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        超稠油油藏蒸汽驅(qū)可行性分析

        2020-09-10 07:23:49鄭向鵬
        油氣·石油與天然氣科學(xué) 2020年35期

        鄭向鵬

        摘要:本文通過對超稠油蒸汽驅(qū)實(shí)施界限進(jìn)行研究,明確了超稠油可以實(shí)施蒸汽驅(qū),得出了原油粘度是決定汽驅(qū)可行性的關(guān)鍵參數(shù)的結(jié)論。并對超稠油轉(zhuǎn)驅(qū)注采參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化設(shè)計(jì),為同類型油油藏開放提供了技術(shù)參考和借鑒。

        關(guān)鍵詞:超稠油? ?蒸汽驅(qū)? 注采參數(shù)

        超稠油油藏開放方式的選擇有很多種,但根據(jù)研究區(qū)域油藏地質(zhì)參數(shù)與蒸汽驅(qū)、SAGD、火燒油層方式油藏篩選標(biāo)準(zhǔn)對比后,從對比結(jié)果來看,SAGD開發(fā)方式油層單層厚度不夠,火燒油層方式粘度過高,綜合分析看,僅有蒸汽驅(qū)方式可能適用于研究區(qū)域。

        將研究區(qū)域油藏條件與其它Kern River十井組、齊40先導(dǎo)試驗(yàn)、九6區(qū)較成功的蒸汽驅(qū)區(qū)塊進(jìn)行比對,可以看出研究區(qū)域油藏孔、滲、飽條件相對較差,且原油粘度較高,這些將不利于汽驅(qū)效果和最終采收率。受到低原始飽和度的影響,采收率較低,所以在蒸汽驅(qū)實(shí)施過程中,應(yīng)該盡量優(yōu)選純油層實(shí)施蒸汽驅(qū)。

        1、蒸汽驅(qū)實(shí)施界限研究

        1.1基礎(chǔ)模型建立情況

        建立網(wǎng)格20×20×20共8000網(wǎng)格數(shù)的反九點(diǎn)蒸汽驅(qū)均值模型,模型基本參數(shù)參考實(shí)際油藏條件。

        經(jīng)過前期吞吐開發(fā),油藏平均溫度、壓力和飽和度發(fā)生變化,根據(jù)前期研究發(fā)現(xiàn),確定井間溫度為35℃,近井區(qū)域略高,井間含油飽和度為0.65,近井地區(qū)為0.45,油藏壓力有所降低,設(shè)置為1.0MPa。通過調(diào)整粘度,研究蒸汽驅(qū)開發(fā)合理的粘度界限。

        1.2蒸汽驅(qū)粘度界限研究

        粘度越高,驅(qū)油難度越大,注采壓差越大,難以維持較高的采注比,模擬發(fā)現(xiàn),粘度大于10×104mPa.s時,平均油藏壓力超過4MPa(圖12-1),且注入井井底流壓超過7MPa,注汽井壓力過高,可能超過破裂壓力。因此該油藏與開發(fā)方式條件下合理的原油粘度界限為小于10×104mPa.s 。

        1.3蒸汽驅(qū)厚度界限研究

        (1)III類油藏高粘度厚度界限研究

        高粘度開發(fā)過程中,穩(wěn)產(chǎn)期較長,沒有明顯的高峰期,油汽比也相對平穩(wěn)。然而穩(wěn)產(chǎn)期相對滯后,采油速度也較慢。

        研究發(fā)現(xiàn)當(dāng)油層有效厚度需大于15m,才能保證較好的開發(fā)效果,油汽比能保持在0.1以上,低于15m,油汽比低于0.1。

        同時,高粘度開發(fā)過程中發(fā)現(xiàn),除了考慮極限油汽比,超稠油蒸汽驅(qū)注采壓差特別高,蒸汽難以注入,地層壓力過高,注汽干度過低,同時采油井難以采出,因此,需要考慮注采壓差在合理范圍內(nèi)。

        模擬結(jié)果顯示:厚度越小,注汽壓力越高。地層厚度大于30m,能緩解高粘度汽驅(qū)注采困難,然而依舊較難實(shí)施。

        (2)II類油藏中粘度區(qū)域厚度界限

        開發(fā)過程中,有一段穩(wěn)產(chǎn)期,存在高峰期,后期遞減相對較快。研究發(fā)現(xiàn)厚度越小,油汽比越低,當(dāng)油層有效厚度需大于15m(凈總比大于0.4),才能保證較好的開發(fā)效果,油汽比能保持在0.1以上較長時間,有一定穩(wěn)產(chǎn)期。

