超稠油水平井生产效果影响因素及改善对策研究

于景锋,张效恭,陈河青 (中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000)

王娜 (中石油新疆油田分公司风城油田作业区,新疆克拉玛依834000)

超稠油水平井生产效果影响因素及改善对策研究

于景锋,张效恭,陈河青 (中石油新疆油田分公司勘探开发研究院,新疆克拉玛依834000)

王娜 (中石油新疆油田分公司风城油田作业区,新疆克拉玛依834000)

风城油田超稠油油藏水平井的规模实施,为风城油田稠油增产做出了贡献。与直井相比,水平井在稠油油藏开发中具有较大的优势,增加了与油层的接触面积,提高了油层的吸汽和供液能力,周期产油量高、油汽比高,具有较好的经济效益。但同时随着水平井的大规模应用,部分井周期产油量、油汽比下降较快,开发过程中矛盾突出,研究表明地质参数、注汽参数、举升工艺及水平段动用程度是影响水平井生产效果主要因素,针对这些影响因素提出了改善水平井生产效果的一些措施。

超稠油;水平井;影响因素;改善对策;新疆风城油田

1 基本情况

新疆风城油田主要含油层系为侏罗系八道湾组与齐古组,沉积相类型为辫状河流相沉积,是新疆油田公司典型的超稠油油藏。自2011年开始大规模开发,近3年来逐步推广水平井,在八道湾组与齐古组稠油水平井总数已达到200多口,为油田的上产做出了很大贡献。但在实际水平井生产过程中,其生产效果受到一些因素的制约,致使部分井未达到设计产能,影响了油田产量。笔者旨在通过分析影响水平井生产效果的一些因素,结合最近几年现场措施实施情况,来总结提高其生产效果的一些有利措施,最大限度发挥水平井在超稠油油藏开发中的优势,以提高超稠油油藏采收率和经济效益,指导油田后续开发。

2 影响水平井生产效果的因素

2.1 地质参数

根据风城油田近3年的投产井生产效果分析,各个地质参数对生产效果的影响不尽相同,再结合单井地质参数,综合分析认为风城油田水平井生产产能与产能系数具有正相关性。定义产能系数:

式中:f为产能系数,m/(Pa·s);h为油层厚度,m;K为油层渗透率,m D;So为含油饱和度,%; μ为50℃原油黏度,mPa·s;D为油层埋深,m。

从式 (1)可以看出油层厚度越大、渗透率高、含油饱和度越高,水平井生产效果越好;原油黏度越高、油层埋深越深,水平井生产效果越差。

2.2 注汽参数

注汽速度直接影响进入油层的蒸汽干度。根据生产井数据统计,随着注汽速度的降低,进入油层的蒸汽干度也在降低,油井产油量也在降低。而注汽速度如果过大,再加上油层的非均质性较强,则极易造成汽窜。据统计与正常生产井相比,汽窜井在周期产油量、油汽比及生产时间上均约为正常生产井的50%,汽窜极大地影响了水平井的生产效果。

注汽量则是影响周期生产时间、周期产油量的重要因素。根据生产井数据统计,注汽量降低,油井的周期生产时间缩短、周期产油量降低[1]。

2.3 举升工艺

蒸汽注入地层以后,原油聚集到井筒周围,这就要求用最短的时间把聚集在井筒周围的原油运送到地表,最大限度地提高周期产油量。而传统抽油泵是一级举升系统,即抽油泵柱塞举液,其交变载荷点为一点,载荷的变化大,光杆及抽油杆的载荷变化较为集中,金属疲劳点集中,从而造成了抽油杆柱的断脱,缩短了油井生产时率,降低了产油量。

2.4 水平段动用程度

稠油水平井可采用主管、副管和主副管同时注汽3种方式,目前风城超稠油油藏采用的是主副同注方式。这种注汽方式下其注汽通道在A、B两点处,受水平段物性差异和A、B两点注汽影响而呈现出选择性吸汽,造成注汽孔道附近(A、B两点)处吸汽最多(图1)。从A点到B点水平段中部存在油水混合物,因为液体不可压缩性,蒸汽无法驱替水平段中部存在的液体,只有在A、B两点附近向周边压力低的地方推进,造成水平段中部靠副管热辐射来加热。形成A、B两点处聚集热量最多,导致水平段中部 (辐射段)油层原油吸收热焓较少,原油被加热体积较少,形成 “哑铃型”吸汽形态,造成水平井水平段动用程度较低,据统计风城油田水平井前3周期平均单井水平段动用程度仅为28%,严重影响了生产效果[2]。

图1 风城油田水平井焖开生产期温度测试剖面曲线

3 改善生产效果的方法

3.1 优化水平井设计,提搞油层利用率

根据式 (1)可知:在原油黏度和油层埋深一定的条件下,影响单井产能的因素是油层厚度、含油饱和度及油层渗透率[3,4]。但在油层厚度又一定的条件下,只有提高水平段的油层钻遇率,才能最大限度地利用油层,因此优化水平井设计显得尤为重要。

