毛衛(wèi)榮,鄭孝強(qiáng),王宏,趙鑫 (中石化勝利油田分公司孤島采油廠,山東東營257231)

孤島稠油高效開發(fā)的主要做法

毛衛(wèi)榮,鄭孝強(qiáng),王宏,趙鑫 (中石化勝利油田分公司孤島采油廠,山東東營257231)

孤島稠油油藏條件復(fù)雜,開發(fā)難度大,近年來,通過攻關(guān)技術(shù)、優(yōu)化轉(zhuǎn)周、推廣汽驅(qū),使低品位稠油儲量得到高效動(dòng)用,老井高輪次吞吐后綜合遞減率得到控制,蒸汽驅(qū)規(guī)模和效果不斷擴(kuò)大,實(shí)現(xiàn)了孤島稠油高效開發(fā),為采油廠產(chǎn)量穩(wěn)定運(yùn)行發(fā)揮了重要作用。

孤島稠油;儲量動(dòng)用;吞吐轉(zhuǎn)周;蒸汽驅(qū)

1 孤島稠油開采概況

孤島稠油位于孤島披覆背斜構(gòu)造側(cè)翼,縱向上處于頂部稀油與邊底水之間的油水過渡帶,平面上呈環(huán)狀分布,以邊底水稠油和薄層敏感稠油儲量為主,具有原油黏度差異大(3000～3500m Pa·s)、水侵差異大、儲層發(fā)育差異大的特點(diǎn),油藏條件復(fù)雜,開發(fā)難度大。自1991年采用蒸汽吞吐開發(fā)試驗(yàn)成功后,通過技術(shù)的不斷攻關(guān)、管理的不斷配套,稠油動(dòng)用規(guī)模不斷擴(kuò)大,年產(chǎn)油達(dá)到116×104t,為采油廠的產(chǎn)量平穩(wěn)運(yùn)行發(fā)揮了重要的作用。

2 高效開發(fā)的規(guī)劃

“十二五”以來,孤島稠油面臨新井產(chǎn)能接替陣地減少和動(dòng)用儲量品位變差、老井進(jìn)入高輪次吞吐開發(fā)階段遞減加大的嚴(yán)峻形勢,孤島稠油通過深化油藏認(rèn)識、引領(lǐng)工藝優(yōu)化、強(qiáng)化過程管理,依靠攻關(guān)技術(shù)、優(yōu)化轉(zhuǎn)周、推廣汽驅(qū),實(shí)現(xiàn)了 “兩個(gè)動(dòng)用、一個(gè)發(fā)展、一個(gè)推廣” (圖1),保持了稠油產(chǎn)量的穩(wěn)定。

圖1 孤島稠油主要做法示意圖

2.1 加強(qiáng)油藏評價(jià)和工藝攻關(guān)配套,提高低品位稠油儲量動(dòng)用率

2.1.1 特稠油動(dòng)用

孤島特稠油分布廣、層系多、黏度高、油水關(guān)系復(fù)雜,一直未實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用。通過精細(xì)研究、配套技術(shù)攻關(guān)、一體化運(yùn)行,實(shí)現(xiàn)建產(chǎn)動(dòng)用。

1)系統(tǒng)解剖、分類評價(jià),孤島油田館陶組6砂層組底水特稠油動(dòng)用規(guī)模不斷擴(kuò)大。該區(qū)特稠油由于油水關(guān)系復(fù)雜,儲量不落實(shí),投產(chǎn)油井高含水,無法實(shí)現(xiàn)有效動(dòng)用。近年來通過系統(tǒng)解剖,細(xì)分韻律層,將館陶組6砂層組3小層劃分為3個(gè)韻律層,落實(shí)每個(gè)韻律層砂體儲量,同時(shí)對油藏類型進(jìn)行分類評價(jià),按照主控因素分為巖性、構(gòu)造、物性差異等4類油藏,分別開展動(dòng)用界限研究。2012年在原油黏度相對較低的中二南館陶組6砂層組稠油采用水平井開發(fā),部署的4口水平井采用HDCS(高效油溶性復(fù)合降黏劑和二氧化碳輔助水平井蒸汽吞吐)技術(shù)投產(chǎn)后均獲得高產(chǎn);2013年又在東區(qū)館陶組6砂層組部署1口評價(jià)井,采用HDCS技術(shù)投產(chǎn)也獲得了成功。

