扶余油田东区水驱转注蒸汽开发可行性研究及矿场实践

2010-03-24谷武董晓玲姜雪松庄淑兰李艳华

特种油气藏 2010年1期

谷武董晓玲姜雪松庄淑兰李艳华

摘要:扶余油田东区属于普通稠油油藏,注水开发30 a,已进入高含水开发阶段,存在采油速度低、采出程度低、无效水循环严重等问题。通过物理模拟和数值模拟研究,确定东区水驱后可转为注蒸汽方式开发,进而优选合理的井网方式和蒸汽注入参数。2007～2008年,通过现场试验,注蒸汽方式开发获得较好的效果,为改善开发效果、提高采收率提供了技术支持。

关键词:注水开发;数值模拟;蒸汽吞吐;蒸汽驱;现场试验;扶余油田东区

中图分类号:TE345文献标识码:A

前言

扶余油田东区原油属于普通稠油[1],油层温度下脱气原油黏度为100～500 mPa•s,初期采用注水方式开发。由于水油流度比相对较大,虽经多次注水调整,但效果均不理想,表现为产油量低、含水上升较快等特点。目前综合含水达到88%,采油速度为0.4%,采出程度仅为14%,开发效果较差[2]。通过注水开发采收率预测[3],水驱采收率仅为20%～25%,注水开发潜力小,因此转换开发方式是改善开发效果、提高采收率的根本途径。

1 注蒸汽开发可行性分析

1.1 原油粘度特点

扶余油田东区原油在地下具有流动性。原油粘温曲线分析结果表明,原油粘度对温度敏感,温度每升高10℃,原油粘度下降50%左右。因此,该区采用注蒸汽方式开发可行[4]。

1.2 注蒸汽开发渗流物理特征

驱油效率实验结果表明,蒸汽驱能够提高驱油效率,与常温水驱相比,热水驱驱油效率提高40%左右,蒸汽驱提高60%左右。因此,注蒸汽开发能够大幅度提高驱油效率[5]。

为研究水驱后转注蒸汽开发对驱油效率的影响,开展了不同水驱开发程度下的驱油效率实验。研究结果表明,水驱开发程度对转注蒸汽的累计驱油效率影响不大。水驱后,转蒸汽驱的累计驱油效率与直接对原始岩心进行蒸汽驱的驱油效率几乎相等。由此说明,水驱后转为蒸汽驱开发能够改善开发效果,提高采收率。

1.3 物理模拟和数值模拟

利用三维注蒸汽驱油物理模拟系统开展水驱后注蒸汽实验研究。结果表明,在水驱含水率为87%、采出程度为18%后转注蒸汽开发,注蒸汽后含水率呈现下降趋势,含水率最低下降至50%～60%,井组产油速度明显上升,水驱和蒸汽驱阶段最终采收率为47.9%。

利用数值模拟技术,在井网100 m×140 m反九点井网和菱形井网方式下,注蒸汽开发阶段采出程度可达到30%～37%。物模和数模研究结果表明,水驱转热采开发能够大幅度提高区块采收率。

1.4 剩余油分布状况

扶余油层为水下分流河道沉积,砂体以正旋回沉积为主。数值模拟和检查井研究表明,正韵律油层水驱时上部油层形成大量剩余油,由于热采后蒸汽超覆能有效动用正韵律油层上部油层,改善纵向动用程度,因此能够提高波及系数,使各层驱替相对均匀,改善开发效果。另外,由于注采系统不适应、不完善,采油井间滞留区均会存在剩余油富集区,水驱后转蒸汽驱方式开发,能够有效动用该部分剩余油[6],大幅度提高驱油效率。

2 井网井距优化研究

2.1 井网优化

国内外现场实践和数值模拟研究表明,注蒸汽开发最优井网为直井反九点井网。由于扶余油层存在东西向裂缝,为避免东西向油井快速水淹,结合现有井网形式,充分利用现井网,采用菱形反九点井网,加大东西向油水井间的距离,其采出程度最高、效果更好(表1)。

