油藏埋深為13201400m左右，50時地面原油黏度一般在11534660 mPas。其中42層原油物性較好，一般在16002200 mPas，平均為1982 mPas。 九區(qū)館上段為河流相沉積，砂體自下而上表現(xiàn)為由細砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖及泥巖構(gòu)成的正韻律組合，巖石顆粒分選中等，粒度平均分選系數(shù)1.6，粒度中值0.12mm，泥質(zhì)含量6.5，平均孔隙度3335，平均滲透率為1000300010-3m2。巖石潤濕性屬中性，儲層為弱速敏性、中等偏弱水敏性、中等偏弱堿敏性、弱溫敏性。 從各層的小層平面圖上可以看出，各層的邊水主要位于油層的東部和西南部，

3、縱向上愈向下水體體積愈大。Ng52水體體積約為油體體積的1.2倍，油水體積約占總孔隙體積的一半，表明Ng52水體較小。Ng55水體體積約為油體體積的1.5倍，油水體積約占總孔隙體積的2/5，水體積約占總孔隙體積的3/5，表明該層邊底水不活躍。Ng61水體體積為油體體積的1.4倍，油水體積約占總孔隙體積的2/5，水體積約占總孔隙體積的3/5，表明該層邊底水不活躍。 孤東九區(qū)館上46油層除受時間單元-巖性控制外，主要受構(gòu)造控制，其油藏類型為巖性-構(gòu)造層狀油藏（表1、圖1）。原油(yunyu)組分中，烷烴占37.30，芳烴占23.15，非烴占25.84，瀝青質(zhì)占4.72，總烴占60.45。 據(jù)孤東9

4、-12-2井2塊巖樣全巖礦物(kungw)X-衍射分析，粘土總量較高，為8%16%。粘土礦物以伊蒙間層為主，其次為高嶺石。粘土礦物除了降低孔隙度和滲透率外，還對油層有一定的損害，即粘土微粒運移、粘土礦物膨脹和對酸、堿、注入速度等敏感性形成沉淀物從而堵塞喉道（表2）。 據(jù)孤東9-12-2井2塊巖樣的敏感性試驗結(jié)果，速敏性為弱速敏，不是造成儲層傷害的主要因素；堿敏性為中等偏弱堿敏，臨界pH值8.5，現(xiàn)場注汽過程中，應伴注酸液，調(diào)整其鍋爐出口凝析液pH值低于臨界值；水敏性為中等偏弱水敏，可使用粘土防膨劑；溫敏性為弱溫敏，也不是造成儲層傷害的主要因素。孤東稠油單元適合熱采開發(fā)。陸上稠油油藏蒸汽吞吐的經(jīng)

5、濟效益極限油汽比為0.25，蒸汽驅(qū)開發(fā)經(jīng)濟極限油汽比為0.15。從開發(fā)實踐看，孤東稠油塊吞吐油汽比在1.80.8，汽驅(qū)油汽比達到0.5以上，對熱采技術是適應的。自1989年稠油塊投入注汽熱采以來，面對(min du)孤東稠油油藏品位差、熱采開發(fā)矛盾突出、難度大的實際情況，通過加強油藏研究及調(diào)整治理、熱采工藝配套和油層保護，積極開拓新的稠油陣地，實現(xiàn)了稠油開發(fā)穩(wěn)步推進。 二、汽驅(qū)效果(xiogu)評價 汽驅(qū)井組效果(xiogu) 各汽驅(qū)井組均見到一定的汽驅(qū)效果。自1997年10月開始汽驅(qū)以來，共有5個井組進行過汽驅(qū)（表3），汽驅(qū)井注汽的同時，周圍(zhuwi)生產(chǎn)井不定期的進行注蒸汽吞吐引效，注

6、汽后周期產(chǎn)油遞減減緩，由14%下降到7.5%，下降6.5%。從油氣比和累產(chǎn)油的指標來看，九區(qū)的R2-21和R4-13井組汽驅(qū)效果較好，R4-9井組效果一般。 汽驅(qū)井組生產(chǎn)井見效早，有效期長。 以R4-13井組為例，與注汽井層位對應的生產(chǎn)井共有3口，汽驅(qū)后，R5和R5-11井13個月內(nèi)月產(chǎn)油量就有了一定程度的提高，含水下降；而R4-11井汽驅(qū)后實施吞吐引效，雖然到了第8周期，但周期效果明顯變好，月產(chǎn)油量大幅度增加，含水下降，生產(chǎn)時間明顯延長。 汽驅(qū)階段井組預測采收率比吞吐階段預測采收率有很大提高。從R4-13井組注采關系曲線上看，吞吐階段預測的采收率為20.9，而汽驅(qū)階段預測的采收率為32.8，

