余江蓮

(中國石油集團(tuán)長城鉆探工程公司地質(zhì)研究院,遼寧盤錦124010)

蘇丹油田FC、FNE區(qū)塊位于蘇丹6區(qū)Fula油田二級盆地構(gòu)造帶上,在Moga油田的西南部,距Fula大約9km。主要含油層系為白堊系的Aradeiba和Bentiu組,其中Bentiu組油層為普通稠油油藏,含油面積13.18km2,P1級儲(chǔ)量278.99MMbbl。針對該區(qū)塊內(nèi)4口井的Bentiu層采用螺桿泵進(jìn)行了試油試采,日產(chǎn)量95～352bbl/d,動(dòng)液面476～201m,表明單井常規(guī)冷采生產(chǎn)能力較低。蘇丹OEPA(蘇丹國家石油勘探開發(fā)部)決定在FC、FNE區(qū)塊進(jìn)行蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn),若試驗(yàn)成功,將在整個(gè)區(qū)塊推廣該項(xiàng)目在蘇丹稠油區(qū)塊的應(yīng)用。2009年6月,中石油委托長城公司開展油藏地質(zhì)研究、蒸汽吞吐數(shù)模研究和先導(dǎo)試驗(yàn)研究。結(jié)合國內(nèi)稠油開發(fā)經(jīng)驗(yàn)[1],在FC、FNE區(qū)塊開展了蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)。到2010年7月25日,共對7口井 (FC-12、17,FNE-16、18、26、28、38)進(jìn)行了先導(dǎo)試驗(yàn),平均單井日產(chǎn)油2000 bbl/d。因此,使用該技術(shù)可大大提高油田產(chǎn)能。

1 研究區(qū)概況

Fula油田包括FC區(qū)塊和FNE區(qū)塊。FC區(qū)塊位于Fula油田中部,其Bentiu組為被3條斷層切割的斷鼻構(gòu)造。油層埋深1338～1364m,油層發(fā)育相對集中,凈總比一般在0.7;儲(chǔ)層為細(xì)-中砂巖,平均孔隙度23.6%,平均滲透率222.3×10-3μm2;油藏原始地層壓力9.5～10.8MPa,油藏溫度62～67℃,為層狀構(gòu)造邊底水普通稠油油藏,含油面積1.18km2,P1級儲(chǔ)量43MMbbl。此次開展蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)2口井。FNE區(qū)塊位于Fula油田東北部,其Bentiu組油藏為被2條斷層切割的鼻狀構(gòu)造。油層埋深517～556m,油層發(fā)育相對集中,凈總比一般為0.68;儲(chǔ)層為中-粗砂巖,平均孔隙度32.0%,平均滲透率4000×10-3μm2;油藏原始地層壓力4.1～4.2MPa,油藏溫度41～45℃,為層狀構(gòu)造邊底水稠油油藏,含油面積12km2,P1級儲(chǔ)量235.99MMbbl,該區(qū)塊開展蒸汽吞吐試驗(yàn)5口井,開井4口。

原油重度為9.13～7.91 API°,50℃時(shí)脫氣原油粘度在674～47966mPa·s,凝固點(diǎn)2～17℃,為普通稠油。其中Fula Centra區(qū)塊在斷鼻構(gòu)造翼部的油層較斷鼻高部位埋藏深,但由于受底水的氧化,其原油粘度較高,達(dá)25496～47966mPa·s,而斷鼻高部位粘度較小,為7206mPa·s;FNE區(qū)塊B層50℃時(shí)脫氣原油粘度在674～2128mPa·s。天然氣甲烷含量44.2%～81.7%,為濕氣。地層水為碳酸氫鈉型。在FNE區(qū)塊整個(gè)B層油藏受底水控制,底水厚度大,底水分布范圍與含油面積相同,面積為10km2。

2 FNE區(qū)塊注蒸汽熱采數(shù)值模擬

2.1 實(shí)施蒸汽吞吐主要參數(shù)模擬

為保證該技術(shù)的實(shí)施效果,利用油藏注采參數(shù)數(shù)值模擬方法對FNE區(qū)塊熱采進(jìn)行了數(shù)值模擬研究[2],對不同注汽速度下的井底干度、不同注汽速度下的井底壓力、注汽強(qiáng)度對原油增產(chǎn)量的影響、不同燜井時(shí)間對應(yīng)的熱損失等方面進(jìn)行綜合模擬分析。