2.2 井距优化

利用数值模拟技术、单井控制储量法及类比法,结合该油藏存在东西向裂缝等特点和原油粘度特征,确定100 m井距为最佳[7](表2)。

3 水驱转热采现场试验及效果分析

为进一步确定水驱转热采的试验效果,2007～2008年在扶余东区探91区块北分别开展蒸汽吞吐先导试验和扩大规模试验。

扶余油田探91北于1977年注水开发,经过多种井网方式的调整,目前为反十一点面积注水井网(图1)。该区油层温度下脱汽原油黏度为106 mPa•s,水油流度比较大,注水开发30 a,目前油井含水为90%左右,采出程度仅为14%,需要转变开发方式改善开发效果。

3.1 蒸汽吞吐先导试验

2007年3月,扶余东区探91北在注水井南北90 m处部署3口热采井,蒸汽吞吐后效果显著。单井平均热采240 d,平均日产液为7.5 t/d,平均日产油为5.1 t/d,含水率为32%,油汽比为0.91,热采先导试验取得非常好的效果[8]。

3.2 蒸汽吞吐扩大规模试验

在先导试验成功的基础上,2008年对探91北进行整体部署,在原反十一点注采井网的基础上,调整为东西向油汽井井距为150 m,近南北向油汽井井距约90 m的菱形反九点面积注采井网方式(图2)。原固井质量好、井况好的油井继续作为油井使用,不能利用的油井设计封井,并且在现平台可行的情况下补打更新油井;原注水井位于新井网油井位置上,蒸汽驱时转抽。2008年探91北新部署、完钻热采井98口,其中蒸汽吞吐井60口,蒸汽驱井38口,先期全部采用蒸汽吞吐方式投产。

从2008年9月20日开始,探91北陆续有47口井开展第1周期蒸汽吞吐试验,截至2009年2月3日,累计注汽5.5×10⁴m³,累计产液3.7×10⁴t,累计产油1.6×10⁴t,阶段油汽比为0.29。平均单井生产85 d,平均单井日产液为10.6 t/d,日产油为4.9 t/d,含水为54%。扩大规模试验进一步证实水驱转热采可行,且效果显著。

3.3 热采生产特征

(1) 探91北水驱后转蒸汽吞吐取得非常好的效果,蒸汽吞吐井产量是常规注水开发产量的3倍左右,而含水仅为50%左右,蒸汽吞吐后并未出现高产液、高含水的现象。由此可见,水驱后转为热采方式开发能够改善开发效果,且效果显著。

(2) 探91北部分调整井位于原注水井井排,如按照常规注水方式投产,这部分井几乎不出油。蒸汽吞吐后,由于蒸汽超覆作用能有效动用正韵律油层上部油层,改善纵向动用程度,注水井井排的蒸汽吞吐井产量为其他蒸汽吞吐井产量的1/2以上,这为其他水驱转热采调整区块的井位部署拓宽了思路。

(3) 探91北部分井开展第2周期蒸汽吞吐试验,效果相对较差,主要是由于该区原油粘度相对“较低”,具有一定的流动性,注汽过程中原油容易被推到远井地带而无法及时采回,数值模拟结果也证实了这一结论。因此,及时转为蒸汽驱是提高该区采收率的根本途径。

4 结论与建议

(1) 扶余油田东区水驱后转热采方式开发,不但可行,且效果显著。

(2) 扶余油田东区蒸汽吞吐具有第1周期效果显著、第2周期效果变差的生产特征,转为蒸汽驱是提高该区采收率的根本途径。

(3) 扶余油田东区储层存在东西向的裂缝,注汽过程中要严格控制注汽压力,防止超破裂压力注汽,导致汽窜现象的发生。

(4) 扶余东区及扩边区稠油地质储量较大,水驱转热采具有广阔的应用前景。

参考文献:

[1] 刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京:石油工业出版社,1997:23-24.

[2] 金兆勋.高246块厚层块状稠油油藏二次开发研究[J].特种油气藏,2007,14(6):58-59.