Ⅱ类稠油藏蒸汽驱调控技术研究与应用

2022-09-12

一、蒸汽驱基本情况

Ⅱ类稠油油藏蒸汽驱先导试验区, 含油面积0.34km2, 地质储量225×104t, 目的层埋深975m, 有效厚度28m, 主要以3m以下的中~薄层为主, 占总厚度72.9%, 单层厚度大于5m的仅占27.7%, 净总厚度比0.43。储层属高孔高渗储层, 孔隙度24.8%, 渗透率为1739×10-3μm2。油层渗透率非均质程度强, 突进系数2.35, 变异系数0.79。50℃脱气原油粘度9064MPa.s, 原油密度0.9922g/cm3, 折算油层温度45℃脱气原油粘度13000mp.s, 属重质稠油。原始地层压力9.6MPa, 汽驱时地层压力2.5MPa, 油藏类型为中~薄互层状边底水油藏, 油水界面-1020~-1040m。

于2008年6月采用83米井距、反九点法注采井网、一级两段分层汽驱方式投产9个井组蒸汽驱试验, 日配注1124t/d, 采注比1.1, 注汽速度1.65t/d.ha.m。目前试验区总井80口, 其中生产井69口, 注汽井11口, 日产液1280t, 日产油175t, 含水86.3%, 日注汽1050t, 瞬时采注比1.22, 油汽比0.17。

二、Ⅱ类油藏蒸汽驱存在的主要开发矛盾

1. 开发初期蒸汽腔建立缓慢

非均质油层层薄、层多, 区块平均单层厚度1.0-3.5m, 净总比0.43。隔层厚度1.4-6.6m, 夹层密度50.4%。转驱初期热损失多、生产井井底流压高, 使油层压力难以有效降低, 导致蒸汽进入油层后, 部分蒸汽以热水的形式存在, 汽腔形成缓慢。

2. 纵向油层层间受效差异矛盾突出

综合多种动态监测资料显示, 纵向油层受效极不均衡, 层间矛盾突出。产液差和不产液层占总射孔厚度的45%, 其中不产液占26%。主力产液层只有1个层, 占油井近50%产量。另外, 井温剖面也反映出主力产出层同为主要吸汽层, 其它层吸汽差或不吸汽。

3. 闪蒸导致油井无法正常生产

随着油层温度逐渐升高, 部分入井流体已经处于汽液临界状态, 入泵时流体闪蒸, 发生汽锁现象, 导致油井有动液面但生产特征显示供液差, 无法正常生产。

4. 井组无法满足提高采注比要求

区块在转蒸汽驱开时已经处于吞吐开发后期, 地层压力仅2.5MPa, 这有利于蒸汽驱汽腔的形成, 但不利于供液, 加之Ⅱ类油藏油层薄、渗透性差, 无法满足采大于注的需求。所以, 只能通过较高的采注井数比来实现高的采注比, 试验采用反九点井网, 采油井数相对较少, 无法满足提液要求。

三、Ⅱ类油藏蒸汽驱所采取的调控技术

1. 采取“强采强排”手段, 使在试验初期加速建立起热连通。

对见效滞后或未见效井采取吞吐引效、调参、换泵、加深泵挂深抽等“强采”手段, 最大限度降低液面“强排”生产, 降低井底流压, 增大生产压差, 加速注采井间热连通的建立。降低生产井动液面实质是降低其井底流压;降低井底流压必然相对降低蒸汽注入压力;低压条件汽驱可获得相对较高的比容和汽化潜热。

2. 采取分采手段强制启动受效差层, 平衡层间受效差异。

针对非均质油藏油层纵向受效不均的矛盾, 采取分采手段, 对受效差层与受效好层利用同井点老井实施分层开采, 强制启动受效差层, 降低低渗层油层压力, 引导汽腔形成与扩展, 平衡层间受效差异。主要通过利用老井、老井侧钻和老井更新三种方式分采。

3. 采取微型压裂手段, 提高中低渗层渗流能力, 引导汽腔扩展。

试验区目的层发育单层厚度小、渗透性差, 注采井间很难形成较大生产压差, 导致蒸汽腔难以有效扩展。根据监测资料以、生产状况以及油层发育特征, 优选对具有一定厚度的中低渗层进行压裂, 有效降低了生产井油层压力, 引导了蒸汽腔在中低渗透层的扩展, 有效提升汽驱效果。

4. 实施高温三相调驱, 扩大平面波及体积, 改善蒸汽驱驱替效果。

高温三相泡沫调剖剂体系主要由聚合物凝胶―固相颗粒―表面活性剂组成的综合体系。聚合物溶液携带的固相颗粒进入高渗透层, 起到封堵作用;聚合物溶液成凝胶后, 增加体系强度, 增强封堵效果;泡沫体系在地层中产生“贾敏效应”, 具有调剖、改变蒸汽走向作用;凝胶体系中的高温表面活性剂, 有改变地层润湿性, 降粘助排作用。从而改善蒸汽平面走向, 扩大平面波及体积。

5. 采取软件预警与现场调控相结合, 控制闪蒸, 保证油井正常生产。

针对入井流体闪蒸导致井口供液差, 不能正常生产的油井, 与高校合作研发软件, 有效预警闪蒸现象发生, 进而采取加深泵挂、下防气泵生产、下调生产参数控制闪蒸。根据蒸汽性质, 目的在于增加流体入泵压力和降低温度, 从而保证油井入泵保持液相状态, 恢复油井正常生产。

四、取得的效果初步评价

1. 实现了单井日产和总产量的有效提升。

通过采取一系列调控技术, Ⅱ类油藏先导试验区实现了产量翻番的好效果。单井日产油相对吞吐开发提高3.5倍, 年产油提高近9倍。

2. 关键技术指标达到Ⅰ类油藏汽驱同期水平。

油汽比、采注比等关键指标达到了Ⅰ类油藏水平。油汽比最高达到0.19, 平均在0.16以上, 采注比达到1.3, 与I类油藏齐40块蒸汽驱指标接近。

3. 地层压力始终稳定在合理的低水平。

试验区合理控制动液面生产, 始终将地层压力保持较低水平, 在2.5MPa左右, 从而获得较高的蒸汽比容, 促进蒸汽腔有效扩展。

五、结论与认识

1. 保持较低地层压力是Ⅱ类油藏取得较好汽驱效果的关键。

2. 各项调控措施的本质是降低高压层或高压区域的地层压力。

3. 针对注汽井低渗段在投注前实施先期压裂可能是比较好的选择。

摘要：锦45块是典型的μ类稠油油藏, 单层厚度薄、隔夹层多、非均质性严重, 同时存在活跃的边底水。2008年在该块实施了μ类稠油油藏蒸汽驱先导试验, 已经高效运行6年时间。期间, 针对油藏基础条件差所带来的如井网不能满足提液要求、纵向层间受效差异大、平面波及不均等开发矛盾, 形成井网重组、强采、分采、压裂引效、闪蒸控制以及调驱等综合配套调控技术, 保证了试验高效运行, 相对转驱前, 单井日产油提高3.5倍, 年产量提高9倍, 关键指标达到甚至超过μ类油藏蒸汽驱水平, 为稠油转蒸汽驱开发起到重要的指导和借鉴作用。

关键词：蒸汽驱,μ类稠油油藏,调控技术,辽河油田