大凌河油田蒸汽驅(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究

大凌河油田蒸汽驅(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究

柴油層通常采用熱采，其開發(fā)方法主要包括：油擠出、蒸汽吸收、蒸汽排放、燃燒油層。目前遼河油區(qū)稠油的主要開發(fā)方式為蒸汽吞吐,且吞吐的區(qū)塊大都處于吞吐開發(fā)后期。蒸汽吞吐開發(fā)方式?jīng)Q定了在吞吐開采后,井間必然存在大量尚未動用的剩余油,從國內(nèi)外大量研究及稠油油藏的開發(fā)實踐看,在條件允許的情況下,吞吐開發(fā)后多進行了開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換,將其作為油藏主要的開發(fā)階段,進一步改善儲層動用狀況,提高油藏的最終采收率。1不同地質(zhì)特征大凌河油層杜239塊大凌河油層是遼河油區(qū)稠油主力開發(fā)區(qū)塊之一,其構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段的齊曙上臺階東部地區(qū),主要開發(fā)目的層S3中大凌河油層,含油面積0.789km2,地質(zhì)儲量810.8萬噸。杜239塊大凌河油層地質(zhì)特征見表1。杜239塊大凌河油層1991年全面進入100m井距蒸汽吞吐開發(fā)階段,96年以后進行了五個井組的蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗,截止到2012年底,杜239塊投產(chǎn)103口井,開井37口,平均單井吞吐12.6周期,日產(chǎn)油42t,綜合含水87.4%,累產(chǎn)油量316.7×104t,累積油汽比1.1,采油速度0.23%,采出程度39.1%。2后期蒸汽劑開發(fā)中存在的問題杜239塊大凌河油層經(jīng)歷了21年的開發(fā)歷程,目前蒸汽吞吐已經(jīng)進入后期,高輪低效的矛盾日益突出,同時生產(chǎn)中面臨著諸多問題。2.1生產(chǎn)壓差下降蒸汽吞吐開發(fā)是一種不斷消耗地層能量的降壓開采方式。隨著采出程度的增加,地層壓力不斷下降,導(dǎo)致有效生產(chǎn)壓差變小。1997年生產(chǎn)壓差為4MPa時,單井年產(chǎn)量2876t。到2005年生產(chǎn)壓差減小到1MPa,單井年產(chǎn)量僅為769t。2.2剩余油挖掘潛力杜239塊大凌河油層縱向動用程度已達到80%,蒸汽吞吐10周期時,平面動用距離在40m左右,剩余油挖掘潛力小。98年在油層發(fā)育的主體部位進行了70m井距加密,與周圍老井生產(chǎn)效果相當,隨著油層動用程度上升,井間挖潛的效果將會逐漸變差。2.3快速減速和快速開發(fā)方法是提高采收率的有效手段杜239塊大凌河油層目前年產(chǎn)油2.7萬噸,區(qū)塊年平均遞減率為10%,為了有效的控制產(chǎn)量遞減,需要及時進行轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的研究。3提高蒸汽驅(qū)油收率的研究普通稠油油藏蒸汽吞吐后的開發(fā)方式主要有蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)、熱水+氮氣+泡沫驅(qū)等。其中蒸汽驅(qū)是目前最成熟的、也是吞吐后最主要的轉(zhuǎn)換方式。3.1關(guān)于蒸發(fā)驅(qū)動器的研究根據(jù)蒸汽驅(qū)的篩選標準、數(shù)值模擬、物理模擬、經(jīng)驗公式計算等方法,針對杜239塊的油藏條件,進行了蒸汽驅(qū)的適應(yīng)性和可行性研究。3.1.1選擇蒸汽驅(qū)動物驅(qū)動器的基準根據(jù)國內(nèi)外提出的蒸汽驅(qū)篩選標準,結(jié)合杜239塊的油藏參數(shù),通過對比杜239塊油藏的主要參數(shù)均比較適合蒸汽驅(qū)的篩選標準。