大凌河油田蒸汽吞吐方案优化研究

大凌河油田蒸汽吞吐方案优化研究

改善开发方式蒸汽吞咽是油藏开发的主要方法，可在油藏开发的早期和中期得到良好的开发效果。但随着吞吐周期的增加,油藏压力不断下降,造成开发效果变差、井间温度分区性强以及井间干扰现象频繁发生。由于各油井生产周期的差异,造成油藏“三场”分布极为不均,不具备进行转换开发方式的前提条件。通过面积组合注汽等技术可有效解决高周期吞吐井间干扰、油汽比低的矛盾,由此达到改善开发效果的目的。因此,杜239断块大凌河油藏通过组合式蒸汽吞吐方式进行了调整,并对注汽方式以及各项参数进行了优化研究。1中厚层-状边水稠油藏杜239断块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中段齐曙上台阶的东部,大凌河油藏为一断鼻构造,受砂体和构造控制,含油面积0.90km2,地质储量597×104t,油藏埋深为1100m左右,为中厚层-块状边水稠油油藏。该油藏平均孔隙度为26.4%,平均渗透率为1105×10-3μm2,20℃地面原油密度为0.963g/cm3,50℃地面脱气原油粘度为14000mPa·s。截至2003年12月,该断块共有各类井96口,开井72口。断块日产油157t,累计产油295.38×104t,累计产水209.77×104t,采油速度为0.96%,采出程度为49.5%;累计注汽240.74×104t,累计油汽比1.22,综合含水74.8%,平均单井吞吐9.5个周期。油藏原始地层压力为10.3MPa,目前地层平均压力为2.1MPa,总压降为8.2MPa。2式中汽吞咽的概念和建模2.1蒸汽吞吐多井组所谓组合式吞吐是指在蒸汽吞吐开发单元中,多口井按优选设计的排列组合进行有序的蒸汽吞吐方式。其机理为:利用多井组集中注汽、集中生产,提高蒸汽的热利用率;通过合理安排注汽顺序,改善油层温度场、含油饱和度场和压力场的平面分布,使地下流体由孤立的单井点运移转换为开发单元内的整体运移,从而明显改善吞吐开发效果。2.2单井吞吐时间以杜239断块主体部位为模拟区域,区内包括41口油井,含油面积为0.16km2,地质储量300×104t,平均单井吞吐9.5个周期。平面上采用非均质网格系统(39×37),最大间距20m,最小10m,纵向上划分11个小层,网格节点数达15873个。建模后进行了地质储量和生产动态拟合,生产动态拟合主要计算了累计产油量、累计产水量和单井产油量、产水量等指标,拟合精度较高,拟合误差值为3.5%～5.7%。3综合蒸发体积优化研究3.1方案2:单井采收率高根据油藏实际情况考虑了4种组合方式:方案1为网格上所有井同注同采;方案2为网格上所有井行间错开交替注,全采(行错开);方案3为网格上所有井,中心井连续注汽,周围井采油;方案4为网格上所有井,行间错开连续注汽,非注汽行油井采油(行错开),模拟结果见表1。从表1可以看出,方案3与方案4虽然采出程度较高,但油汽比较低;方案1与方案2生产时间接近,累计油汽较方案2低0.03,但阶段采出程度较方案2高约4.0%,因此方案1为优选结果,可获得比持续蒸汽吞吐高2.6%的采收率。方案1的实施,有效地改善了油藏“三场”(温度场、压力场及饱和度场)的分布(图1～6)。3.2有明显差异,这4个月内,有3.注汽速度选取300、350、400以及450t/d进行数值模拟研究,结果见表2。从表2中可以看出,在相同的生产时间内,随注汽速度的增加,阶段产油量、油汽比和阶段采收率同步增加,考虑现场注汽锅炉注汽时排量一般小于20t/h,因此,优选最佳注汽速度为400m3/d。3.3注汽量对周期油汽比的影响周期注汽量选取2000、2100、2200、2300、2400、2500、2600、2700、2800、2900以及3000t进行数值模拟研究,结果见表3。从表3可以看出,随着注汽量的增加,周期产油量增加,而周期油汽比下降。以目前区块年油汽比0.45作为优选标准,周期注汽量为2500t时生产效果最佳。3.4油汽比的变化焖井时间选取1、2、3、4、5、6、7、10、15以及20d进行数值模拟研究,结果见表4。从表4可以看出,不同焖井时间下,油汽比没有变化。但是,当焖井时间超过2d时,阶段产油量有一个降幅,阶段产油量递增幅度较小,因此2d为最佳焖井时间。3.5化研究的结果蒸汽吞吐规模选取9、12、16、20、30以及32口进行数值模拟优化研究,结果见表5。由表5可以看出,随着组合式蒸汽吞吐规模的扩大,井组累计产油量、平均单井日产油量和油汽比呈现递增的趋势,但考虑现场注汽锅炉的限制,因此,认为确定同注同采同注同采规模以16口井左右为宜。4大凌河油的数值模拟分析(1)同注同采方式可明显改善油藏“三场”分布,从而达到改善开发效果的目的。(2)针对杜239断块大凌河油藏的实际情况,应用数值模