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        LKQ油田E區(qū)超深層超稠油熱水開發(fā)數(shù)值模擬研究

        2013-09-20 08:12:54孫欣華周鄰丹萬海喬呼惠娜唐后軍張娜張斌成
        斷塊油氣田 2013年1期

        孫欣華 ,周鄰丹 ,萬海喬 ,呼惠娜 ,唐后軍 ,張娜 ,張斌成

        (1.中國石油吐哈油田公司勘探開發(fā)研究院,新疆 哈密 839009;2.陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院,陜西 西安 710075;3.中國石油吐哈油田公司魯克沁采油廠,新疆 鄯善 838299;4.中國石油吐哈油田公司工程技術研究院,新疆 哈密 839009)

        1 油田概況

        LKQ油田E區(qū)斷層多、斷塊復雜,主要發(fā)育上二疊統(tǒng)梧桐溝組油層,平均孔隙度為30%,平均滲透率800×10-3μm2,埋深 1 900~2 280 m,原始地層壓力系數(shù)1.2,油層溫度64℃;地面原油密度0.987 g/cm3,地層原油黏度 3 856 mPa·s,50 ℃時原油黏度 27 930~110 600 mPa·s,屬于超深層超稠油。

        2010年對Y4平1井開展了2個輪次的亞臨界蒸汽吞吐,試驗有效期短,僅10 d左右,增油效果差。2011—2012年對2口井進行了超臨界蒸汽吞吐現(xiàn)場試驗,均取得了良好效果。Y4平1井第1輪次產(chǎn)油量從吞吐前的2.3 t/d上升到初期的14.6 t/d,穩(wěn)定產(chǎn)油5 t/d以上;Y501井吞吐前無自然產(chǎn)能,吞吐后初期產(chǎn)油量5.0 t/d,穩(wěn)定產(chǎn)油量2.0 t/d以上。

        2 滲流特征

        超臨界蒸汽吞吐能提高產(chǎn)能,但是由于生產(chǎn)成本高、經(jīng)濟效益差,在此探索注熱水開發(fā)的可行性[1-4]。不同溫度水驅(qū)油的實驗結果表明:

        1)60℃水驅(qū)時原油流動困難,驅(qū)油效率低,含水率達到99%以上時,驅(qū)替效率僅為16.66%。油相相對滲透率隨著含水飽和度的增加下降較快,油水兩相共滲范圍較窄,交點較低,反映出油水黏度比極大。

        2)200℃熱水驅(qū)時原油易于流動,驅(qū)油效率高,含水率達到99%以上時,驅(qū)替效率達到55.88%。油相相對滲透率隨著含水飽和度的增加下降較慢,油水兩相共滲范圍較寬,交點有所升高,反映出油水黏度比減小。

        3)200℃蒸汽驅(qū)時原油易于流動,驅(qū)油效率高,含水率達到99%以上時,驅(qū)替效率達到67.08%。隨著液相飽和度的增加,蒸汽驅(qū)的油相相對滲透率大幅度下降,汽相相對滲透率上升;注入端壓力最高上升到1.02 MPa,表明原油在200℃下易于流動。

        油水相滲及驅(qū)油效率對溫度非常敏感(見圖1),總體上提高油層溫度、降低原油黏度、增加原油流動性,是E區(qū)超稠油有效開發(fā)的關鍵因素[5-8]。

        圖1 不同溫度下相對滲透率對比

        3 試驗區(qū)選擇

        結合E區(qū)油藏的地質(zhì)特征,制定的試驗區(qū)優(yōu)選原則如下:

        1)與超臨界蒸汽吞吐井不在同一斷塊;

        2)油層分布穩(wěn)定、厚度較大;

        3)儲層有代表性;

