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    單家寺油田單56塊蒸汽驅(qū)開發(fā)預測

    2018-09-10 01:02:24李強
    大東方 2018年5期
    關(guān)鍵詞:蒸汽驅(qū)

    李強

    摘 要:濱南采油廠單家寺油田單56塊目前生產(chǎn)層是館陶組館下段地層的1、2、3砂體,西部較東部油藏更發(fā)育,其中中部油藏厚度較大,東部以薄油藏為主,原油粘度極高,平均達5-10×104毫帕秒,已達超稠油標準,單56塊在注汽吞吐采油過程中出現(xiàn)了嚴重的層間矛盾,蒸汽吞吐開發(fā)效率低,無經(jīng)濟效益。針對這一情況,需要綜合利用滲透率平面圖、隔層平面圖、區(qū)塊儲量動用情況等動靜態(tài)資料,分析層間潛力,在此基礎(chǔ)上,研究蒸汽驅(qū)開發(fā)措施并分析其適應(yīng)性,以改善蒸汽驅(qū)效果,提高油層動用狀況。

    關(guān)鍵詞:單56塊;蒸汽驅(qū);層間矛盾;油層動用狀況

    前言

    單56塊目前分層開采效果較好,但層間矛盾日益突出,嚴重影響剩余油挖潛。本文主要針對單56塊稠油開采過程中出現(xiàn)的嚴重的層間矛盾,研究蒸汽驅(qū)開發(fā)適應(yīng)性,分析轉(zhuǎn)驅(qū)時機、蒸汽驅(qū)開發(fā)層系劃分、井網(wǎng)井距、注汽參數(shù)優(yōu)化等問題,并制定合適的蒸汽驅(qū)方案部署,改善蒸汽驅(qū)效果,提高單56塊油層動用狀況,并對開發(fā)效果進行預測。

    一、蒸汽驅(qū)開發(fā)適應(yīng)性分析

    根據(jù)蒸汽驅(qū)采收率經(jīng)驗公式計算單56塊油層厚度22.00m,原油粘度30000.00mpa.s,含油飽和度0.52,滲透率變異系數(shù)0.50f,凈總厚度比0.58,蒸汽驅(qū)采收率20.63%。在目前蒸汽吞吐的基礎(chǔ)上蒸汽驅(qū)能提高采收率20.63%(表15-4),增加可采儲量201.1萬噸。因此從提高采收率的角度看,單56塊館下段適合蒸汽驅(qū)開發(fā)。

    ER=9.92+2.82ho-0.044h02+2.74lg?o-1.411g2?o+62.04So+5.56Dp-39.52D2p-131.481lg2ht-0.026D

    單56塊館下段有兩個井組進行了蒸汽驅(qū)開發(fā)實驗,小井距試驗區(qū)2000年投產(chǎn),包括7x11井組和10x8兩個井組,7x11井組2002年11月汽驅(qū),2003年7月停注轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井,10x8井組2003年5月汽驅(qū),2005年7月停注轉(zhuǎn)生產(chǎn)井。

    試驗井組吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后,9-x7、9-9、11-7、11-9和10x10見效,注采井距70-100m。受效井蒸汽驅(qū)階段對應(yīng)周期生產(chǎn)時間250-600d,周期累積產(chǎn)量4400-5500t,周期油汽比1.4-2.2t/t,回采水率都超過100%,由于蒸汽驅(qū)補充能量,使吞吐周期生產(chǎn)時間延長,周期產(chǎn)油量增加。

    試驗井組吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)后,月遞減由2.75%降低到0.53%,采收率由19%提高到27.8%。通過這兩個井組試注,表明超稠油蒸汽驅(qū)是可行的,通過本次技術(shù)攻關(guān),完善井網(wǎng)和注采對應(yīng)性,配套工藝技術(shù),超稠油蒸汽驅(qū)將產(chǎn)生好的效果(圖1-1)。

    二、轉(zhuǎn)驅(qū)時機分析

    當輪次采油的總成本(注汽成本與生產(chǎn)成本之和)與輪次產(chǎn)油銷售相持平時,蒸汽吞吐已沒有效益,需要改變開發(fā)方式[1]。

    油價40美元每桶時,經(jīng)濟極限油氣比為0.295;從輪次與油汽比變化關(guān)系看,吞吐10輪以后油汽比低于0.3,因此轉(zhuǎn)驅(qū)的最佳時機為吞吐10輪以前,蒸汽吞吐開發(fā)已經(jīng)沒有經(jīng)濟效益。因此從經(jīng)濟角度分析應(yīng)該轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。

    從油層壓力分布情況來看(圖1-2),油層壓力滿足蒸汽驅(qū)開發(fā)條件,除邊部個別井油層壓力較高外,主體區(qū)域地層壓力均在5Mpa以下,加密區(qū)壓力達到3MPa以下。