        (3)I類油藏低粘度厚度開發(fā)界限

        低粘度開發(fā)過程中,初期產(chǎn)量較高,穩(wěn)產(chǎn)期斷,遞減快。研究發(fā)現(xiàn)當(dāng)油層有效厚度需大于12m(凈總比大于0.3),才能保證較好的開發(fā)效果,油汽比能保持在0.1以上較長時間,低于10m產(chǎn)量維持困難。

        1.3研究結(jié)論

        ①原油粘度是決定汽驅(qū)可行性的關(guān)鍵參數(shù),建議在粘度小于10×104mpa.s區(qū)域(粘度<超稠油Ⅰ類),油層厚度大于10m區(qū)域開展蒸汽驅(qū);

        ②區(qū)塊低飽和度油層發(fā)育程度較高,汽驅(qū)后油藏最終采收率一般在35%以下,厚度允許的條件下,盡量在純油層中開展蒸汽驅(qū),以提高經(jīng)濟(jì)效益和采收率;

        ③高粘度區(qū)實(shí)施汽驅(qū)要盡可能放大采注比,防止井底憋壓,發(fā)揮蒸汽汽化潛熱作用,可以考慮間歇汽驅(qū)方式 ;

        ④I類低粘度油藏實(shí)施蒸汽驅(qū),產(chǎn)量上升快,但遞減較快,油層厚度越大穩(wěn)產(chǎn)期越長,建議油層有效厚度大于10m;

        ⑤II類中粘度油藏,見效慢,穩(wěn)產(chǎn)期較長,建議實(shí)施油層有效厚度大于15m;

        ⑥III類高粘度油藏,驅(qū)替困難,低采油速度條件下,需考慮到注采困難問題,實(shí)施油層有效厚度大于30m (目前不具備條件)。

        2、蒸汽驅(qū)注采參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

        由于部分區(qū)域已達(dá)吞吐開發(fā)中后期,為了提高采出程度,需要進(jìn)行方式轉(zhuǎn)換,目前蒸汽驅(qū)是首選的接替方式,本次研究利用實(shí)際模型對不同粘度的三個區(qū)域進(jìn)行蒸汽驅(qū)開發(fā)優(yōu)化設(shè)計(jì),研究內(nèi)容包括:

        ①轉(zhuǎn)驅(qū)時機(jī)優(yōu)化(從現(xiàn)階段開始繼續(xù)吞吐輪次);

        ②井網(wǎng)優(yōu)化(反五點(diǎn)70m井距、反五點(diǎn)100m井距、反九點(diǎn)70m井距);

        ③注采參數(shù)優(yōu)化(注汽速率、采注比、注汽干度);

        ④考慮粘度影響(高、中、低粘度)。

        2.1模型建立

        模型基本參數(shù)根據(jù)北部I類油藏反九點(diǎn)模型建立,初始溫度、壓力、飽和度根據(jù)歷史擬合結(jié)果確定。

        目前北部模型單井平均吞吐5個周期,采出程度20.8%?;A(chǔ)參數(shù)與控制條件包括:注汽速率1.6t/(d.ha.m) 、70m井距注汽速度80m3/d、100m井距注汽速度160m3/d,注汽干度0.8,采注比1.2,截止條件為油汽比0.08。

        2.2井網(wǎng)優(yōu)化

        優(yōu)化三種井網(wǎng)類型:反五點(diǎn)70m井距(邊井為生產(chǎn)井)、反五點(diǎn)100m井距(角井為生產(chǎn)井)、反九點(diǎn)70m井距(利用所有邊井與角井)。

        結(jié)果顯示:100m井距反五點(diǎn):油汽比最高,但生產(chǎn)初期排液能力有限,單井采液速度需達(dá)到50m3/d,注汽井注汽壓力過高,單井注汽速度170m3/d,采注比難以保證,且蒸汽波及范圍小于反九點(diǎn);

        70m井距反五點(diǎn):采油速度最快,但控制儲量較小,采出程度低;

        70m井距反九點(diǎn):采出程度最高,井利用率最高,采油速度快,控制儲量大,采注比容易調(diào)控,70m井距反九點(diǎn)整體開發(fā)效果最好,為推薦井網(wǎng)類型。

        2.3轉(zhuǎn)驅(qū)時機(jī)優(yōu)化

        目前北部模型單井平均吞吐5個周期,采出程度20.8%,油汽比0.4,設(shè)計(jì)直接吞吐與繼續(xù)吞吐1、2、3、4個周期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū),進(jìn)行開發(fā)效果對比。