2)加大老井復(fù)查、加強(qiáng)開發(fā)技術(shù)研究,墾西深層特稠油動(dòng)用效果好。墾西東營組特稠油由于油層埋藏深(1800～1900m)、原油黏度高(10000～25000m Pa·s),開采難度大,通過開展老井復(fù)查、地層對比和開發(fā)界限研究,實(shí)施分層水平井13口,采用HDCS技術(shù)投產(chǎn),平均單井日油能力達(dá)到14t,實(shí)現(xiàn)了深層特稠油的高效動(dòng)用。

2.1.2 薄層敏感稠油動(dòng)用

館陶組1+2砂層組原來認(rèn)為是溢岸沉積,層薄、砂體分布零散,平面呈土豆?fàn)罘植?儲層連通性差,很難建立注采井網(wǎng)。同時(shí)在原來的技術(shù)條件直井動(dòng)用的厚度界限在6m,水平井在3.4m左右,對于厚度在3m左右的館陶組1+2砂層組儲層無法實(shí)現(xiàn)動(dòng)用。

1)開展儲層精細(xì)描述 南區(qū)館陶組1+2砂層組缺少全區(qū)性標(biāo)志層,但是通過對比發(fā)現(xiàn),存在局部性標(biāo)志層,創(chuàng)新歸納4類8個(gè)對比標(biāo)志,確定該區(qū)塊頂界,實(shí)現(xiàn)全區(qū)精細(xì)劃分對比。

通過開展沉積特征研究,驗(yàn)證該區(qū)塊為網(wǎng)狀河沉積模式,河道展布比較穩(wěn)定,將原來認(rèn)為的土豆?fàn)钌绑w進(jìn)行重新對比劃分后,形成比較穩(wěn)定的河道展布,為下步建立注采井網(wǎng)、規(guī)?；慕óa(chǎn)奠定了基礎(chǔ)。

2)分類開展動(dòng)用技術(shù)界限研究 針對層薄、河道分布窄的網(wǎng)狀河特點(diǎn),通過分類開展技術(shù)界限研究,實(shí)現(xiàn)立體開發(fā),根據(jù)儲層的發(fā)育特點(diǎn),分多層發(fā)育區(qū)和單層發(fā)育區(qū)2類進(jìn)行技術(shù)界限的優(yōu)化。對于多層發(fā)育區(qū),采用直井200m×141m反九點(diǎn)法汽驅(qū)井網(wǎng)一次調(diào)整到位進(jìn)行開發(fā)。對于單層厚度大于3m的區(qū)域,優(yōu)選水平井-水平井井網(wǎng),采用150m井距,水平井平行正對布井方式,水平段長度150～200m;對于厚度小于3m的區(qū)域,研究表明,具有經(jīng)濟(jì)效益的動(dòng)用極限厚度是1.6m,優(yōu)化水平井井距200m,水平段長度300m。

通過逐塊進(jìn)行研究和資源分類,先后對南區(qū)東等5個(gè)館陶組1+2砂層組稠油區(qū)塊進(jìn)行了動(dòng)用,提高采收率18.4%,實(shí)現(xiàn)該區(qū)塊薄層敏感稠油高效動(dòng)用。

2.2 實(shí)施全過程精細(xì)管理,降低稠油遞減率

為控制老井遞減率,實(shí)施 “地層-井筒-井口-地面-鍋爐”全過程精細(xì)管理,提升熱采開發(fā)效益。

1)地層——分類優(yōu)化措施方向 針對地層,分類優(yōu)化措施方向,單一吞吐向復(fù)合吞吐轉(zhuǎn)變。根據(jù)油藏特征和開發(fā)狀況的差異,分為正常單元、低壓易竄、強(qiáng)水侵區(qū)、強(qiáng)敏感稠油4種類型,分別配套常規(guī)吞吐,整體有序吞吐、氮?dú)庹{(diào)剖和復(fù)合吞吐方式來改善開發(fā)效果。例如針對敏感性稠油油藏具有層薄、泥質(zhì)含量高、強(qiáng)水敏的特點(diǎn),進(jìn)行伴注擴(kuò)展劑、降黏劑、氮?dú)?、二氧化碳等?fù)合吞吐工藝來降低注汽壓力、擴(kuò)大蒸汽波及體積、補(bǔ)充地層能量。2013年采用伴注二氧化碳吞吐22井次,平均單井日增油5.0t。

2)井筒——配套舉升工藝 通過配套井筒降黏、雙空心桿、電加熱等舉升工藝,改善稠油井筒流動(dòng)性。例如孤北稠油,由于黏度高、凝固點(diǎn)高、造成液量低、生產(chǎn)周期短,2013年通過應(yīng)用雙空心桿井筒加熱,使單井的轉(zhuǎn)周效果得到明顯改善,轉(zhuǎn)周增油和年增油均達(dá)到近三年來的最高水平。