    三、蒸汽驅(qū)開發(fā)層系劃分

    對比分析了統(tǒng)注井和分注井的吸氣剖面資料,并采用數(shù)值模擬方法分別對比了籠統(tǒng)注汽和分層注汽方式。分層注汽生產(chǎn)時間為300d,累計注氣量未6*104t,累計產(chǎn)油量2.7*104t,油氣比未0.45,采出程度50.53%;籠統(tǒng)注汽生產(chǎn)時間為300d,累計注氣量未6*104t,累計產(chǎn)油量1.9*104t,油氣比未0.32,采出程度41.64%(表1-2);數(shù)值模擬預測分層注汽可以保證各層的蒸汽注入量,各小層吸汽比較均勻,比籠統(tǒng)注汽提高采收率4.89%,最終推薦分層注汽方式。

    四、井網(wǎng)井距論證

    從蒸汽驅(qū)井距與采收率關(guān)系來看,目前單56塊主體部位加密區(qū)井距平均110米左右,外圍非加密部位井距150米左右,通過數(shù)值模擬研究,井距在100米左右時為最佳井距,因此在主體加密部位可以直接進行蒸汽驅(qū)開發(fā)。

    從兩種注采井網(wǎng)的對比結(jié)果來看,五點法注采井網(wǎng)初期最終累產(chǎn)低。同時考慮注采平衡,從注采井數(shù)比和最優(yōu)注采比考慮率,反九點注采井網(wǎng)注采井數(shù)比為1:3,反五點注采井數(shù)比為1:1。反九點注采井網(wǎng)注汽井與生產(chǎn)井的注汽量和產(chǎn)液量比為2:5,反五點注汽井與生產(chǎn)井的注汽量和產(chǎn)液量比為1:1.2。從目前蒸汽吞吐的生產(chǎn)能力看反九點井網(wǎng)比較合適。

    五、注汽參數(shù)優(yōu)化

    通過數(shù)值模擬的方法,對注汽速度、注汽壓力、蒸汽干度和采注比進行參數(shù)優(yōu)化對比。合理注汽速度為5.5t/m/d,合理注汽壓力小于6Mpa,合理注汽干度大于50度,合理采注比為1.2(圖1-3)。

    蒸汽汽驅(qū)開發(fā)是一個多因素相互影響的結(jié)果,動態(tài)法僅能總結(jié)單因素和開發(fā)效果之間的相互關(guān)系[2]。正交試驗設(shè)計是研究多因素多水平一種高效統(tǒng)計方法,它是由方案影響因素的全部水平組合中,挑選部分有代表性的水平組合進行試驗,對過對這部分試驗結(jié)果的分析了解全面試驗的情況,找出最優(yōu)的水平組合。因此,在動態(tài)法優(yōu)化的注采參數(shù)的結(jié)果上,利用正交試驗法對六個優(yōu)化參數(shù)分別設(shè)計三個因素水平,利用油藏數(shù)值模擬進行多參數(shù)協(xié)同優(yōu)化。對正交試驗結(jié)果進行極差分析,對開發(fā)效果影響最顯著的注采因素排序是:注汽速度>注汽干度=注采比>注汽壓力。

    最優(yōu)的注采參數(shù)組合是注汽速度5.5t/m/d,注汽壓力6MPa,注汽干度80℃,采注比1.2。

    六、方案部署

    本次方案部署分為兩大部分,一、邊部水平井繼續(xù)采用蒸汽吞吐開發(fā),二、主體加密區(qū)采用反九點注采井網(wǎng)開展蒸汽驅(qū),共部署注汽井18口,生產(chǎn)井73口(圖1-4)。

    配產(chǎn)配注時蒸汽驅(qū)合理的注氣速度為5.5t/m/d;平均單井油層厚度為22m,計算得到平均單井日注汽量為121t/d;蒸汽驅(qū)采用反九點注汽井網(wǎng),根據(jù)采注比和生產(chǎn)注汽井數(shù)比計算得到平均單井日產(chǎn)液量為48.4m3/d(表1-3)

    通過對比了蒸汽驅(qū)開發(fā)方案和不調(diào)整繼續(xù)吞吐方案10年開發(fā)指標,不論是從日產(chǎn)油量、累產(chǎn)油量和采出程度的對比結(jié)果來看蒸汽驅(qū)開發(fā)方案都有較大優(yōu)勢。因此推薦蒸汽驅(qū)開發(fā)方案。

    預測了十年的蒸汽驅(qū)開發(fā)生產(chǎn)指標,初期日產(chǎn)油0.11萬噸/天,采油速度3.2%,預測十年末含水94.3%,采出程度33.3%。

    參考文獻

    [1]盧樹濤,楊釗,孟祥平等,利用竄流層提高蒸汽驅(qū)油效果數(shù)值模擬研究[M].北京:石油工業(yè)出版社,2013.119-121

    [2]朱正軍等,蒸汽驅(qū)數(shù)值模擬[A],勘探技術(shù)論文集[C],北京:石油大學出版社,2011:85-114

    (作者單位:中國石化勝利油田濱南采油廠)

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