大凌河油田蒸汽驱转换开发方式研究

大凌河油田蒸汽驱转换开发方式研究

柴油层通常采用热采，其开发方法主要包括：油挤出、蒸汽吸收、蒸汽排放、燃烧油层。目前辽河油区稠油的主要开发方式为蒸汽吞吐,且吞吐的区块大都处于吞吐开发后期。蒸汽吞吐开发方式决定了在吞吐开采后,井间必然存在大量尚未动用的剩余油,从国内外大量研究及稠油油藏的开发实践看,在条件允许的情况下,吞吐开发后多进行了开发方式的转换,将其作为油藏主要的开发阶段,进一步改善储层动用状况,提高油藏的最终采收率。1不同地质特征大凌河油层杜239块大凌河油层是辽河油区稠油主力开发区块之一,其构造上位于辽河盆地西部凹陷西斜坡中段的齐曙上台阶东部地区,主要开发目的层S3中大凌河油层,含油面积0.789km2,地质储量810.8万吨。杜239块大凌河油层地质特征见表1。杜239块大凌河油层1991年全面进入100m井距蒸汽吞吐开发阶段,96年以后进行了五个井组的蒸汽驱先导试验,截止到2012年底,杜239块投产103口井,开井37口,平均单井吞吐12.6周期,日产油42t,综合含水87.4%,累产油量316.7×104t,累积油汽比1.1,采油速度0.23%,采出程度39.1%。2后期蒸汽剂开发中存在的问题杜239块大凌河油层经历了21年的开发历程,目前蒸汽吞吐已经进入后期,高轮低效的矛盾日益突出,同时生产中面临着诸多问题。2.1生产压差下降蒸汽吞吐开发是一种不断消耗地层能量的降压开采方式。随着采出程度的增加,地层压力不断下降,导致有效生产压差变小。1997年生产压差为4MPa时,单井年产量2876t。到2005年生产压差减小到1MPa,单井年产量仅为769t。2.2剩余油挖掘潜力杜239块大凌河油层纵向动用程度已达到80%,蒸汽吞吐10周期时,平面动用距离在40m左右,剩余油挖掘潜力小。98年在油层发育的主体部位进行了70m井距加密,与周围老井生产效果相当,随着油层动用程度上升,井间挖潜的效果将会逐渐变差。2.3快速减速和快速开发方法是提高采收率的有效手段杜239块大凌河油层目前年产油2.7万吨,区块年平均递减率为10%,为了有效的控制产量递减,需要及时进行转换开发方式的研究。3提高蒸汽驱油收率的研究普通稠油油藏蒸汽吞吐后的开发方式主要有蒸汽驱、热水驱、热水+氮气+泡沫驱等。其中蒸汽驱是目前最成熟的、也是吞吐后最主要的转换方式。3.1关于蒸发驱动器的研究根据蒸汽驱的筛选标准、数值模拟、物理模拟、经验公式计算等方法,针对杜239块的油藏条件,进行了蒸汽驱的适应性和可行性研究。3.1.1选择蒸汽驱动物驱动器的基准根据国内外提出的蒸汽驱筛选标准,结合杜239块的油藏参数,通过对比杜239块油藏的主要参数均比较适合蒸汽驱的筛选标准。3.1.2蒸汽驱方式的采收率利用单井组数值模拟预测了吞吐到底、转蒸汽驱的开发效果。结果表明,蒸汽驱方式的采收率最高,达到28.7%,比吞吐到底方式高22.8%。单井组净产油的指标蒸汽驱最高可达到6.7×104t。3.1.3驱油效率的测量杜239块大凌河油层利用单管物理模型进行了不同温度水及蒸汽驱油实验,结果表明,驱油效率取决于驱替流体的相态和驱替流体的温度。同一温度下,驱替流体相态不同则驱油效率不同,200℃的蒸汽比200℃的水驱油效率提高6个百分点,说明进行蒸汽驱可以取得较好的开发效果。3.2蒸汽驱替阶段杜239块在96~99年先后开展了5个井组的100m井距反九点蒸汽驱先导试验,试验目的层为大凌河油层上段,50℃脱气原油粘度5316mPa·s。转驱前含油饱和度为69%,吞吐采出程度为25.5%,油层压力2MPa左右。先导试验井组注汽转驱期间产液量、含水升高,产油量稳中略有上升,压力和温度不断爬升,生产特点表明已经进入蒸汽驱替阶段。由于汽驱时间短、注汽质量差、周围井吞吐生产等因素,先导试验进行了不长时间,但是从开发效果上可以看出蒸汽驱试验效果显著。4蒸汽吞吐的开发开发层系的合理划分、井网井距的选择、注采操作参数的优化是蒸汽驱开发取得成功的基础,杜239块在蒸汽吞吐开发的过程中经历了井网调整、层系间分采与合采。