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      八面河油田薄層稠油油藏?zé)岵蓪?shí)踐與認(rèn)識(shí)

      2012-11-21 10:06:44屈文波
      關(guān)鍵詞:上亞八面防砂

      屈文波

      (中石化勝利油田分公司清河采油廠,山東 東營 262714)

      八面河油田薄層稠油油藏?zé)岵蓪?shí)踐與認(rèn)識(shí)

      屈文波

      (中石化勝利油田分公司清河采油廠,山東 東營 262714)

      介紹了八面河油田薄層稠油油藏?zé)岵蓪?shí)踐。通過不斷的技術(shù)攻關(guān),現(xiàn)場(chǎng)探索試驗(yàn),完善配套工藝,逐步發(fā)展形成了適合八面河油田薄層稠油油藏的熱采工藝技術(shù)。該技術(shù)以優(yōu)化注汽參數(shù)和選井選層為核心,以熱采防砂、油層保護(hù)等為關(guān)鍵,突破了稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)的篩選極限,提高了開發(fā)效果,對(duì)提高其他稠油油藏采收率具有借鑒意義。

      八面河油田;薄層稠油油藏;熱采工藝

      1 地質(zhì)特點(diǎn)

      面138區(qū)地處壽光市清水泊農(nóng)場(chǎng),構(gòu)造位置處于東營凹陷南斜坡中南段,與八面河鼻狀構(gòu)造相鄰,探明含油面積17.1km2,探明地質(zhì)儲(chǔ)量1461.6×104t??傮w構(gòu)造格局是一個(gè)受中生界基底控制的、繼承性發(fā)育的單向斜坡,下第三系地層由北向南超覆,向東南上傾方向地層不斷遭受剝蝕,與局部小斷層組合形成構(gòu)造-地層圈閉。該區(qū)分沙四段和沙三上亞段2套層系開發(fā):沙四段主要發(fā)育濱淺湖沉積,主要的沉積微相為灘脊、灘側(cè)緣、濱淺湖泥3種沉積微相;沙三上亞段主要發(fā)育為三角洲前緣沉積,主要的沉積微相為水下分流河道、河口壩、水下分流河道間及河道間泥等,多條河道向西北延伸,平面上砂體互相疊置,北部邊水活躍。地層物性參數(shù)見表1。

      表1 面138區(qū)油藏地質(zhì)參數(shù)

      2 開采概況

      面138區(qū)2004年首先投入開發(fā)沙四段,由于該區(qū)的儲(chǔ)層條件屬于國內(nèi)外蒸汽吞吐開采標(biāo)準(zhǔn)的下限,方案設(shè)計(jì)立足于早期注水開發(fā),平均單井日產(chǎn)油僅1.5t,采油速度0.2%。面138區(qū)沙三上亞段2005年投入開發(fā),北部地層能量充足,方案設(shè)計(jì)采用熱采開發(fā);南部油層有效厚度相對(duì)比較大(平均有效厚度8.2m),方案設(shè)計(jì)采用熱采開發(fā)。平均單井日產(chǎn)油僅2.1t,采油速度0.3%。

      鑒于以上情況,2006年在沙四段開展6口井的單井蒸汽吞吐試驗(yàn),增油效果明顯。2007年逐步放寬選井條件,擴(kuò)大熱采范圍,整體開發(fā)效果明顯得到改善。2008年該區(qū)全面投入熱采開發(fā)。截止2011年12月,面138區(qū)共熱采60口、80井次,累注蒸汽122537t,有效期內(nèi)累計(jì)產(chǎn)油85749t,累計(jì)增油68755t。熱采平均有效期183d,平均單井次增油859t,綜合油汽比0.7。

      3 熱采實(shí)踐與認(rèn)識(shí)