        結(jié)果顯示,直接轉(zhuǎn)驅(qū)和繼續(xù)吞吐一周期最終采出程度最高,且油汽比也非常接近,因此綜合分析,繼續(xù)吞吐1或2周期轉(zhuǎn)驅(qū)效果最好,分析原因主要因?yàn)楸辈亢惋柡投容^大,粘度較低,吞吐階段效果較好,5輪吞吐已經(jīng)形成熱連通,有較好的轉(zhuǎn)驅(qū)基礎(chǔ)。

        2.4注采參數(shù)優(yōu)化

        分別對注汽速率(即注汽速度)、采注比、注汽干度進(jìn)行優(yōu)化。

        (1)注汽速率

        ? ? 對比注汽速率為0.8、1.2、1.6、2.0、2.4 t/d.ha.m的幾個方案,即分別對應(yīng)反九點(diǎn)注汽井注汽速度為40 、60、80、100、120 m3/d。

        結(jié)果顯示,不同注汽速度油汽比接近,注汽速率達(dá)到1.2t/(d.ha.m)以上效果基本接近,因此,推薦單井注汽速度達(dá)到60m3/d以上。分析原因可能由于該塊埋藏較淺,油層厚度較大,粘度較低,熱利用率較高,較低的注汽速率即可實(shí)現(xiàn)較好的開發(fā)效果。

        ? (2)采注比

        對比采注比為0.8、0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4共七個方案,結(jié)果顯示,采注比1.2明顯好于其他方案。分析原因,采注比過低,壓力較高,蒸汽無法有效擴(kuò)展,蒸汽干度較低,熱量傳播不充分。采注比過高容易導(dǎo)致油層壓力過低,造成注汽溫度過低。因此,最佳采注比為1.2。

        (3)注汽干度

        對比注汽干度為0.1、0.2、0.3、0.4、0.5、0.6、0.7、0.8共八個方案。結(jié)果顯示,干度達(dá)到0.4以上采出程度增加趨于平緩,因此為了保證開發(fā)效果,干度建議達(dá)到0.5以上。一般粘度越低,干度可以適當(dāng)降低,較低的干度即可實(shí)現(xiàn)較好的開發(fā)效果。

        3、蒸汽驅(qū)設(shè)計(jì)結(jié)果

        (1)低粘度區(qū)蒸汽驅(qū)注采參數(shù)設(shè)計(jì):

        根據(jù)以上研究結(jié)果,對北部低粘度區(qū)蒸汽驅(qū)參數(shù)進(jìn)行總結(jié)。

        井網(wǎng):反九點(diǎn)70m井距;

        最佳轉(zhuǎn)驅(qū)時機(jī):繼續(xù)吞吐1~2個周期;

        注采參數(shù):注汽速率:1.2t/d.ha.m以上;

        采注比:1.2;

        注汽干度:0.5以上。

        (2)中等粘度區(qū)蒸汽驅(qū)注采參數(shù)設(shè)計(jì):

        南部井組吞吐不到2輪,采出程度僅2%左右,建議蒸汽驅(qū)選擇粘度小于10×104mPa.s的區(qū)域開展。轉(zhuǎn)驅(qū)前需要進(jìn)行多輪吞吐預(yù)熱,注汽速率和注汽干度也需要適當(dāng)提高,但是要控制好油藏壓力,可以考慮低采油速度條件下實(shí)施間歇汽驅(qū)。利用上述類似方法,優(yōu)化南部中粘度區(qū)最佳汽驅(qū)方案:

        井網(wǎng): 反九點(diǎn)70m井距

        轉(zhuǎn)驅(qū)時機(jī):繼續(xù)吞吐4~6輪

        注汽速率:1.4t/d.ha.m以上

        采注比:1.2

        注汽干度:0.6以上

        油藏壓力:<2Mpa(可考慮間歇汽驅(qū))

        (3)高粘度區(qū)蒸汽驅(qū)注采參數(shù)設(shè)計(jì):

        中部粘度最高,儲層條件差,平均單井吞吐5輪,效果較差,油汽比低,蒸汽驅(qū)選擇難度大。應(yīng)在其它低粘度區(qū)成功實(shí)施的基礎(chǔ)上逐步擴(kuò)大粘度范圍。高粘度區(qū)域注汽速率和注汽干度也需提高,但是油藏壓力要保持較低水平,可以油井吞吐引效+間歇汽驅(qū)的方式。初步設(shè)計(jì)中部高粘度區(qū)域汽驅(qū)參數(shù):

        井網(wǎng):反九點(diǎn)70m井距

        轉(zhuǎn)驅(qū)時機(jī):直接轉(zhuǎn)驅(qū);

        注汽速率:1.6t/d.ha.m以上;

        采注比:1.2;

        注汽干度:0.7以上;

        油藏壓力:<2Mpa(適宜間歇汽驅(qū))。

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