转蒸汽驱开发后能否延续开发层系、井网井距,是蒸汽驱经济、合理开发必须考虑的问题。4.1层系的划分和组合开发层系的划分直接影响蒸汽吞吐后期转换开发方式的成功,本次杜239块大凌河油层蒸汽驱可行性研究确定采用上段一套层系进行开发。4.1.1“舌状”中部砂体上段I、II油组间隔层厚度分布呈中部薄,周边厚的特点,“舌状”中部砂体发育,单砂体厚度较大,隔层厚度在1~2m,层系间界线部分井劈层,有“天窗”现象。隔层岩性为泥岩,泥质不纯,常含粉砂,有时可见2mm~3mm的砾石。4.1.2油挤出严重杜239块大凌河油层全区103口油井发生76口井,209井次汽窜,纵向上单采上段I、II油组生产井汽窜较为严重。4.1.3蒸汽驱层系开发式井数值模拟结果表明,采取一套层系比两套层系开发效果略好,同时两套层系开发又要多打2/3的井,从经济效益的角度出发,确定本次蒸汽驱采用一套层系开发。4.2覆盖物的地层划分杜239块大凌河油层在原注蒸汽热采开发方案设计中,采用100m×141m井距的正方形井网实施吞吐开采,后再油层发育主体部位加密70m井距。本次井网井距设计立足现有条件,综合考虑各方面的影响因素,最终确定采用反九点70m井距进行蒸汽驱开发。4.2.1正方形井网部署理论计算蒸汽驱的合理开发井网为反九点井网。杜239块开发初期也是本着将来转蒸汽驱的原则进行的正方形井网的部署,目前全块正方形井网的部署格局,正适合了蒸汽驱的开发井网格式。4.2.2蒸汽驱剩余资源的合理利用通过计算蒸汽吞吐阶段不同井距下井组的剩余可采储量(表5),目前70m井距条件下,蒸汽驱开发井组的剩余可采储量较高,可以保证该块得以充分的动用,同时与齐40块70m井距工业化蒸汽驱相比,整体开发效果较好,可以获得较高的采收率。4.2.3在油层限制厚度的情况下，单井70m全斜井的液位可在实际生产中实现4.3优化汽驱运行参数实践表明,蒸汽驱的操作条件(包括注汽速度、蒸汽干度、采注比等)是蒸汽驱能否取得成功的重要部分。4.3.1注汽速率的影响注汽速率决定了向油藏提供热量的多少,对应不同的油层厚度和不同井距则对应了不同的注汽速度。最优的注汽速率条件下,油层加热效率高,蒸汽超覆或蒸汽窜进程度较轻,蒸汽带体积最大,如与排液速度相匹配时,注蒸汽开采就可获得较好的油汽比、采油速度和采收率。根据国内外成功蒸汽驱的经验以及先导试验的实际情况,推荐汽驱时注汽速率为1.6~1.8m3/(d·ha·m)。4.3.2汽驱干度蒸汽干度越高,汽化潜热就越大,开发效果越好,因此在汽驱时要采用较高的蒸汽干度。考虑到从锅炉到井底的热量损失以及目前工艺水平,确定井底的蒸汽干度应大于50%。4.3.3注汽速度与注汽速度匹配在蒸汽驱开采过程中,在优选的蒸汽干度及注汽速度下,每个井组的生产井的排液速度都要与注汽速度相匹配。大量的数值模拟研究和现场生产实践证明,要想获得较好的汽驱效果,采注比要大于1.2,保证蒸汽带能够推进、扩展,减少热损失,形成降压驱动,使生产井见效快,缩短排水期。因此确定在驱替阶段蒸汽驱的采注比要达到1.1~1.2。5根据应用结果和指标预测5.1井网部署井网按照油藏工程设计结果,进行了如下部署:杜239块大凌河油层采用一套注汽井网,在油层厚度大、设计排液量高的部位采用二套生产井网,共部署14个井组(70m井距反九点井网),这14个井组,包含注汽井14口,生产井84口,观察井6口,总井数104口。利用老井59口,新井45口。5.2蒸汽驱开发时间杜239块大凌河油层部署14个汽驱井组控制地质储量437×104t,预计连续蒸汽驱开发6年,后转间歇蒸汽驱开发2年,热水驱2年,累积产油104.08×104t,阶段采出程度23.82%,油汽比0.18,最终采收率62.6%。6蒸汽驱系统开发(1)杜239块处于吞吐开发后期,继续吞吐面临诸多困难,转蒸汽驱开发是可行的;(2)理论计算和现场试验表明,蒸汽驱是杜239块吞吐后合适的开发方式,通过转换蒸汽驱开发方式,最终采收率可以达到62.6%,比吞吐预测提高23.82个百分点;(3)完善汽驱井网、提高排液量,实现采注比1.2,是提高驱油效率、改善汽驱效果的保证。(4)杜239块大凌河油层蒸汽驱开发,在有