        4)附近井試油產(chǎn)量較高。

        儲層研究表明,Y4區(qū)塊Y4—Y401井區(qū)儲層分布穩(wěn)定,儲層厚度在40 m以上,砂巖厚度在13 m左右。油層厚度等值圖表明,該井區(qū)油層分布穩(wěn)定,砂巖與砂礫巖油層總厚度在20 m以上[9]??紫抖鹊戎祱D表明,該井區(qū)孔隙度在25%左右,物性較好。Y4井區(qū)單井試油試采數(shù)據(jù)表明,單井產(chǎn)油量2.18~15.90 t/d,針對E區(qū)超稠油開發(fā)效果良好。在綜合考慮以上因素的前提下,為避開超臨界蒸汽吞吐井區(qū),優(yōu)選Y401井區(qū)作為注熱水開發(fā)試驗區(qū)。

        4 井型、井距確定

        單井試油產(chǎn)能表明,水平井初期有一定產(chǎn)能,而直井產(chǎn)量很低,大部分井無自然產(chǎn)能。Y4井區(qū)油層分布穩(wěn)定,厚度15~25 m,適合水平井開發(fā)。但從節(jié)約投資、減少鉆井風險及快速開展現(xiàn)場試驗的角度考慮,采用直井[10-11]。

        對于注采井距均為50 m,分別注入35,75,100,210℃水,進行了數(shù)值模擬研究,20 a末采出程度分別為 6.63%,8.87%,10.54%,18.34%,井口流體溫度越高,開發(fā)效果越好;為了超稠油的經(jīng)濟有效開發(fā),在實現(xiàn)有效驅(qū)替的同時,降低生產(chǎn)成本,決定對100℃熱水驅(qū)加熱半徑進行數(shù)值模擬研究[7-8],結果表明,井距在70 m時可以實現(xiàn)有效驅(qū)替(見圖2)。

        對于注水溫度為100℃,不同注采井距下的開發(fā)效果進行了預測,結果表明,井距越小,20 a末采出程度越高(見圖 3)[12-17]。

        圖2 70 m井距注100℃熱水溫度場分布

        圖3 注入100℃熱水時不同井距的采出程度

        調(diào)研資料顯示,國內(nèi)蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)井距基本為70~100 m,綜合確定注熱水試驗區(qū)井距為70 m。

        5 注采能力分析

        5.1 吸水能力

        利用E區(qū)前期2口注水井Y4平和Y4平1注水數(shù)據(jù),對吸水能力進行了分析,Y4平井注常溫水米吸水指數(shù)為 0.009 m3/(d·MPa),Y4 平 1 井注高溫蒸汽后再注常溫水,米吸水指數(shù)為 0.023 m3/(d·MPa),吸水能力明顯提高。同時驅(qū)替實驗表明,60℃熱水驅(qū)替啟動壓差為21 MPa,200℃熱水驅(qū)替啟動壓差為0.68 MPa,高溫注水時啟動壓差顯著降低。

        5.2 注入量

        1)YD平3-5井為稠油注水開發(fā)區(qū)塊唯一的水平注水井,用此井吸水能力與直井類比,求取倍數(shù)關系。全區(qū)直井注水井平均米吸水指數(shù)是水平井的3.3倍。由于YD平3-5井水平段長度僅為74.5 m,在其他條件不變的理想狀態(tài)下,若按水平段長度400 m進行折算,直井米吸水指數(shù)為水平井的17.5倍。由此對米吸水指數(shù)進行折算,當注水厚度為10 m時,Y4平井正常注水的直井注水量可達到22.3 m3/d,Y4平1井注蒸汽

        后注常溫水的直井注水量可達到58.8m3/d(見表1)。

        表1 直井注水量計算結果

        2)借用物性、埋深類似的L2區(qū)塊米吸水指數(shù)進行類比計算。L2區(qū)塊油藏埋深2 200~2 300 m,儲層平均孔隙度為 28.9%,平均滲透率 595.5×10-3μm2,油藏埋深2 200~2 300 m,油層溫度66.1℃,地層原油黏度為611 mPa·s,壓力系數(shù)為1.008。該區(qū)塊米吸水指數(shù)為0.16 m3/(d·MPa),借用此值計算直井日注水量為23.6 m3。結果表明,Y4區(qū)塊直井注常溫水的日注水量可以滿足注采平衡需要。