      薄層熱采過程中采取了優(yōu)選熱采井、優(yōu)化注汽參數(shù)、復(fù)合吞吐工藝、熱采防砂工藝、油層保護(hù)等措施,并針對(duì)不同地質(zhì)特點(diǎn)采取不同的措施[1]。面138區(qū)沙四段油層薄(平均有效厚度4.3m,最低1.5m),熱采時(shí)熱損失大,必須提高注汽強(qiáng)度,優(yōu)化注汽參數(shù)設(shè)計(jì)。針對(duì)沙四段東部特稠油(平均原油粘度10000mPa·s),采用注汽壓力高超臨界的注汽鍋爐。針對(duì)面138區(qū)沙三上亞段北部邊水活躍的特點(diǎn),熱采以小汽量熱力引效為主,南部針對(duì)地質(zhì)特點(diǎn),立足于熱采開發(fā)。針對(duì)熱采出砂問題,采用了循環(huán)充填防砂工藝,使熱采有效期延長。針對(duì)回采水率低,采用尿素泡沫復(fù)合吞吐工藝,提高熱采開發(fā)效果。通過以上一系列措施,逐步完善熱采選井條件。

      3.1優(yōu)選熱采井

      圖1 面138區(qū)沙三上亞段有效厚度與增油量關(guān)系圖

      影響熱采效果的地質(zhì)因素包括原油粘度、油層有效厚度、油層凈總比、含油飽和度、油層滲透率和油層非均質(zhì)性等[2]。通過相關(guān)性研究表明,影響面138區(qū)沙三上亞段熱采效果的主要地質(zhì)因素是油層有效厚度,厚度越大熱采效果越好(見圖1);影響138區(qū)沙四段熱采效果的主要地質(zhì)因素是含油飽和度和泥質(zhì)含量,含油飽和度大于50%且泥質(zhì)含量小于20%,能獲得較好的熱采效果(見圖2、圖3)。

      圖2 面138區(qū)沙四段含油飽和度與單井周期增油量關(guān)系圖 圖3 面138區(qū)沙四段泥質(zhì)含量與單井周期增油量關(guān)系圖

      3.2優(yōu)化注汽參數(shù)

      面138區(qū)沙四段屬特薄油藏,平均有效厚度4.3m,早期熱采注汽參數(shù)設(shè)計(jì)沿用面120區(qū)油藏注汽參數(shù),效果不理想,平均油汽比0.32。根據(jù)威爾曼公式,油層厚度越薄,熱損失越大。因此面138區(qū)沙四段屬特薄油藏需在原來設(shè)計(jì)基礎(chǔ)(注汽強(qiáng)度330t/m)上加大注汽強(qiáng)度。

      通過幾年的摸索,針對(duì)沙四段特薄油層,加大了注汽強(qiáng)度,逐步形成較合理的注汽參數(shù)設(shè)計(jì)(注汽強(qiáng)度定在450~500t/m),取得了比較好的熱采效果。同時(shí)針對(duì)沙四段東部特稠油油藏注汽壓力高(平均注汽壓力19MPa)的實(shí)際,配套使用超臨界鍋爐大排量、高壓力、高溫度,提高注汽質(zhì)量,改善熱采效果,平均油汽比0.51。面138區(qū)沙三上亞段北部油層物性好、邊水活躍的井,為了防止熱采后邊水過快突進(jìn),影響熱采效果,進(jìn)行了熱力引效,優(yōu)化為小汽量注汽。注汽量控制在1600t左右,取得了比較好的熱采效果(見表2)。

      表2 面138區(qū)沙三上亞段北部邊水活躍區(qū)油井熱力引效效果統(tǒng)計(jì)表

      3.3復(fù)合吞吐工藝

      目前八面河稠油熱采復(fù)合吞吐工藝主要有N2+蒸汽吞吐和尿素-泡沬復(fù)合吞吐。N2+蒸汽吞吐受設(shè)備、場(chǎng)地的限制,現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施難度較大;尿素-泡沬復(fù)合工藝的注入工藝簡(jiǎn)單,操作方便。所以優(yōu)先考慮尿素-泡沬復(fù)合工藝,現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了較好的效果,油汽比由0.19提高到0.42,回采水率由0.2提高到0.33。

      3.4熱采防砂工藝

      面138區(qū)稠油油藏埋藏淺,地層膠結(jié)差,易出砂,必須采取防砂措施才能正常生產(chǎn)。該區(qū)塊出砂以粉砂和細(xì)粉砂為主,為了提高防砂效果,主要選擇高壓充填防砂。但是部分油井熱采投產(chǎn)后,暴露出生產(chǎn)較短時(shí)間后即出砂的問題,主要原因如下:一是高壓充填工具無循環(huán)充填通道,導(dǎo)致防砂過程中環(huán)空充填不實(shí)。二是注汽壓力甚至高于防砂時(shí)地層充填壓力,大排量、高壓力注汽條件下,環(huán)空充填礫石被帶入油層深部,導(dǎo)致防砂失效。針對(duì)這一問題,研究并應(yīng)用了可循環(huán)充填工藝[3]。

