套保稠油油藏出砂冷采后提高采收率技术

2012-09-15林雨凤李旭东

特种油气藏 2012年4期

关键词：生产井井网稠油

谷武，林雨凤，李旭东，邓涛，刘杨

(中油吉林油田公司，吉林松原 138000)

套保稠油油藏出砂冷采后提高采收率技术

谷武，林雨凤，李旭东，邓涛，刘杨

(中油吉林油田公司，吉林松原 138000)

通过分析区块开发形式和存在的问题，进行了出砂冷采后多种开发方式的标准筛选以及此技术在该油藏的适应性研究，结合火驱物理模拟实验，明确了该区块进行火驱的可行性;利用数值模拟技术，优选了火驱合理的井网方式和注气参数。2007年开始，通过开展现场试验，见到了较好的效果，为提高区块采收率提供了技术支持。

出砂冷采;采出程度;火驱;井网;注入参数;试验效果;套保油田

引言

套保油田白92块油藏类型为短轴背斜构造油藏，具有埋藏浅、胶结疏松及油层薄的特点。主要含油层系为萨尔图油层，由6个小层组成，其中3号和5号小层为主力油层，油层埋深为300～400 m，有效厚度为6.9 m，渗透率为1 000×10－3～3 000×10－3μm2，油层条件下原油黏度为1 851 mPa·s，为普通稠油油藏。

2003年，采用出砂冷采方式投入开发，有50%以上的井日产油量达到10 t/d以上，最高达到30 t/d，是该区块油井常规采油量的10～20倍，出砂冷采效果显著［1］。由于出砂冷采依靠天然能量开发，属于降压开采，因此最终采收率较低［2］。目前该块处于低产量、低采出程度阶段，为实现区块稳产，提高最终采收率，转换开发方式势在必行。

1 转换开发方式的必要性

1.1 单井产量低

2003年，白92块油藏出砂冷采井平均单井日产油均在3 t/d以上，区块最高日产油达到190 t/d。到2007年底，区块日产油降为32.1 t/d，平均单井日产油为0.4 t/d，采油速度仅为0.2%，区块开发效果逐渐变差。

1.2 油层压力低

白92块油藏原始地层压力为3.2 MPa，2005年的新井测压资料表明，地层压力已经降至1.4 MPa，地下亏空严重，地层能量严重不足。到2007年，区块的76口生产井中，有38口开井生产，其余的井由于产液量和产油量低，被迫关井。

1.3 出砂冷采采出程度低

截至2007年底，白92块油藏出砂冷采采出程度为6.8%，构造位置较高的主体部位，采出程度在15%左右，大部分资源滞留地下无法采出，转换开发方式是提高采收率的关键。

2 出砂冷采后提高采收率方式评价

由于套保油田属于普通稠油，原油黏度相对较高，尤其是出砂冷采后，地层压力降低，油层脱气后，原油黏度变大，流动性更差，因此需要采用热采方式开发。国内外调研资料表明，目前稠油热采方式主要有蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD和火烧油层，将油层筛选标准［3］与白92块油层条件及开发现状进行对比，确定白92块油藏出砂冷采后更适合转为火烧油层技术进行开发(表1)。

3 转火驱提高采收率可行性研究

3.1 油藏条件有利于火驱试验

(1)白92块萨尔图油层横向上连通性好，油层连通系数在85%以上，有利于提高火驱采油的波及系数;纵向上各小层间有较稳定的隔层分布，隔层厚度为2～5 m，能够确保注入的空气在产层中燃烧，避免纵向上气窜，利于维持高温燃烧模式［4］。

表1 不同热力采油开采技术的油藏筛选标准

(2)白92块出砂冷采后采出程度低，剩余油饱和度高，且油层物性条件好，有利于火驱的成功，能够获得良好的经济效益。与白92块油层条件相近的罗马尼亚suplacu油田火驱取得了较好的效果，整个油藏按火驱方式开发，预计最终采收率为50%［5］。

(3)目前油藏地层压力较低，可以降低注气压力，所用空气压缩机的功率低，投资少，从而降低火驱成本。

3.2 物理模拟实验证明火驱能取得良好的效果

通过物模实验可确定火烧油层的可行性，确定基本的点火操作参数，预测开发效果和经济效益，因此，采用套保油田的油样和实际粒度配比进行火烧的燃烧釜和燃烧管实验［6］。

燃烧釜实验用于验证不同点火温度和通风强度对空气耗量和燃烧模式的影响。实验结果表明，点火温度对空气耗量的影响极大，450℃点火时空气耗量不到420℃点火时的1/2(空气耗量分别为345.0 m3/m3和790.7 m3/m3)。高燃烧温度是稳定燃烧和减少空气消耗的最有效方法，在进入高温稳定燃烧后，适当减少通风强度也可以降低空气耗量，但同时也降低了火烧前缘的推进速度。因此，在火烧油层的初期阶段要适当加大通风强度，以保证进入高温稳定燃烧阶段。

燃烧管实验能够模拟火烧油层的整个过程，确定基本的操作参数，预测开发效果和经济效益。实验结果表明，在稳定燃烧时空气油比为1 091～1 483 m3/t，其值比火烧的经济上限值3 500 m3/t低很多，预示在实际实施火驱时，采油速度和经济效益较好。综合分析认为，套保油田的油藏条件适合进行火烧油层开采。

