扶余油田稠油分层注汽工艺技术试验与效果评价——以探91区块为例

熊玉娟,郝大伟,张 莉,王凤宇,宋成立,李 英

(1.中国石油吉林油田分公司扶余采油厂,吉林松原138000; 2.中国石油吉林油田分公司新民采油厂,吉林松原138000)

扶余油田稠油分层注汽工艺技术试验与效果评价
——以探91区块为例

熊玉娟1,郝大伟1,张 莉1,王凤宇1,宋成立1,李 英2

(1.中国石油吉林油田分公司扶余采油厂,吉林松原138000; 2.中国石油吉林油田分公司新民采油厂,吉林松原138000)

针对扶余油田多年混注热采产生的效果逐轮变差、储层动用差异大、渗透率高的储层及部位水淹或水窜等问题,有针对性地在探91区块开展了分层热采配套技术研究及试验,该技术采用下部填砂,上部用热敏封隔器分隔的方式实现分层注汽,并研究了配套工艺管柱及压井液技术。对目的实验井进行优选,对注汽参数进行优化研究,针对每口井特点提出不同的地质个性化设计。试验结果表明,分层注汽可有效避免水淹水窜,注汽量明显低于混注热采,蒸汽利用率较高,费用减少。效果较好,有效提高了热效率。总体评价可见分层注汽效益远高于混注,在目前低迷油价下,该技术为扶余油田类稠油区块开发提高采收率提供技术支撑。

扶余油田;探91区块;混注热采;分层注汽

1 地质概况

扶余油田位于吉林省松原市境内,地处第二松花江和第一松花江交汇的三角地带。区域构造位于松辽盆地南部中央坳陷区东部扶新隆起带扶余Ⅲ号构造上[1-2]。扶余油田类稠油区块储量为2479.82×104t,面积为23.12km2,主要分布在东区和边部,注水开发主要特点是:投产初期产量较高,但原油黏度相对较高,注水后油井见效差,一旦见效即很快水淹[3]。为进一步提高这部分区块的注水开发效果,在扶余油田探91区块进行分层热采技术研究及现场试验,以期解决扶余油田类稠油区块注水问题及矛盾。

探91区块位于扶余油田雅达红高点西南侧,该区地面原油呈褐色,具有相对密度大、黏度高、凝固点高、含蜡量高的特点。50℃地面脱气原油黏度为30～60mPa·s,地面原油黏度平均为35.9mPa·s,被称为类稠油区块,注水见效差,在混注热采中,气窜严重。

2 热采面临问题

2.1 首轮效果显著,轮次增油效果变差

探91区块混注吞吐共165口井,随着混注吞吐轮次增加,增油量逐轮减少,逐渐失去经济效益(图1)。造成这种现象的原因是储层平面和纵向的非均质性,混注吞吐汽体容易流向渗透率高的方向,即存在一个主力吸汽方向,多轮混注吞吐主力吸汽方向均相同,该方向上储层剩余油容易被采出;随着轮次增加,主力吸汽方向储层残余油饱和度越来越低,剩余油越来越少,而平面未吸汽的方向和纵向不吸汽的储层剩余油不容易采出。分层注汽可以定量配汽,使高渗透层的吸汽量受到有效、定量的限制,中—低渗透层的吸汽量得到定量分配,平衡了油层横纵向吸汽不均的矛盾,提高了油层的动用程度[4-6]。

2.2 汽窜给热采工作带来一定难度

2006年至目前,累计汽窜83井次,造成两方面影响:一是给安全环保带来隐患;二是影响注汽效果。汽窜导致热交换和热值利用率较低,30口汽窜井放喷效果较差,放喷至失效,有效期内平均单井增产不到100t。

3 分层注汽工艺技术

3.1 分层注气工艺技术

针对上部油层注汽的需求,采取下部油层填砂封堵,上部用热敏封隔器分隔,实现上部油层注汽。

3.2 配套工艺管柱

为了满足分层注汽需求,设计了分层注汽工艺管柱[7-10](图2)。分层注汽工艺管柱保证热采期间各个程序都能按设计有效实施,保证热采整体工作质量和热采效果。

分层注汽工艺技术所涉及工具及技术主要有以下几种。

(1)完井方式:分层热采井套管安装热膨胀节,即套管补偿器。

(2)真空隔热管提高注汽干度技术:减少热损失和保护套管,经测试,隔热管+封隔器热损失在500m管柱内仅为7.33％。

(3)热敏封隔器:采用封隔器技术提高热效率。

(4)注采两用井口:成功开发热注热采两用井口。

(5)热采T型分配器配汽技术:同时对两口井进行注汽配汽。

(6)伸缩管:防止隔热管遇热伸长,保护套管和井口安全[10]。

3.3 压井液技术

针对长期放喷无法下泵井,2015年6月开始采取了无固相盐水压井液成功压井,下泵19口。无固相盐水压井液在密度、滤失性能、耐腐蚀性能方面有特殊要求。配方如下:

(1)无机盐为BZ-HD,按照设计密度1.20～1.40g/cm3确定无机盐加量为30％～65％。

(2)降失水剂为BZ-RF,加量为2％;腐蚀评价实验确定加入2％的BZ-RF后不会出现点蚀,缓蚀率下降明显,不需要额外加入缓蚀剂和除氧剂。

(3)压井液配方为30％～65％BZ-HD+2％ BZ-RF。

4 选井原则及效果

4.1 实验井的选井原则

结合油藏研究成果,热采井优选时应重点考虑以下参数:①剩余油认识:射开厚度、分层累计产量、轮次、各轮次增产效果、间隔时间;②能量状况认识:单砂体连通状况、与水井距离、方位、分层累计注汽量、间隔时间、地层压力;③储层非均质认识:各砂体渗透率非均质性状况[7-9]。