1)注汽速度 不同注汽速度下的井底干度如圖1所示。從圖1可以看出,注汽速度越大,井底蒸汽干度越大,但以注汽壓力不超過地層破裂壓力為限,因而井底蒸汽干度應(yīng)大于50%。注汽速度與井底壓力關(guān)系如圖2所示。從圖2可以看出,注汽速度為200～250t/d時(shí),井底注汽壓力不會(huì)高于地層的破裂壓力 (該地區(qū)地層破裂壓力參考值為1522.03～1556.30psi)。因此,注汽速度應(yīng)達(dá)到200m3/d。

圖1 不同注汽速度下的井底干度

圖2 注汽速度與井底壓力關(guān)系

2)注汽強(qiáng)度 應(yīng)用數(shù)值模擬優(yōu)選注汽強(qiáng)度,注汽強(qiáng)度對原油增加量的影響如圖3所示。綜合考慮周期產(chǎn)油量及總體經(jīng)濟(jì)性,確定注汽強(qiáng)度以120～160 t/m為宜。

3)燜井時(shí)間 不同燜井時(shí)間對應(yīng)的熱損失如圖4所示。從圖4可以看出,燜井時(shí)間越長,油藏原油吸收的熱量越多,則生產(chǎn)時(shí)熱損失越少。然而,燜井時(shí)間越長,熱損失于上覆和下覆巖層的熱量也越大。根據(jù)上述分析,選擇燜井時(shí)間為7～10d。

圖3 注汽強(qiáng)度對原油增加量的影響

圖4 不同燜井時(shí)間對應(yīng)的熱損失

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果,推薦注汽參數(shù)為:①井底蒸汽干度＞50%;②注汽速度應(yīng)達(dá)到200m3/d;③第1周期注汽強(qiáng)度為160t/m;④燜井時(shí)間為7～10d。

2.2 單井熱采數(shù)值模擬

以FNE-34井為例,主要針對該井的Bentiu砂巖組進(jìn)行熱采數(shù)值模擬:①根據(jù)巖性組合、沉積旋回、電性特點(diǎn)及地震反射的等時(shí)性,結(jié)合含油氣性,共解釋出8個(gè)小層。②依據(jù)層組劃分結(jié)果和測井解釋結(jié)論,對該井進(jìn)行縱向數(shù)模分層,共分20個(gè)數(shù)模層。③模型采用徑向網(wǎng)格系統(tǒng),為10×1×20,平面上I方向網(wǎng)格長度以0.5、2、2.5、20、25、50和70不等間距劃分,縱向上分20層,共計(jì)200個(gè)網(wǎng)格。經(jīng)優(yōu)選,第1周期注汽速度為200m3/d、注汽強(qiáng)度確定為140t/m、注汽干度50%以上、燜井時(shí)間為5d。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)

目前,現(xiàn)場已累計(jì)應(yīng)用7口井,累計(jì)注汽量10983.6t,累計(jì)采油474621bbl,累計(jì)油汽比5.92,與冷采對比,產(chǎn)量提高4.6倍,增產(chǎn)效果明顯。截止2010年9月13日,其中5口井的生產(chǎn)統(tǒng)計(jì)如表2所示。從表2可以看出,蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)取得了較好的開發(fā)效果。

表2 FNE區(qū)塊熱采井產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié) 論

1)油藏?cái)?shù)值模擬和先導(dǎo)試驗(yàn)表明:井底蒸汽干度＞50%;注汽速度應(yīng)達(dá)到200m3/d;注汽強(qiáng)度以120～160t/m為宜;燜井時(shí)間為7～10d。

2)各井注汽后平均日產(chǎn)油量均大幅上升,增產(chǎn)效果明顯。由于使用蒸汽吞吐技術(shù)能大大提高油田產(chǎn)能,因而該技術(shù)適合于蘇丹油田FC、FNE區(qū)塊的稠油開發(fā)。

[1]王春鵬.遼河油區(qū)油田開發(fā)實(shí)踐[M].北京:石油工業(yè)出版社,2002.

[2]杜云星,何順利.M稠油油藏注采參數(shù)優(yōu)化數(shù)值模擬研究[J].內(nèi)蒙古石油化工,2008(21):146-148.