        5.3 注入壓力

        Y4區(qū)塊比M區(qū)地層壓力系數(shù)高,原油黏度大,實際注水要困難得多。對于直井注水,由于注水厚度小,在不超破裂壓力的前提下進行注水,直井最大日注水量在20 m3左右,高溫蒸汽處理后最大日注水量可以達到60 m3左右。在不超破裂壓力的注水條件下,試驗區(qū)應采用25 MPa注水系統(tǒng)。

        5.4 注入流體溫度

        針對實際井深,在注入100℃熱水時,對不同注入速度下井底流體溫度進行了模擬預測,結果表明:注入速度為20 m3/d時,井底流體溫度為64.1℃,基本不造成冷傷害(見圖4)。注入15℃冷水時,對不同注入速度下井底流體溫度進行了模擬預測,結果表明:注入速度為20 m3/d時,井底流體溫度為45℃,冷傷害比較嚴重。在地層壓力下,原油黏度對溫度敏感性很強,注入水溫度過低,必然會造成原油黏度增加,流動性變差。井口注入流體溫度應在90℃以上。

        圖4 注入100℃熱水時不同注入速度下的井溫分布

        5.5 產(chǎn)油能力

        對E區(qū)梧桐溝組單井試油數(shù)據(jù)進行分析,結果表明:直井稠油層米采油指數(shù)為低產(chǎn)稠油層的8.2~11.7倍,直井米采油指數(shù)為水平井的1.6~6.3倍;平面上,各斷塊單井米采油指數(shù)差異較大。

        利用前期試油井的米采油指數(shù)計算直井采油能力,直井單井產(chǎn)能在0.2~1.9 t/d,自然產(chǎn)能很低,考慮注熱水有一定效果,初期單井穩(wěn)定產(chǎn)油量在1.5~2.0 t/d。

        6 井網(wǎng)部署及指標預測

        沉積微相研究表明,E區(qū)梧桐溝組儲層主要為南物源的扇三角洲水下分流河道沉積砂體,主河道方向為東南—西北向[18]。

        對3種不同類型的井網(wǎng)進行了對比研究:反五點井網(wǎng)1注采方向與主河道方向最小夾角均為60°;反五點井網(wǎng)2注采方向與主河道方向有不同夾角;反九點井網(wǎng)大部分井的注采方向與主河道方向最小夾角小于 60°(見圖 5)。

        由于儲層的非均質(zhì),采用反五點井網(wǎng)1,油井見水后含水率上升速度快;反九點井網(wǎng)由于水井對應油井多,不能滿足注采平衡需要;采用反五點井網(wǎng)2,既能從不同的角度驗證不同方向熱水驅(qū)效果,又能滿足注采平衡需要。

        圖5 3種不同類型井網(wǎng)對比

        方案部署要點:

        1)采用反五點井網(wǎng)2,注采井距70 m;

        2)考慮主河道為東南—西北方向,注采方向與主河道方向有不同夾角;

        3)利用探井Y401采油,新鉆直井2口:注水井(Y4-1)、采油井(Y4-2)(見圖 5b)。 新鉆井利用熱水洗井解除污染。

        按單井初期產(chǎn)油2 t/d進行開發(fā)指標預測[19],初期采油速度2.2%,10 a末采出程度為9.9%,效果較好。

        7 結論

        1)井口流體溫度越高,開發(fā)效果越好;注100℃熱水,注采井距70 m,可以實現(xiàn)有效驅(qū)替;井口流體溫度一定時,井距越小,采出程度越高。

        2)直井日注100℃熱水20 m3時,井底流體溫度略高于油層溫度,不會造成冷傷害。

        3)試驗區(qū)采用反五點井網(wǎng)2,注100℃熱水開發(fā)10 a末采出程度可以達到9.9%,效果較好。

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