1)水平段长度 数值模拟研究结果表明,连续油层厚度大于5m时,当水平段长度大于200m,随着水平段长度的增加,产油量增幅变小,采出程度逐渐降低。

实际生产数据表明,水平段长度为180～250m时,周期产油量及油汽比较好。因此结合直井最优化井距确定常规水平井水平段长度为200m。

2)水平段垂向位置 模拟对比水平井水平段位于夹层下部1m、夹层上部0.5、1.5、2.5m的吞吐生产情况,结果表明,水平井水平段位于夹层上部0.5m(连续油层的底部)效果较好。

从现场跟踪实施来看,水平井水平段控制夹层上部0.5m操控性难度大,建议水平井水平段位于连续油层底部以上1.0～2.0m。

3)水平井井距 在确定水平段长度和垂向位置的基础上,模拟对比了水平井井距分别为50、60、70、80m的开发效果。结果表明,随井距增加产油量增加,采出程度减少。从效益概算结果看,70～80m井距经济效益最好,但采出程度相对于60m井距采出程度较低。另外从吞吐末期温度场的分布上看,70～80m井距的井间冷油带较多,而60m井距井间基本连通,考虑到平面上水平井与直井组合方式,因此推荐水平井井距为60m (图2)。

图2 常规水平井不同井距吞吐末期温度场分布

3.2 优化注汽参数,提升蒸汽利用率

从现场生产数据统计,分周期看,当注汽速度为240t/d时,基本满足了井底蒸汽干度的要求,油井的生产效果较好。综合各方面生产指标及油层的吸汽能力,因此风城油田水平井的注汽速度应控制为240t/d左右[5]。

从现场生产数据统计,分周期看,第1周期加大注汽量井周期产油量要比未加大井产油量高,但油汽比略低,主要是由于第1周期时需对油层进行预热,不宜强度过大。第1周期注汽强度应为10t/m,第2、3周期注汽强度分别为12、14t/m,周期产油量和油汽比趋于合理(图3)。

3.3 应用串接泵,提升水平段泄油能力

由于风城浅层稠油埋藏浅,转抽阶段动液面普遍较低,普通水平井斜抽抽油泵泵挂深度最大只能达到60°倾角,泵位距油层(水平段)较远,进一步加深泵位后普通水平井斜抽抽油泵泵效低于30%,无法满足生产要求。串接泵采油举升系统是采用多级举升方式[6],即若干个举液器分段举升,其交变载荷点为多点,载荷较为分散,光杆及抽油杆的载荷为逐渐变化,金属疲劳点不集中,增强了抽油杆的抗疲劳性,减少了抽油杆柱的断脱几率。同时通过该系统管式举液器、底阀的改进,可实现水平井大斜度多级式举升方式。现场试验8井次,串接泵措施前后生产效果统计见表1。对比发现应用串接泵后周期增油量明显,油汽比有明显改善。

图3 风城油田水平井前3周期注汽强度优选

3.4 调整副管位置,提高水平段动用程度

目前风城超稠油开采采用的是主副同注模式,通过逐轮调整副管位置注汽,从B点向A点逐轮移动40m左右(图4),结合测试资料发现,水平井水平段动用程度逐轮提高(表2)。

表1 转轮注汽前下串接泵生产效果统计表

图4 风城油田水平井副管注汽位置随注汽轮次移动距离

表2 风城油田水平井水平段动用情况统计表

4 结论

现场生产效果证明,在优化水平井设计、注采参数优化、使用串接泵、调整副管位置后,水平井普遍表现出高峰期生产时间变长、日产油水平与周期产油量增高的特点,且经济效益得到提高。这几种方法起到了改善超稠油油藏水平井吞吐开发的效果,为今后的水平井生产积累了经验。

[1]石爻,喻高明,谢云红,等.超稠油水平井蒸汽吞吐注采参数优化设计[J].石油天然气学报(江汉石油学院学报),2011,33 (6):281～283.

[2]郭肖,杜志敏.非均质性对水平井产能的影响[J].石油勘探与开发,2004,31(1):91～93.

[3]姚永君,董明,王江,等.影响水平井产能因素分析[J].吐哈油气,2007,12(3):258～261.

[4]汪子昊,李治平,赵志花.水平井产能影响因素综合分析[J].断块油气田,2009,16(3):58～61.

[5]李卉.稠油油藏蒸汽吞吐参数优化及效果预测[J].石油地质与工程,2012,26(1):89～91.

[6]高明春.串接泵在浅层稠油水平井水平段中的举升应用[J].西部探矿工程,2012,24(4):55～56.

[编辑] 黄鹂

TE357.4

A

1000-9752(2014)12-0213-04

2014-09-10

国家油气重大专项(2011ZX05012-004)。

于景锋(1982-),男,2009年中国石油大学 (华东)毕业,硕士,工程师,现主要从事稠油开发和评价工作。