整体优化分类治理改善稠油转周效果

2014-08-04乐大发赵鑫郑孝强张云男单海荣中石化胜利油田分公司孤岛采油厂山东东营257015

石油天然气学报 2014年12期

乐大发,赵鑫,郑孝强,张云男,单海荣 (中石化胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257015)

整体优化分类治理改善稠油转周效果

乐大发,赵鑫,郑孝强,张云男,单海荣 (中石化胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257015)

孤岛稠油热采区位于孤岛披覆背斜构造侧翼,纵向上分布为处于稀油与边底水之间的油水过渡带,平面上围绕孤岛油田呈环状分布,具有油层厚度薄、原油黏度大、储层埋藏深、泥质含量高、出砂严重、受水侵影响大等特点。目前已进入高含水高轮次深度开发阶段,稳产难度大。根据稠油单元油藏类型、开发效果的不同,划分为正常单元油井、水侵单元井、低压易窜井、薄层强敏感稠油井,针对这4类油井实施稠油整体优化、分类治理思路,开展转周优化以及相应的治理工作,提高了稠油转周的开发效果。

稠油;转周;整体优化;分类治理

1 基本概况

孤岛油田馆陶组3～6砂层组地面原油黏度250～35000m Pa·s,位于孤岛披覆背钭构造低部位边底水油水过渡带,主要依靠热采吞吐开发技术。截至2013年底孤岛稠油油藏已整体建成了4个稠油热采带,22个热采开发单元。

稠油热采目前已成为孤岛油田主要开发方式之一,占孤岛油田年产量的1/3,占到胜利油田稠油年产量的1/9以上。伴随开发的深入,孤岛稠油逐步进入高轮次深度吞吐开发阶段;同时薄层、敏感稠油成为近几年主力产能阵地,热采井逐年增多,目前已达到40%,稳产难度大。

2 存在问题

2.1 特稠油所占比重大

孤岛油田稠油黏度分布范围大,其中黏度大于10000mPa·s的特稠油占稠油总储量的41.1%。特稠油在80℃情况下黏度仍大于5000mPa·s,造成井筒举升和地面管理困难,易发生光杆断、管线堵塞情况,影响开井时率;同时受油水密度差异影响易发生底水锥进。

2.2 高含水井逐年增多

孤岛稠油地质环境处于稀油与边底水之间的油水过渡带,水油体积比达4∶1,开采过程中受顶部稀油注水和底部边底水的双重水侵影响,高含水井逐年增加。目前高含水井 (含水率大于90%)井数已达总井数的46%,其中含水率大于95%的井占总井数的29%。

2.3 老区采出程度高

中区馆陶组5砂层组稠油环储层发育相对较好,开发时间早,井网完善,采出程度高,内部压降大。主力油层平均采出程度高于40%,远离水侵影响的内部区域压降已达原始压力一半左右。目前老井平均转周周期7个,最高17个;周期油汽比不断下降。

2.4 新动用区块品位低

中区馆陶组5砂层组稠油面临着产量递减速度加快,周期含水上升加大,剩余油分布高度分散,后备资源严重不足等严峻形势,近年来外围稠油环储层储层薄、泥质含量高,生产过程中出砂严重,注汽压力高、产液量低。

3 整体优化思路及实施效果

针对稠油开发中的问题,根据单元油藏类型、开发效果的不同,划分为4类开展转周优化工作(图1)。

3.1 正常单元油井

充分考虑热采井日产油量、含水率、温度、动液面4个因素的分布情况,优化转周时机和转周次序,充分保证转周措施的有效性和必要性。如西南区馆陶组5砂层组6小层稠油环,通过模板进行整体优化转周,对不同区域的井采取相应措施,近几年单井转周增油保持了稳定 (图2)。

图1 稠油转周整体优化技术路线图

3.2 低压易窜井

1)对于边底水能量弱,地层压降大,热连通已建立的井组,立足热连通分析,优化实施一注多采,扩大蒸汽波及体积,提高本井及邻井增油效果。例如渤76-斜50井转周注汽时,井组3口井有见效趋势,通过分析,及时对该井增加注汽量,实施后井组见到明显增油效果,日增油14t,井组累增油760t。

图2 西南区馆陶组5砂层组6小层稠油环历年转周曲线

2)开展多井有序整体吞吐。把开发单元内连通的井组合在一起,按照一定的顺序注汽,减少热量损失,对采出程度高、地层压力低的井先转周,采出程度低、地层压力高的井后转周,有效补充地层能量,提高吞吐效果。

3)开展蒸汽驱井组优选工作。2013年在渤76和渤89单元优选4个井组转蒸汽驱开发,均取得了较好的增油效果,例如渤76井组实施蒸汽驱后,井组日产油量由25t增加到97t,已累计增油1.1×104t,阶段提高采收率1.7%,显著改善了井组开发效果。

3.3 水侵单元井

根据储层发育状况和热采区水侵状况,制定了注氮辅助吞吐的 “三选” “三不选”原则。“三选”为:①选择边水不活跃区域的油井;②选择地层能量不足的油井;③选择油层厚度较大、层间差异较大的油井。“三不选”为:①不选生产层与相邻水层较近的井;②不选在水窜主流线上的井;③不选存在管外窜风险的井。通过有针对性地实施氮气泡沫调剖工艺,有效治理高含水热采井,改善开发效果。

3.4 薄层强敏感稠油井

南区馆陶组1+2砂层组稠油由于储层厚度薄、泥质含量高、敏感性强,面临注汽时注汽压力高、蒸汽热损失大,生产时排水期长、液量低、周期生产时间短的问题,2013年重点配套南区馆陶组1+2砂层组稠油油藏的开发技术,显著改善了该类油藏的转周效果。

1)开展注采参数优化研究包括蒸汽吞吐效果评价及影响因素分析、蒸汽吞吐方式对比及理论分析、蒸汽吞吐后期扩大加热半径措施研究、蒸汽吞吐注汽参数优化设计等,根据优化结果(图3),指导开发调整。

2)强化地层处理,通过注汽时伴注二氧化碳、降黏剂、扩展剂等工艺,降低注汽压力,提高蒸汽热利用率(图4)。2014年已实施伴注二氧化碳21井次,注汽压力平均降低1.9MPa,单井日增油4.4t,累计增油2×104t。例如渤76斜72井注二氧化碳8t,注蒸汽3000t,注汽压力降低1.6MPa,日油能力由4.5t提高到16.6t。

3)强化井筒举升技术,通过下双空心杆、电加热等井筒举升工艺,改善稠油流动性,提高单井液量,延长生产周期。2013年共实施井筒电加热、空心杆加热等措施20井次,实施后单井日产液量由11.1t上升到20.2t,单井日产油增加3t。

4 结论与认识

针对稠油油藏进入开发后期面临产量递减加快,稳产难度大的问题,根据稠油单元油藏类型、开发效果的差异,开展整体优化,分类治理措施。对于转周轮次较高、地层压力适中的正常单元井,优化转周时机和次序,充分保证转周措施的有效性和必要性;含水高、非均质性强的水侵井,根据储层发育状况和水侵状况,通过有针对性实施氮气调剖工艺,有效治理高含水井;薄层敏感稠油井,强化地层处理,立足添加伴注二氧化碳、降黏剂、扩展剂等化学剂措施,改善开发效果;压力低易汽窜井,加强热连通状况分析,实施一注多采、多井有序整体吞吐,扩大蒸汽波及体积,改善本井及邻井增油效果。