導(dǎo)語：蒸汽驅(qū)合理注采比論文一文來源于網(wǎng)友上傳，不代表本站觀點，若需要原創(chuàng)文章可咨詢客服老師，歡迎參考。

摘要:研究蒸汽驅(qū)的合理汽驅(qū)參數(shù)對稠油開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)具有很重要的指導(dǎo)意義,在對KD53塊蒸汽吞吐開發(fā)效果、邊底水侵入規(guī)律的基礎(chǔ)上,本文從注采方面對合理汽驅(qū)參數(shù)進行研究,摸索出了間歇汽驅(qū)的合理周期,并在該塊進行應(yīng)用,取得較好效果。同時也為類似油藏提供了可借鑒的經(jīng)驗。

關(guān)鍵詞:邊底水;稠油;蒸汽驅(qū);合理汽驅(qū)參數(shù)

紅柳油田墾東53塊油層主要分布在館陶組下段,主力油層是Ng下1、Ng下2、Ng下3,地質(zhì)儲量234萬噸,占總儲量的82.1%。構(gòu)造形態(tài)為由南東向北西傾沒的鼻狀構(gòu)造,東陡西緩,傾角65°,構(gòu)造高點在KD5-15,KD5-20井附近,內(nèi)部發(fā)育一次生斷層,將區(qū)塊斷層分割為兩塊,含油面積2.1km2,地質(zhì)儲量285萬噸,可采儲量43.3萬噸,標(biāo)定采收率15.2%。平均地面原油密度為0.9783g/cm3,平均粘度為4344mPa•s,屬稠油油藏,主要依靠稠油熱采工藝開采。

1、蒸汽吞吐開發(fā)中存在問題

1.1、吞吐開采井普遍見地層水

目前投產(chǎn)的油井無水采油期只有90d左右,投產(chǎn)27口油井,90%的井已見地層水,綜合含水高達83.5%,油水邊緣的5口油井含水已到97%以上,無水采油期短,水淹狀況嚴(yán)重。

1.2、油井含水上升快

通常,吞吐開采油井,在回采初期皆有一個排水期,隨著蒸汽凝結(jié)水排出,含水會迅速下降以至到零。當(dāng)吞吐周期不斷循環(huán)進行時,后期的油井含水下降值不可能和較早的吞吐周期一樣,而會保持逐次增高的某一含水?dāng)?shù)值,這是吞吐開采的正常規(guī)律。

墾東53塊油藏水侵后油井的含水變化規(guī)律有所改變,表現(xiàn)為油井在采油周期內(nèi)含水先降后升。而且,由于原油粘度高,油水粘度差大,含水上升速度相當(dāng)快。

1.3、產(chǎn)量遞減率大,吞吐難以穩(wěn)產(chǎn)

吞吐井穩(wěn)產(chǎn)期短,注汽井投產(chǎn)不久,靠近邊水的油井峰值產(chǎn)量即大幅度遞減,表現(xiàn)出明顯的彈性驅(qū)油特征。統(tǒng)計表明,老井歷年產(chǎn)量月遞減率為3.0%,折合年遞減率20%左右。較快轉(zhuǎn)周期雖可補充能量延緩遞減,但頻繁轉(zhuǎn)周期卻會降低經(jīng)濟效益。

2、蒸汽驅(qū)開發(fā)現(xiàn)狀

紅柳油田KD53塊自1997年1月投入開采以來,先后經(jīng)歷了蒸汽吞吐開發(fā),蒸汽吞吐與間歇蒸汽驅(qū)相結(jié)合的開發(fā)階段,2001年10月投入蒸汽驅(qū)開發(fā),采用不規(guī)則井網(wǎng),注采井距約200m,汽驅(qū)含油面積1.5km2,動用地質(zhì)儲量95.53×104t。截止到2008年1月,墾東53塊共投產(chǎn)油井39口,開井?dāng)?shù)31口,汽驅(qū)井組3個,日油水平133.7t/d,單井日產(chǎn)油水平4.3t/d,綜合含水88.57%,累計產(chǎn)油34.2746×104t,累計注汽29.3819×104t,采油速度1.71%,采出程度12.03%。

3、合理汽驅(qū)參數(shù)研究

孤東稠油井油層主要為薄層或薄互層,對連續(xù)注蒸汽驅(qū)極為不利,主要表現(xiàn)在合理的注汽速度較小、現(xiàn)場注汽鍋爐產(chǎn)汽速度與需要注汽速度很難匹配,連續(xù)注汽容易造成汽竄。目前在KD53塊蒸汽驅(qū)主要采取間歇汽驅(qū)方式,間歇蒸汽驅(qū)是注汽井周期性地向油層中注入蒸汽的一種非常規(guī)蒸汽驅(qū)方式,在油層中造成不穩(wěn)定的脈沖壓力狀態(tài),使之經(jīng)歷地層升壓和降壓兩個過程,從而促進毛管滲吸驅(qū)油作用,擴大注入蒸汽的波及效率,達到降低含水、提高油層采收率之目的。