4.2 注汽参数优化研究

(1)注汽强度与间隔轮次关系:轮次越多,时间间隔越短,能量越低的效果越差,需要在上轮注汽强度基础上,适当提高强度,保证能量补充,扩大蒸汽波及体积。

(2)注汽强度与非均质性关系:注汽层段单砂体非均质性越低,各层吸汽越均匀,可以适当加大注汽量;非均质越高,单层吸汽越严重,容易造成单层汽窜,需要考虑注汽层段和控制注汽量。

如E井主力高渗透层有8+9、9+10、10和11+ 12,其中11+12小层渗透率最低,故选择11+12小层为注汽层,且适当增加注汽强度,取得了较好的效果(图3)。

(3)注汽强度与油水井方位及井距的关系:注汽井蒸汽主要扩散范围和方位与采油井注采关系的分布具有对应性,波及长度为20～80m不等。

为了控制汽窜,提高蒸汽利用率,热采井针对与水井的不同方位、距离、注采连通关系等确定相应的注汽强度。

注汽强度与注气量设计方法:顺物源方向,与水井井距近,则控制注汽强度;距离远,则保持原有的注汽强度。逆物源方向,与水井井距近,则保持原有的注汽强度;距离远则加大注汽强度。

如井C附近有4口水井,地下存水量高,需要严控注汽量;设计注汽强度为60％～70％,汽量为1200～1400m3,实际注汽量为954m3。井F附近有3口水井,设计注汽强度为60％～70％,设计注汽量为630～720m3,实际注汽量为629m3(图4)。井C与井F注汽量控制恰当,取得了较好效果。

探91区块为水驱改热采,因此注汽参数设计时,需考虑注水受效情况。井I逆物源方向:注水受效差,适当加大注汽量,设计注汽强度为100％～ 110％,设计注汽量1300～1450m3,实际注汽量为1451m3,达到了较好效果。井A顺物源方向:实际注汽量超过设计注汽量,注汽压力低,形成汽窜,故对顺物源方向水井必须降低注汽强度,严格控制注汽量(图5)。东西向与水井井距近,应严格控制注汽强度防止水窜,距离远则适当控制注汽强度;南北向与水井井距近,则适当控制注汽强度,距离远则加大注汽强度[11-15]。

4.3 效果评价

4.3.1 整体效果

截至2015年11月底,热采分注试验已全部完成,效果见表1。

表1 探91区块2015年热采分注与混注效果统计表Table1 Statistics of layered injection and mixed injection for thermal recovery of Exploration Area91 in 2015

分注井单井注汽量为838 m3,混注井单井注汽量为1422 m3,单井减少注汽量584 m3,显著节约成本。分注井单井增油103t,混注井单井增油17t,分注效果好于混注,增油效果明显。

4.3.2 与2014年热采效果对比

2014年混注井单井增油89t(表2),2015年混注井单井增油17t,表明随着轮次的增加,增油效果越来越差,对于多轮混注热采的区块,混注热采已经没有经济效益。2015年分注井单井增油103t,表明分层注汽效果优于混注热采,热采分注可作为探91区块增产的主体措施。

表2 探91区块2014年热采混注效果统计表Table2 Statistics of mixed injection effect for thermal recovery of Exploration Area91 in 2014

4.3.3 经济效益评价

2015年累计实施热采分层注汽11井次,目前累计增油1138t,预计周期内累计增油2500t。

施工总费用309万元,产出452万元(油价按40美元/bbl),投入产出比为1∶1.46,净效益为143万元。在低油价下经济效益仍然很好。

5 结论与认识

(1)分层注汽的注汽量明显低于混注,蒸汽利用率较高,费用减少。每口井减少注汽584m3,节约天然气费用3.5万元。

(2)纵向多层、渗透率差异大的井,若隔层满足分层注汽,则以分层注汽为主,确保单层合理注汽量。

(3)注汽期间,根据注汽压力状况及时调整注汽参数,可有效避免汽窜,提高能量。

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Test and Effect Evaluation of Stratified Steam Injection Technology for Heavy Oil in Fuyu Oilfield——Take the Block91 as an Example

Xiong Yujuan1,Hao Dawei1,Zhang Li1,Wang Fengyu1,Song Chengli1,Li Ying2
(1.Fuyu Oil Production Plant,PetroChina Jilin Oilfield Company,Songyuan,Jilin 138000,China; 2.Xinmin Oil Production Plant,PetroChina Jilin Oilfeld Company,Songyuan,Jilin 138000,China)

In view of Fuyu oilfield that using the mixed injection for thermal recovery for many years,with poor effect gradually,such as large difference existed in the production process of reservoirs,some high-permeability reservoirs have been water flooding or some water channeling,etc,the research and experiment of stratified thermal recovery technology have been conducted in the Block91,the technology adopted that lower part was filled with sand,the upper part was sealed with heat-sensitive packers to realize the layered steam injection.The matched pipe string and killing fluids have also been studied,which includes the optimization of experimental wells and steam injection parameters,specific design of each well in terms of different geological conditions.Test results showed that layered steam injection could avoid water flooding or channeling effectively,featured with smaller volume of steam injection than that of mixed injection,higher utilization rate of steam,lower cost,better effect,which has raised thermal efficiency.The overall evaluation considered that economic efficiency of stratied steam injection was much higher than that of mixed injection.Under the current downturn of oil price,the technology can provide the technical support for heavy oil development in Fuyu oilfield by raising oil recovery

Fuyu oilfield;Exploration block91;mixed injection thermal recovery;stratified steam injection

TE345

:A

熊玉娟(1987年生),女,工程师,现从事石油开发工作。邮箱:xllllx@163.com。