提高海外河油田蒸汽吞吐技术效果的研究与应用

2023-02-13

前言

海外河油田于1989年投入开发, 属于常规稠油注水开发油田, 目前处于高含水后期;受复杂的地质构造、高速开发、长期注水及油层压力逐年下降等因素影响, 停产井不断增多;随着水驱开采年限的延长, 轻质原油被采出的比重增大, 重质原油滞留于地层中, 致使地层原油密度增高;采出原油粘度增大及采液强度下降, 使油井低压低产, 导致常规油水井措施效果变差, 油井普遍高含水, 开发难度进一步加大。目前海外河油田主要的油井增产措施以蒸汽吞吐为主, 但随着注汽轮次的增加, 出现注汽热量利用率低, 油井稳产期短, 且产量递减速度快, 多轮注汽效果差等问题;由于油稠、油层埋藏深和井下工具影响的因素, 造成所需的注汽压力高, 注汽困难等现象;注水开发后期, 油层含水饱和度高, 降低注汽干度, 影响了注汽效果;海外河油田断裂发育构造复杂, 油藏类型多, 油水关系复杂造成了注汽效果逐年变差, 提高海外河油田蒸汽吞吐技术效果的研究与应用意义重大。

一、提高蒸汽吞吐效果研究与应用

针对影响蒸汽吞吐技术的各种问题, 从优质选井、优质送汽、优质产油等各个方面入手, 进行综合治理, 优化注汽运行, 提高注汽效率, 增加注汽阶段油气比, 最终达到最佳注汽的目的。

1. 优质选井

优选有注汽价值的井, 首先参考动液面、产液量、含水、原油物性参数 (粘度、凝固点) 等指标, 进行综合界定, 挑选符合注汽标准的油井。

(1) 普通稠油<25-35℃, 水平井温度小于50℃适宜注汽。

(2) 普通稠油井、高周期生产井废弃产量0.5-1.0t。

(3) 多轮次注汽油井, 油汽比≥0.1。

从符合注汽标准井中优选潜力井:

(1) 优选高粘度不出的停产井。

(2) 微构造高部位低产井。

(3) 位于复杂小断块内或断层附近的水下分流河道低产不出井。

(4) 剩余油饱和度较高的边部地区油井。

2. 优选送汽

(1) 优化注汽方式, 优化注汽参数

根据动态分析, 实施动态配注, 以“注够汽, 注好汽, 不注1立方米无效汽”为原则, 按所需注汽量的多少将注汽井分为四种注汽方式:预处理:新投井或新生产层, 在正式吞吐前进行预处理, 清洗近井地带堵塞, 预热地层, 降低后续注汽压力;常规热处理:本周期注汽后因泵况、砂卡等多种原因未能及时生产的井;因地层有一定的储热和能量, 扶产后可以先开抽, 若开不起来, 热处理后开, 减少频繁注汽造成热量的浪费;短周期:离油水边界50-70m未水淹或弱淹井的油井。一方面利用边水能量生产, 另一方面抑制边水推进速度, 防止油井水淹过快;正常周期:油层认识清楚的新井、措施井, 周期吞吐效果好的老井。

预处理注汽量为第一周期注汽量的1/2左右;热处理注汽量为正常周期注汽量的1/4-1/3左右;短周期为正常周期注汽量的1/3-1/2左右。对于多吞吐周期井, 需逐周期增加注汽量, 以扩大加热范围。水平井的周期注汽量通常根据每米完井长度确定。经过实践证明, 适合海外河油井的其他注汽参数:1、直井注汽量在1000-1500t, 水平井注汽量在2500-3500t。2、干度井口大于70%, 井底大于40%以上。3、注汽速度选择13~18t/h。4、注汽强度选择15~20t/m。

(2) 优化注汽组合

水平井周围高部位长停井恢复效果较好, 剩余油较丰富, 具有挖潜价值。实施直井与水平井组合注汽的模式, 可加大井间蒸汽波及体积, 提高剩余储量动用程度, 改善低产井生产状况。针对埋深相近 (压差1.0MPa以下) , 已发生汽窜井组合, 或未发生汽窜但采出程度相近的井组合, 实施一注多采注汽模式。

3. 优质产油

(1) 利用防砂注汽一体化技术保障注汽效果

海外河由于储层成岩作用差、油稠等因素影响, 油井普遍出砂, 其中海1块和海26块尤为严重, 目前采用注汽降粘与防砂技术相结合的“防注一体化技术”解决油井出砂难题。

(2) 实时监测油井动态技术参数的变化, 及时调整生产方法, 是达到生产效益最优的前提

首先, 在油井注汽后开采的初级阶段, 油层加热使原油粘度降低, 原油流动性增大, 调高冲次, 有效提高排液量。因为采液强度过大, 近井地带压降大于油水重力压差时, 底水容易锥进, 所以制定合理采液强度, 才能抑制底水锥进速度, 确保单井产能效果最好。其次, 在注汽井生产一段时间后, 实时监测油井动态技术参数的变化, 当地层温度低于50℃时, 原油粘度急剧增加, 调整油井工作参数, 低压差小排量生产;防止边底水锥进, 保持地层能量, 为下次蒸汽吞吐或蒸汽驱油做准备。