      1)充填工具改為可循環(huán)充填工具 工具結(jié)構(gòu)里面增加了一個(gè)轉(zhuǎn)換總成,充填時(shí)油套始終處于連通狀態(tài)。地層擠壓充填完后,打開套管閥門,降低排量對(duì)井筒環(huán)空進(jìn)行充填,礫石逐漸沉積并壓實(shí)在井筒環(huán)空,攜砂液通過篩管-防砂充填工具的轉(zhuǎn)換總成進(jìn)入油套環(huán)空,最后返出到地面。該工藝能確保環(huán)空充填的厚度與強(qiáng)度。

      2)防砂管柱自帶沖管 沖管接在充填工具下面,沖管離絲堵距離2m左右。防砂施工完后可不動(dòng)管柱進(jìn)行反循環(huán)洗井,節(jié)約一次起下管柱的時(shí)間與費(fèi)用。并且由于沖管尾端離絲堵只有2m距離,因此,可以確保留井防砂管柱沖洗干凈。

      2008年在6口可循環(huán)充填防砂井上開展熱采試驗(yàn),熱采后生產(chǎn)未出現(xiàn)出砂現(xiàn)象,效果良好。

      4 下一步研究方向

      4.1繼續(xù)開展復(fù)合輔助吞吐工藝試驗(yàn)

      隨著熱采區(qū)塊降壓開采歷程的延長,部分區(qū)塊出現(xiàn)地層壓力下降快或含水率上升快的趨勢(shì),則要求增效助劑具有提高降粘、回采水率和波及體積等復(fù)合功能。針對(duì)中高滲厚層、高含水儲(chǔ)層條件(包括水平井)可開展高溫N2泡沫輔助吞吐試驗(yàn)[4],針對(duì)中低滲薄層、低含水稠油(包括水平井)可采用液態(tài)CO2吞吐試驗(yàn)。

      4.2稠油催化降粘技術(shù)

      八面河油田部分稠油區(qū)塊原油粘度已超過30000mPa·s,屬超稠油,為提高熱采效果,可考慮使用催化降粘技術(shù)[5]。催化降粘與常規(guī)意義的降粘有很大區(qū)別,它不是簡(jiǎn)單單一的熱吞吐降粘、或乳化降粘,而是一個(gè)綜合催化降解改質(zhì)降粘、氧化降粘和堿乳化降粘的復(fù)合降粘措施。其使用的高效催化劑可在高溫(150~300℃)下將高凝高粘稠油裂解斷鏈生成較小分子的輕質(zhì)油、反應(yīng)生成一定碳數(shù)的羧酸鹽,通過重質(zhì)油的輕質(zhì)化以及生成的表面活性劑使油乳化成O/W乳化液,從而大幅度降低稠油粘度,提高稠油流動(dòng)能力。

      [1]楊華龍.八面河油田稠油熱采工藝現(xiàn)狀及下步建議[J].江漢石油職工大學(xué)學(xué)報(bào),2009(6):23-25.

      [2]程紫燕.勝利油田稠油熱采數(shù)值模擬研究進(jìn)展 [J].油氣地質(zhì)與采收率,2010(6):46-49.

      [3]龍桂英.八面河油田稠油熱采井防砂技術(shù) [J].內(nèi)蒙古石油化工,2011(16):20-26.

      [4]郝立軍.稠油熱采氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)技術(shù)實(shí)驗(yàn)研究[J].石油地質(zhì)與工程,2010(3):32-35.

      [5]王桂勛.勝坨油田稠油催化降粘技術(shù)研究[J].精細(xì)石油化工進(jìn)展,2010(3):29-31.

      [編輯] 洪云飛

      10.3969/j.issn.1673-1409(N).2012.06.025

      TE345

      A

      1673-1409(2012)06-N077-03

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