3.1.2蒸汽驅(qū)方式的采收率利用單井組數(shù)值模擬預(yù)測了吞吐到底、轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果。結(jié)果表明,蒸汽驅(qū)方式的采收率最高,達到28.7%,比吞吐到底方式高22.8%。單井組凈產(chǎn)油的指標蒸汽驅(qū)最高可達到6.7×104t。3.1.3驅(qū)油效率的測量杜239塊大凌河油層利用單管物理模型進行了不同溫度水及蒸汽驅(qū)油實驗,結(jié)果表明,驅(qū)油效率取決于驅(qū)替流體的相態(tài)和驅(qū)替流體的溫度。同一溫度下,驅(qū)替流體相態(tài)不同則驅(qū)油效率不同,200℃的蒸汽比200℃的水驅(qū)油效率提高6個百分點,說明進行蒸汽驅(qū)可以取得較好的開發(fā)效果。3.2蒸汽驅(qū)替階段杜239塊在96~99年先后開展了5個井組的100m井距反九點蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗,試驗?zāi)康膶訛榇罅韬佑蛯由隙?50℃脫氣原油粘度5316mPa·s。轉(zhuǎn)驅(qū)前含油飽和度為69%,吞吐采出程度為25.5%,油層壓力2MPa左右。先導(dǎo)試驗井組注汽轉(zhuǎn)驅(qū)期間產(chǎn)液量、含水升高,產(chǎn)油量穩(wěn)中略有上升,壓力和溫度不斷爬升,生產(chǎn)特點表明已經(jīng)進入蒸汽驅(qū)替階段。由于汽驅(qū)時間短、注汽質(zhì)量差、周圍井吞吐生產(chǎn)等因素,先導(dǎo)試驗進行了不長時間,但是從開發(fā)效果上可以看出蒸汽驅(qū)試驗效果顯著。4蒸汽吞吐的開發(fā)開發(fā)層系的合理劃分、井網(wǎng)井距的選擇、注采操作參數(shù)的優(yōu)化是蒸汽驅(qū)開發(fā)取得成功的基礎(chǔ),杜239塊在蒸汽吞吐開發(fā)的過程中經(jīng)歷了井網(wǎng)調(diào)整、層系間分采與合采。轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)后能否延續(xù)開發(fā)層系、井網(wǎng)井距,是蒸汽驅(qū)經(jīng)濟、合理開發(fā)必須考慮的問題。4.1層系的劃分和組合開發(fā)層系的劃分直接影響蒸汽吞吐后期轉(zhuǎn)換開發(fā)方式的成功,本次杜239塊大凌河油層蒸汽驅(qū)可行性研究確定采用上段一套層系進行開發(fā)。4.1.1“舌狀”中部砂體上段I、II油組間隔層厚度分布呈中部薄,周邊厚的特點,“舌狀”中部砂體發(fā)育,單砂體厚度較大,隔層厚度在1~2m,層系間界線部分井劈層,有“天窗”現(xiàn)象。隔層巖性為泥巖,泥質(zhì)不純,常含粉砂,有時可見2mm~3mm的礫石。4.1.2油擠出嚴重杜239塊大凌河油層全區(qū)103口油井發(fā)生76口井,209井次汽竄,縱向上單采上段I、II油組生產(chǎn)井汽竄較為嚴重。4.1.3蒸汽驅(qū)層系開發(fā)式井數(shù)值模擬結(jié)果表明,采取一套層系比兩套層系開發(fā)效果略好,同時兩套層系開發(fā)又要多打2/3的井,從經(jīng)濟效益的角度出發(fā),確定本次蒸汽驅(qū)采用一套層系開發(fā)。4.2覆蓋物的地層劃分杜239塊大凌河油層在原注蒸汽熱采開發(fā)方案設(shè)計中,采用100m×141m井距的正方形井網(wǎng)實施吞吐開采,后再油層發(fā)育主體部位加密70m井距。本次井網(wǎng)井距設(shè)計立足現(xiàn)有條件,綜合考慮各方面的影響因素,最終確定采用反九點70m井距進行蒸汽驅(qū)開發(fā)。4.2.1正方形井網(wǎng)部署理論計算蒸汽驅(qū)的合理開發(fā)井網(wǎng)為反九點井網(wǎng)。