4 井网方式选择和注气参数优选

4.1 井网方式选择

根据白92块油藏现有井网特点，火驱时可采用注采井距为106 m、排距为75 m的交错线性井网，或者井距为106 m的正方形五点法井网。为确定火驱的最佳井网方式，开展了面积井网和线性井网火驱数值模拟优选研究。

面积井网火驱数模结果表明，虽然白92块地层倾角只有2～3°，但气体燃烧仍然具有超覆作用:上倾方向生产井助排气体现象明显(产气量多)，下倾方向生产井重力泄油作用明显(产油量多)。采用面积井网火驱，一旦某一个方向生产井的热前缘突破，该井必须关井，导致该方向的原油将无法采出。罗马尼亚Suplacu油田(地层倾角为5～8°)火驱现场试验显示，面积井网的体积波及系数仅有41%，而线性井网可以达到76%［7］。因此，对于带有一定倾角的油层，其规模火驱不宜采用面积井网。

而线性火驱可以较好地解决上述问题:空气从生产井的上游一侧注入，发生突破时，该生产井关闭或者改为注气井，未采出的原油可以从下一排生产井采出。但线性火驱初期也存在1个问题，就是当火驱前缘从第1排生产井突破时，2口注气井之间的燃烧带没有完全连通，注气井间存在死油区。因此，采用线性井网火驱，前期宜采用线性排列的几个面积井网，待点火井为中心的几个面积井网火驱燃烧带连通成为1个细长的条带后，再转入线性井网火驱模式。这样可以消除注气井间的死油区，实现燃烧带前缘火线完整、平行推进。罗马尼亚大规模线性火驱的启动大多是以面积火驱模式开始的。因此，对于有一定地层倾角的白92块油层，初期可以采用面积井网，后期转为线性井网，形成“面积启动，线性驱替”的开发模式。

4.2 注气参数优选

利用数值模拟技术，对面积火驱和线性火驱阶段的注气参数进行优选。面积火驱结果表明，注气量越大，生产效果越好，单井注气速度低于9 000 m3/d，不能保持合理的通风强度，无法维持油层正常燃烧，开发效果差;注气速度为21 000 m3/d时，注气压力达到5.5 MPa，超过了上下隔层的破裂压力，即4.9 MPa。优化结果:单井注气速度在12 000～15 000 m3/d时，注气压力能控制在5 MPa以内，燃烧状况和生产效果都较好，为最佳注气速度 (表2)。线性火驱阶段，优化的单井注气速度亦为12 000～15 000 m3/d。

表2 面积火驱阶段不同注气速度生产情况

5 火驱现场试验及阶段效果

为进一步确定出砂冷采后转火驱的试验效果，2007年至2008年和2010年至目前，在白92块油藏分别开展了面积井网火驱试验和线性井网火驱试验。

5.1 面积井网火驱试验

2007年8月，选择构造位置相对较高、油层发育，且连通性好的3个五点法井组(B+1－7、B+3－7和B+3－9为注气井)开展火驱试验(图1)。试验区共有8口一线生产井，面积为0.14 km2，储量为20.2×104t，平均有效厚度为7.0 m，出砂冷采阶段采出程度为16.3%。

火驱开始后12 d，一线井中的B1－9井，尾气中的CO2气体为3.61%，随后CO2含量上升的井数不断增加，其中B3－9井CO2含量最高达到22.8%，证实点火成功且形成了稳定的燃烧［8－9］。火驱3个月后见到效果，一线井产量逐渐上升。截至2008年12月，一线井平均单井日产油由火驱前的0.2 t/d上升到1.5 t/d，试验井组累计增油2 615 t，平均单井累计增油326.9 t，火驱试验见到了较好的效果。此时，由于监测到生产井井口有H2S气体溢出，出于安全环保考虑，火驱试验暂时停止。

5.2 线性井网火驱试验

在面积井网火驱试验取得较好效果的基础上，完善配套工艺技术后，2010年重新开始火驱工作。为了充分发挥下倾方向重力泄油作用明显、生产井产量高的优势，从而形成由高部位向低部位逐排推进的方式进行驱替［10］，火驱方式由面积井网改为交错线状井网，选择构造高部位的B+1－7、B+1－5、B+1－3、B+1－1及B+1－2井作为点火井，进行火驱试验。从2010年4月到11月，火驱井陆续成功点火。截至2011年12月，17口一线井中，有7口井见到明显的增油效果(B+3－1、B1－5、B+3－7、B1－9、B1－3、B+3－3及B2－5)，其中B+3－1和B+3－7井增油最为明显，平均单井日增油分别为3.4 t/d和1.6 t/d。

从生产井见效特点分析，由于重力泄油作用，下倾方向大部分井明显受效，而构造高部位只有1口井增油效果明显。线性火驱试验没有达到预期的目的，影响因素有以下2个方面:①由于生产井含水上升、出砂严重，卡泵现象经常发生，导致生产井大面积停井，影响了效果;②现场火驱井的注气量仅为3 682 m3/d，没有达到注气参数优化设计的要求。由于注气量小，不能保持合理的通风强度，无法维持油层正常燃烧。