間歇蒸汽驅(qū)設(shè)計與優(yōu)化,主要是對間歇汽驅(qū)參數(shù)的優(yōu)化設(shè)計和間歇時間的優(yōu)化。間歇汽驅(qū)參數(shù)主要指汽驅(qū)間歇時間段、周期注汽量、注汽速度、注汽干度等指標(biāo)。間歇汽驅(qū)注汽參數(shù)控制總體思路是在保證鍋爐優(yōu)質(zhì)注汽、提高注汽干度的前提下,依據(jù)瞬時注采比確定合理周期注汽時間和注汽速度,依據(jù)汽驅(qū)井組地質(zhì)特點和動態(tài)變化確定周期注汽時間及周期注汽量,按照合理的總注采比計算間停階段需要的產(chǎn)液量,進而確定出間歇汽驅(qū)需要的間停注汽時間段。

注汽速度的選擇與吞吐井不同。吞吐井注汽速度選擇高值,主要是減少注汽占用時間,增加油井產(chǎn)量,汽驅(qū)井注汽速度要考慮的因素主要是減少蒸汽在地層中的指進,防止出現(xiàn)氣竄,KD53塊汽驅(qū)井注汽速度一般要控制在7.5t/h以下。

井底蒸汽干度對蒸汽驅(qū)效果影響較大,井底蒸汽干度在40%以下時,蒸汽驅(qū)效果明顯變差,生產(chǎn)時間變短,累計產(chǎn)油大幅度下降。井底蒸汽干度提高后,蒸汽驅(qū)效果提高。因此,蒸汽驅(qū)過程中一定要盡可能提高注汽質(zhì)量,保證井底蒸汽干度達到40%以上,以使蒸汽驅(qū)取得較好的效果。

注汽周期是在安排汽驅(qū)參數(shù)時重點考慮的一個問題,注汽周期短,注汽量過小,熱量波及范圍小,達不到應(yīng)有注汽效果;注汽周期長,階段注汽量過大,容易發(fā)生氣竄。階段注汽量控制主要考慮不同的井組不同。為此我們以地面汽驅(qū)注入熱水量和吞吐注入的熱水量為注入量,以油井采出液量的地面體積為采出量,以兩者比值為地面注采比,作為決定間歇汽驅(qū)周期的參考參數(shù),根據(jù)實驗數(shù)據(jù)分析,當(dāng)汽驅(qū)井汽驅(qū)時,地面注采比高于0.7時,井組呈現(xiàn)含水上升,產(chǎn)量下降趨勢,即確定當(dāng)注采比為0.7左右時為最佳停注時間,停注后,發(fā)現(xiàn)當(dāng)?shù)孛孀⒉杀葹?.48時,井組呈現(xiàn)出液量下降,井組產(chǎn)量下降的趨勢,即確定地面注采比為0.48時為最佳間歇注汽時間,同時結(jié)合汽驅(qū)井組油井的見效情況,綜合調(diào)整注汽周期。

4、應(yīng)用與效果

2007年通過在該塊4個汽驅(qū)井組合理調(diào)理汽驅(qū)參數(shù)后,取得較好效果,通過分析井組地面注采比和虧空情況,對注采比較高的井組延長停注時間,例如對轉(zhuǎn)周時間長、注采比高汽驅(qū)見效明顯的KD5-10井組,注汽方式由初期的注20天停10天調(diào)整為注5天停20天,后觀察該井組油井KD5-20、KD5-21井溫、含水變化情況,分析有汽竄現(xiàn)象,目前已停注;對汽驅(qū)見效初期、注采比低的KD5-29、KD5X18井組,注汽方式由初期的注25天停10天調(diào)整為注10天停15天,對見效不明顯的KD53X6汽驅(qū)井組,注汽方式不變,仍為注20天停10天。通過合理調(diào)控汽驅(qū)參數(shù),使4個汽驅(qū)井組產(chǎn)量均呈現(xiàn)穩(wěn)定中有升的趨勢,又合理穿插完成了9口井的蒸汽吞吐工作,確保了該塊汽驅(qū)外油井產(chǎn)量穩(wěn)定。

2008年由于套管錯斷造成汽驅(qū)井3口報廢,汽驅(qū)井組產(chǎn)下下降迅速,在及時更新汽驅(qū)措施恢復(fù)注采井網(wǎng)的基礎(chǔ)上,綜合分析汽驅(qū)井停注期間對應(yīng)油井的動態(tài)變化,提出采取改變間歇汽驅(qū)時間(由以前的注10天停10天改為注20天停10天)、上調(diào)階段注汽量、提高注汽干度的措施,補充地層能量,使井組產(chǎn)量穩(wěn)中有升,以KD5N18汽驅(qū)井組為代表,該汽驅(qū)井更新后,通過合理調(diào)整注采參數(shù),井組產(chǎn)量由15t/d上升到30t/d。

5、結(jié)論

KD53塊由于邊底水活躍,水侵日益嚴(yán)重,實施靠近邊底水部位排水、內(nèi)部蒸汽驅(qū)的效果好于邊部不排水的蒸汽驅(qū)效果。在調(diào)整汽驅(qū)參數(shù)過程中,注采平衡不僅是確定注水單元合理注采比的依據(jù),也是確定蒸汽驅(qū)注采比的依據(jù)。在確定蒸汽驅(qū)合理注采比后,再確定合理的間歇汽驅(qū)周期是可行的,且在現(xiàn)場應(yīng)用中取得顯著效果。

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