杜239塊開發(fā)初期也是本著將來轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的原則進行的正方形井網(wǎng)的部署,目前全塊正方形井網(wǎng)的部署格局,正適合了蒸汽驅(qū)的開發(fā)井網(wǎng)格式。4.2.2蒸汽驅(qū)剩余資源的合理利用通過計算蒸汽吞吐階段不同井距下井組的剩余可采儲量(表5),目前70m井距條件下,蒸汽驅(qū)開發(fā)井組的剩余可采儲量較高,可以保證該塊得以充分的動用,同時與齊40塊70m井距工業(yè)化蒸汽驅(qū)相比,整體開發(fā)效果較好,可以獲得較高的采收率。4.2.3在油層限制厚度的情況下，單井70m全斜井的液位可在實際生產(chǎn)中實現(xiàn)4.3優(yōu)化汽驅(qū)運行參數(shù)實踐表明,蒸汽驅(qū)的操作條件(包括注汽速度、蒸汽干度、采注比等)是蒸汽驅(qū)能否取得成功的重要部分。4.3.1注汽速率的影響注汽速率決定了向油藏提供熱量的多少,對應(yīng)不同的油層厚度和不同井距則對應(yīng)了不同的注汽速度。最優(yōu)的注汽速率條件下,油層加熱效率高,蒸汽超覆或蒸汽竄進程度較輕,蒸汽帶體積最大,如與排液速度相匹配時,注蒸汽開采就可獲得較好的油汽比、采油速度和采收率。根據(jù)國內(nèi)外成功蒸汽驅(qū)的經(jīng)驗以及先導(dǎo)試驗的實際情況,推薦汽驅(qū)時注汽速率為1.6~1.8m3/(d·ha·m)。4.3.2汽驅(qū)干度蒸汽干度越高,汽化潛熱就越大,開發(fā)效果越好,因此在汽驅(qū)時要采用較高的蒸汽干度?？紤]到從鍋爐到井底的熱量損失以及目前工藝水平,確定井底的蒸汽干度應(yīng)大于50%。4.3.3注汽速度與注汽速度匹配在蒸汽驅(qū)開采過程中,在優(yōu)選的蒸汽干度及注汽速度下,每個井組的生產(chǎn)井的排液速度都要與注汽速度相匹配。大量的數(shù)值模擬研究和現(xiàn)場生產(chǎn)實踐證明,要想獲得較好的汽驅(qū)效果,采注比要大于1.2,保證蒸汽帶能夠推進、擴展,減少熱損失,形成降壓驅(qū)動,使生產(chǎn)井見效快,縮短排水期。因此確定在驅(qū)替階段蒸汽驅(qū)的采注比要達到1.1~1.2。5根據(jù)應(yīng)用結(jié)果和指標預(yù)測5.1井網(wǎng)部署井網(wǎng)按照油藏工程設(shè)計結(jié)果,進行了如下部署:杜239塊大凌河油層采用一套注汽井網(wǎng),在油層厚度大、設(shè)計排液量高的部位采用二套生產(chǎn)井網(wǎng),共部署14個井組(70m井距反九點井網(wǎng)),這14個井組,包含注汽井14口,生產(chǎn)井84口,觀察井6口,總井數(shù)104口。利用老井59口,新井45口。5.2蒸汽驅(qū)開發(fā)時間杜239塊大凌河油層部署14個汽驅(qū)井組控制地質(zhì)儲量437×104t,預(yù)計連續(xù)蒸汽驅(qū)開發(fā)6年,后轉(zhuǎn)間歇蒸汽驅(qū)開發(fā)2年,熱水驅(qū)2年,累積產(chǎn)油104.08×104t,階段采出程度23.82%,油汽比0.18,最終采收率62.6%。6蒸汽驅(qū)系統(tǒng)開發(fā)(1)杜239塊處于吞吐開發(fā)后期,繼續(xù)吞吐面臨諸多困難,轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)是可行的;(2)理論計算和現(xiàn)場試驗表明,蒸汽驅(qū)是杜239塊吞吐后合適的開發(fā)方式,通過轉(zhuǎn)換蒸汽驅(qū)開發(fā)方式,最終采收率可以達到62.6%,比吞吐預(yù)測提高23.82個百分點;(3)完善汽驅(qū)井網(wǎng)、提高排液量,實現(xiàn)采注比1.2,是提高驅(qū)油效率、改善汽驅(qū)效果的保證。(4)杜239塊大凌河油層蒸汽驅(qū)開發(fā),在有