7、比吞吐階段預測的采收率提高11.9。 單元效果評價 汽驅(qū)后，九區(qū)平均日產(chǎn)油穩(wěn)中有升，單元平均單井日油水平由汽驅(qū)前的6.9 t，最高上升到11.4 t，增加(zngji)4t/d左右，全區(qū)累計增油25.8104t，提高采出程度6.9（圖2）。 蒸汽驅(qū)使邊水推進受到抑制，含水呈緩慢上升趨勢。九區(qū)在吞吐(tnt)階段年含水上升速度為13.1，轉(zhuǎn)汽驅(qū)后，含水上升速度降為1.4，注蒸汽補充了地層能量，抑制了邊水的推進（表4、圖3）。 九區(qū)在冷采階段和吞吐階段初期（1993年5月），采出量和注入量都比較少，地層基本無虧空；此后油藏(yu cn)處于正常開發(fā)狀態(tài)。2001年前后由于注汽量的增加，而采出量變化

8、較小，所以虧空減小。目前地層累積虧空83.8104t（圖4）。 從壓降和虧空關系看，汽驅(qū)后壓降下降平緩，目前(mqin)地層壓降接近1.6MPa（圖5）。 數(shù)值模擬結(jié)果(ji gu)也表明，主力小層目前壓力在9.7MPa12.4MPa之間，平均壓降12MPa。 注入蒸汽剩余(shngy)熱量評價 為了評價孤東九區(qū)西地下到底有多少殘余熱量和目前地層溫度，根據(jù)能量平衡原理，利用(lyng)Marx和Langenheim方法，即： 井底蒸汽產(chǎn)生的熱量Qin井筒和頂?shù)咨w層的熱損失Q損產(chǎn)出液帶走的熱量Qout油層中殘余的熱量Q殘，利用VB編制了計算程序，計算了所有生產(chǎn)井和注汽井周圍的溫度及殘余熱量，再進

9、行加權(quán)平均。求得目前地層溫度約為76，比原始地層溫度高出13左右，而注汽井周圍地層平均溫度則高達246。 數(shù)模結(jié)果表明，四個主力小層目前平均油層溫度74，其中42層69，52層76，55層75，61層78。同時汽驅(qū)井加熱半徑較大，與其臨近的部分井已建立了熱連通。汽驅(qū)井加熱半徑：75175m；吞吐井加熱半徑：3040m。地層中較多的殘余熱量為下步的開采提供了有力保障。 完善汽驅(qū)井網(wǎng)，提高儲量動用程度 九區(qū)共實施汽驅(qū)井5口，汽驅(qū)控制儲量198萬噸（圖6）。通過完善汽驅(qū)井網(wǎng)，稠油單元遞減、含水上升速度得到有效控制，采油速度、最終采收率明顯提高，開發(fā)效果明顯改善。 三、間歇(jin xi)蒸汽驅(qū)開發(fā)

10、孤東稠油井油層主要為薄層或薄互層，對連續(xù)注蒸汽驅(qū)極為不利，主要表現(xiàn)在合理的注汽速度較小、現(xiàn)場注汽鍋爐產(chǎn)汽速度與需要注汽速度很難匹配，連續(xù)注汽容易造成汽竄。因此在九區(qū)推廣應用間歇汽驅(qū)技術，減少汽竄現(xiàn)象發(fā)生(fshng)。間歇注蒸汽形成“蒸汽-熱水”段塞驅(qū)注采方式。注蒸汽時蒸汽段塞除前緣冷凝為熱水，段塞主要為蒸汽，此段塞具有蒸汽驅(qū)的作用；停注蒸汽時蒸汽段塞冷凝為熱水段塞，此段塞具有熱水驅(qū)、燜滲、使蒸汽段塞加溫降粘稠油充分乳化、重力(zhngl)下移及保護后續(xù)蒸汽段塞防止汽竄的作用，有利于提高注蒸汽驅(qū)驅(qū)油效果、提高注蒸汽驅(qū)油汽比。通過間歇汽驅(qū)技術，擴大汽驅(qū)體積。 為解決目前稠油單元蒸汽驅(qū)開發(fā)過程中發(fā)