3)井口——改進(jìn)井口保溫裝置 井口方面通過提升井口保溫裝置減少蒸汽在井口的熱損失,實(shí)現(xiàn)井口蒸汽參數(shù)在線監(jiān)測,提高井口干度,提高熱效率。

4)地面——實(shí)施短距離注汽 配套強(qiáng)化管線接頭保溫,降低地面沿程熱損失。

5)鍋爐——提升鍋爐配置 由常規(guī)鍋爐逐步向高干度高效能發(fā)展,從源頭上提高鍋爐產(chǎn)汽干度。

2.3 蒸汽驅(qū)優(yōu)化設(shè)計(jì),提高稠油采收率

孤島稠油高輪次吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)面臨2個(gè)難點(diǎn),一是油藏埋藏深,二是地層壓力高,這會(huì)造成開發(fā)上注入蒸汽干度低,加熱半徑小。針對問題,通過技術(shù)攻關(guān),提出了采用高干度蒸汽加高溫驅(qū)油劑和泡沫劑協(xié)同增效的化學(xué)蒸汽驅(qū)技術(shù)。為保障化學(xué)蒸汽驅(qū)的順利開展,開展了以下工作。

1)優(yōu)化汽驅(qū)方案設(shè)計(jì) 開展了井網(wǎng)井型、轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)、注采參數(shù)、配產(chǎn)配注的等參數(shù)的優(yōu)化,為實(shí)施提供理論依據(jù),例如井網(wǎng)井型,通過優(yōu)化反九點(diǎn)法直井井網(wǎng)好于五點(diǎn)法井網(wǎng),利用控制體積法進(jìn)行了配產(chǎn)配注的優(yōu)化,對注汽井的注入?yún)?shù)和受效井的生產(chǎn)參數(shù)進(jìn)行設(shè)計(jì),達(dá)到均衡驅(qū)替的目的。

2)配套工藝技術(shù) 一是配套高干度注汽鍋爐保障出口蒸汽干度大于90%;二是配套一體化等干度分配、計(jì)量、調(diào)節(jié)裝置,實(shí)現(xiàn)一臺鍋爐同注多口注汽井;三是配備了高效井筒隔熱工藝,確保井底蒸汽干度大于40%;四是配套了直讀式測試工藝,實(shí)現(xiàn)了井底溫度、壓力的實(shí)時(shí)監(jiān)測。

3)汽驅(qū)過程中及時(shí)跟蹤調(diào)整 在汽驅(qū)過程中根據(jù)不同階段的特點(diǎn),采用 “引、提、調(diào)”跟蹤調(diào)整,確保蒸汽驅(qū)試驗(yàn)取得好效果。

在汽驅(qū)初期,針對吞吐周期低,采出程度低的生產(chǎn)井實(shí)施吞吐引效措施,來建立注汽井與生產(chǎn)井之間的熱連通,形成蒸汽帶。在驅(qū)替階段中期,根據(jù)優(yōu)化結(jié)果,當(dāng)采注達(dá)到1.2時(shí),是熱水驅(qū)向蒸汽驅(qū)的過渡階段,蒸汽帶不斷擴(kuò)展,因此對單井進(jìn)行提液,確保井組采注比達(dá)到1.2,保障蒸汽帶有效擴(kuò)展。在驅(qū)替階段中后期,保障驅(qū)替均衡,防止蒸汽過早突破,實(shí)施了化學(xué)驅(qū)調(diào)堵措施。在調(diào)剖過程中,根據(jù)上一井組的調(diào)剖經(jīng)驗(yàn)和效果,進(jìn)一步優(yōu)化注入方式,同時(shí)對高溫井控液,注汽井降低注汽速度,來保障調(diào)剖效果。

蒸汽驅(qū)通過技術(shù)攻關(guān)和管理配套,蒸汽驅(qū)規(guī)模和效果不斷擴(kuò)大,目前有蒸汽驅(qū)井組19個(gè),年產(chǎn)油達(dá)到14×104t,提高稠油采收率5.0%。

3 結(jié)語

孤島稠油油藏條件復(fù)雜、開發(fā)難度大,“十二五”以來,通過深化油藏認(rèn)識,引領(lǐng)工藝優(yōu)化,強(qiáng)化過程管理等措施,使儲量動(dòng)用率、綜合遞減率、稠油采收率均得到較好的控制,實(shí)現(xiàn)了稠油高效動(dòng)用。

[編輯] 帥群

TE345

A

1000-9752(2014)12-0169-03

2014-08-16

毛衛(wèi)榮(1972-),男,1992年大學(xué)畢業(yè),碩士,高級工程師,長期從事油氣田開發(fā)技術(shù)工作。