11、現(xiàn)的汽驅(qū)采注比偏低，蒸汽超覆，汽竄等問題，提高蒸汽驅(qū)效果，在充分利用已經(jīng)研究出的成果，同時在引進應用的基礎上，對已有間歇汽驅(qū)技術、剖面調(diào)整技術及吞吐引效技術進行了完善、配套，應用于現(xiàn)場。 1、不斷完善注采井網(wǎng) 九區(qū)汽驅(qū)井網(wǎng)采用不規(guī)則井網(wǎng)，按照砂體分布及發(fā)育情況，在主力層42、52、55+61層砂體發(fā)育較好的部位實施布置汽驅(qū)井。 汽驅(qū)井網(wǎng)主要結(jié)合汽驅(qū)機理和區(qū)塊特點進行設計。由于55層水體最大，油層連通性好，考慮到邊水的影響，在距邊水較遠的位置設計了3個汽驅(qū)井組，保證了有效地抑制邊水的推進，也保證了內(nèi)部井組實施間歇汽驅(qū)（降壓開采）。42層無邊底水，靠天然能量開發(fā)，在初期壓力下降幅度不大的情況下，設

12、計一個汽驅(qū)井組補充能量，而后逐漸增加汽驅(qū)井組。在設計55、42層汽驅(qū)井組的同時，兼顧52層，設立了6個汽驅(qū)井組。其它不在汽驅(qū)井網(wǎng)上的油井采用吞吐生產(chǎn)。 在本階段，相繼兩個汽驅(qū)井組實施了調(diào)整。(1)R2-N21井組：1999年5月轉(zhuǎn)驅(qū)，初期注42、52層。由于52層油井受邊水影響，含水上升快，汽驅(qū)效果較差，于2002年6月封52層，單注42層，對應油井4口。(2)R3-17井組：初期汽驅(qū)層位53、55+61層，對應油井3口，由于55+61層鄰近油水邊界，對應油井少，開發(fā)效果較差，2005年5月封55+61層，轉(zhuǎn)注42層。 經(jīng)過調(diào)整，目前(mqin)九區(qū)形成了以42、52層兩個主力層為主的汽驅(qū)井網(wǎng)

13、，其中42層汽驅(qū)井組主要分布在東部砂體發(fā)育連片的區(qū)域，55+61層主要分布在中西部距邊水較遠的區(qū)域。 九區(qū)實施汽驅(qū)開發(fā)后，為提高開發(fā)效果，實施了2004年井網(wǎng)加密調(diào)整。本次調(diào)整主要是針對現(xiàn)井網(wǎng)對儲量控制程度低、汽驅(qū)井網(wǎng)不完善、套變井增多，造成局部儲量動用不充分等現(xiàn)狀進行調(diào)整。調(diào)整本著完善井網(wǎng)、增加可采儲量，先內(nèi)部后邊部的的原則，通過增加汽驅(qū)井點完善汽驅(qū)井網(wǎng)，局部擴邊，在目的層砂厚大于4m的部位鉆打新井提高區(qū)塊儲量動用程度。到2005年初調(diào)整方案(fng n)執(zhí)行完畢，共新鉆井7口，轉(zhuǎn)注1口，汽驅(qū)井補孔歸位1口，油井歸位2口。油井開井數(shù)由24口增加到29口，單元日產(chǎn)油能力由195t/d能增加到2

14、48t/d，增加53t/d，綜合含水由66.3%下降到53.3%，下降了15%，新增年產(chǎn)油能力1.5104t，新增可采儲量8.3104t，提高采收率2.4%（表5）。 2、優(yōu)化汽驅(qū)參數(shù)(cnsh) 九區(qū)汽驅(qū)采用間歇汽驅(qū)技術，為提高汽驅(qū)效果，通過數(shù)值模擬對不同汽驅(qū)參數(shù)生產(chǎn)效果進行了對比。結(jié)果表明注采比較小的間歇汽驅(qū)效果最好。 連續(xù)汽驅(qū)由于注汽量大，達到極限油汽比的時間短，采收率低；在間歇注汽方案中，增加注汽速度（7t/t）的方案開發(fā)效果都較差；而注汽速度為5t/h的間歇注汽指標都比較好，其中，不對稱型的間歇注汽注一月停二月的方案，開發(fā)指標采收率和經(jīng)濟指標油汽比，都是最好的（表6）。 在礦場實際操

15、作中，由于受各方面因素的限制，并不能嚴格按照數(shù)值模擬結(jié)果實施汽驅(qū)，而是根據(jù)實際情況進行調(diào)整?，F(xiàn)場對汽驅(qū)參數(shù)的控制主要是控制汽驅(qū)間歇時間段、周期注汽量、注汽速度、注汽干度等指標。 汽驅(qū)參數(shù)優(yōu)化主要是依據(jù)注采比指標（分別考慮瞬時注采比和周期注采比），合理控制注汽強度，同時，綜合考慮設備的具體情況，確定其他注汽參數(shù)。間歇汽驅(qū)注汽參數(shù)控制總體思路是在保證鍋爐(gul)高注汽干度的前提下，依據(jù)汽驅(qū)井組地質(zhì)特點和動態(tài)變化確定井組間開階段注采比和總注采比；依據(jù)注采比要求確定合理階段注汽量和注汽速度，進而確定鍋爐啟停時間。 汽驅(qū)井在安排汽驅(qū)參數(shù)時，重點(zhngdin)考慮的一個問題是合理階段注汽量的確定。階

16、段注汽量過小，蒸汽熱量波及范圍小，達不到應有注汽效果；階段注汽量過大，容易發(fā)生氣竄。階段注汽量控制按照井組的具體情況而定。例如，R2-N21、R3-X217井組，由于汽驅(qū)井注汽層位較薄，井距較小，汽驅(qū)注汽階段量一般控制在4000t以下。 控制汽驅(qū)井注汽速度主要是減少蒸汽在地層(dcng)中的指進，防止出現(xiàn)氣竄，同時減少周期性熱脹冷縮對隔熱管、套管的影響，減少套變事故的發(fā)生。根據(jù)現(xiàn)場經(jīng)驗，汽驅(qū)井注汽速度一般要控制在10t/h以下，對額定流量為23t/h的鍋爐，采用多井合注的方式進行汽驅(qū)。 此外，現(xiàn)場實施過程中，間歇汽驅(qū)時間段確定的還要考慮鍋爐(gul)占用情況。汽驅(qū)井與吞吐井注汽發(fā)生沖突時，由于

17、吞吐井見效快，一般優(yōu)先保證吞吐井注汽。 3、間歇汽驅(qū)調(diào)整(tiozhng)現(xiàn)場調(diào)整實例 2004年以來，由于九區(qū)汽驅(qū)井組注汽時間長，累積注汽量大，個別井組出現(xiàn)了汽竄跡象，表現(xiàn)為對應油井含水上升，日產(chǎn)油下降。對蒸汽驅(qū)井組注采情況進行了分析，發(fā)生汽竄井的井組存在如下特點(tdin)：(1)汽驅(qū)井注汽時瞬時注采比高，每個間歇周期注采比比條件相近的井組注采比高；(2)階段注汽強度大，階段注汽量高，(3)汽竄油井發(fā)生汽竄前會出現(xiàn)產(chǎn)含水下降、日產(chǎn)油量上升的特征（R3-15、R1-21），很容易認為汽驅(qū)見效而加大對應汽驅(qū)井注汽量。 統(tǒng)計2004年以來汽驅(qū)井注采數(shù)據(jù)，九區(qū)存在汽竄汽驅(qū)井組瞬時注采比在4-6之間

18、，其中R3X217井組2004年7月瞬時注采比達到10.7、階段注采比超過1.0。未發(fā)生汽竄井組或汽竄不明顯井組注采比較小，瞬時注采比小于3.0，周期注采比小于1.5。 從階段注汽強度分析，汽竄井組階段注汽強度600t/m，高于同單元其他井組注汽強度。而其他未汽竄井組階段注汽強度在200-300t/m之間（表7）。 為控制汽竄發(fā)生，從瞬時注采比、周期注采比、階段注汽強度等幾個指標對汽驅(qū)井注汽參數(shù)進行控制。確定了提高汽驅(qū)效果的主要措施： （1）在保證單井計量的前提下，大排量鍋爐注汽驅(qū)井時采取合注措施，降低瞬時注采比，將單井注汽速度保持在10t/h下； （2）減少階段注汽量，降低周期注采比，保持周

19、期注采比在1.0以內(nèi)。 （3）減少(jinsho)階段量，降低注汽強度，對油層較厚的汽驅(qū)井注汽強度保持在200-300t/m，砂層厚度較小的汽驅(qū)井可增加注汽強度。 （4）對汽驅(qū)對應井出現(xiàn)綜合含水下降(xijing)、產(chǎn)油量增加時，分析汽驅(qū)井組生產(chǎn)情況，調(diào)整汽驅(qū)井注汽參數(shù)，延長受效井有效期。 根據(jù)上述認識，對汽驅(qū)井汽驅(qū)參數(shù)實施調(diào)整。R3-X217井調(diào)整前日注汽量314t/d，日汽強度78.5t/m，調(diào)整后，日注汽量降到191t/d，汽強度下降到47.8t/m，井組瞬時注采比由5.7下降到3.8。R4N9井調(diào)整前后日注汽量由334t/d降到217t/d，日強度由30t/m/下降到19.5t/m，時注采比由4.0下降到1.8。調(diào)整后，汽驅(qū)對應井產(chǎn)量穩(wěn)中有升，其中(qzhng)R4-N9井組日產(chǎn)量由50t/d加到的65t/d，其中R4-7井日產(chǎn)油水