边底水稠油油藏合理汽驱参数研究

研究蒸汽驱的合理汽驱参数对稠油开发稳产具有很重要的指导意义,在对KD53块蒸汽吞吐开发效果、边底水侵入 规律 的基础上,本文从注采方面对合理汽驱参数进行研究,摸索出了间歇汽驱的合理周期,并在该块进行应用,取得较好效果。同时也为类似油藏提供了可借鉴的经验。
红柳油田垦东53块油层主要分布在馆陶组下段,主力油层是Ng下1、Ng下2、Ng下3,地质储量234万吨,占总储量的82.1%。构造形态为由南东向北西倾没的鼻状构造,东陡西缓,倾角65°,构造高点在KD5-15,KD5-20井附近,内部发育一次生断层,将区块断层分割为两块,含油面积2.1km2,地质储量285万吨,可采储量43.3万吨,标定采收率15.2%。平均地面原油密度为0.9783g/cm3,平均粘度为4344mPa•s,属稠油油藏,主要依靠稠油热采工艺开采。
　　1、蒸汽吞吐开发中存在问题
　　1.1、吞吐开采井普遍见地层水
　　目前投产的油井无水采油期只有90d左右,投产27口油井,90%的井已见地层水,综合含水高达83.5%,油水边缘的5口油井含水已到97%以上,无水采油期短,水淹状况严重。
　　1.2、油井含水上升快
　　通常,吞吐开采油井,在回采初期皆有一个排水期,随着蒸汽凝结水排出,含水会迅速下降以至到零。当吞吐周期不断循环进行时,后期的油井含水下降值不可能和较早的吞吐周期一样,而会保持逐次增高的某一含水数值,这是吞吐开采的正常规律。
　　垦东53块油藏水侵后油井的含水变化规律有所改变,表现为油井在采油周期内含水先降后升。而且,由于原油粘度高,油水粘度差大,含水上升速度相当快。
　　1.3、产量递减率大,吞吐难以稳产
　　吞吐井稳产期短,注汽井投产不久,靠近边水的油井峰值产量即大幅度递减,表现出明显的弹性驱油特征。统计表明,老井历年产量月递减率为3.0%,折合年递减率20%左右。较快转周期虽可补充能量延缓递减,但频繁转周期却会降低 经济 效益。
　　2、蒸汽驱开发现状
　　红柳油田KD53块自1997年1月投入开采以来,先后经历了蒸汽吞吐开发,蒸汽吞吐与间歇蒸汽驱相结合的开发阶段,2001年10月投入蒸汽驱开发,采用不规则井网,注采井距约200m,汽驱含油面积1.5km2,动用地质储量95.53×104t。截止到2008年1月,垦东53块共投产油井39口,开井数31口,汽驱井组3个,日油水平133.7t/d,单井日产油水平4.3t/d,综合含水88.57%,累计产油34.2746×104t,累计注汽29.3819×104t,采油速度1.71%,采出程度12.03%。
　　3、合理汽驱参数研究
　　孤东稠油井油层主要为薄层或薄互层,对连续注蒸汽驱极为不利,主要表现在合理的注汽速度较小、现场注汽锅炉产汽速度与需要注汽速度很难匹配,连续注汽容易造成汽窜。目前在KD53块蒸汽驱主要采取间歇汽驱方式,间歇蒸汽驱是注汽井周期性地向油层中注入蒸汽的一种非常规蒸汽驱方式,在油层中造成不稳定的脉冲压力状态,使之经历地层升压和降压两个过程,从而促进毛管渗吸驱油作用,扩大注入蒸汽的波及效率,达到降低含水、提高油层采收率之目的。
　　间歇蒸汽驱设计与优化,主要是对间歇汽驱参数的优化设计和间歇时间的优化。间歇汽驱参数主要指汽驱间歇时间段、周期注汽量、注汽速度、注汽干度等指标。间歇汽驱注汽参数控制总体思路是在保证锅炉优质注汽、提高注汽干度的前提下,依据瞬时注采比确定合理周期注汽时间和注汽速度,依据汽驱井组地质特点和动态变化确定周期注汽时间及周期注汽量,按照合理的总注采比 计算 间停阶段需要的产液量,进而确定出间歇汽驱需要的间停注汽时间段。
　　注汽速度的选择与吞吐井不同。吞吐井注汽速度选择高值,主要是减少注汽占用时间,增加油井产量,汽驱井注汽速度要考虑的因素主要是减少蒸汽在地层中的指进,防止出现气窜,KD53块汽驱井注汽速度一般要控制在7.5t/h以下。
　　井底蒸汽干度对蒸汽驱效果影响较大,井底蒸汽干度在40%以下时,蒸汽驱效果明显变差,生产时间变短,累计产油大幅度下降。井底蒸汽干度提高后,蒸汽驱效果提高。因此,蒸汽驱过程中一定要尽可能提高注汽质量,保证井底蒸汽干度达到40%以上,以使蒸汽驱取得较好的效果。
　　注汽周期是在安排汽驱参数时重点考虑的一个问题,注汽周期短,注汽量过小,热量波及范围小,达不到应有注汽效果;注汽周期长,阶段注汽量过大,容易发生气窜。阶段注汽量控制主要考虑不同的井组不同。为此我们以地面汽驱注入热水量和吞吐注入的热水量为注入量,以油井采出液量的地面体积为采出量,以两者比值为地面注采比,作为决定间歇汽驱周期的 参考 参数,根据实验数据分析,当汽驱井汽驱时,地面注采比高于0.7时,井组呈现含水上升,产量下降趋势,即确定当注采比为0.7左右时为最佳停注时间,停注后,发现当地面注采比为0.48时,井组呈现出液量下降,井组产量下降的趋势,即确定地面注采比为0.48时为最佳间歇注汽时间,同时结合汽驱井组油井的见效情况,综合调整注汽周期。

4、应用与效果
　　2007年通过在该块4个汽驱井组合理调理汽驱参数后,取得较好效果,通过分析井组地面注采比和亏空情况,对注采比较高的井组延长停注时间,例如对转周时间长、注采比高汽驱见效明显的KD5-10井组,注汽方式由初期的注20天停10天调整为注5天停20天,后观察该井组油井KD5-20、KD5-21井温、含水变化情况,分析有汽窜现象,目前已停注;对汽驱见效初期、注采比低的KD5-29、KD5X18井组,注汽方式由初期的注25天停10天调整为注10天停15天,对见效不明显的KD53X6汽驱井组,注汽方式不变,仍为注20天停10天。通过合理调控汽驱参数,使4个汽驱井组产量均呈现稳定中有升的趋势,又合理穿插完成了9口井的蒸汽吞吐工作,确保了该块汽驱外油井产量稳定。2008年由于套管错断造成汽驱井3口报废,汽驱井组产下下降迅速,在及时更新汽驱措施恢复注采井网的基础上,综合分析汽驱井停注期间对应油井的动态变化,提出采取改变间歇汽驱时间(由以前的注10天停10天改为注20天停10天)、上调阶段注汽量、提高注汽干度的措施,补充地层能量,使井组产量稳中有升,以KD5N18汽驱井组为代表,该汽驱井更新后,通过合理调整注采参数,井组产量由15t/d上升到30t/d。
　　5、结论
　　KD53块由于边底水活跃,水侵日益严重,实施靠近边底水部位排水、内部蒸汽驱的效果好于边部不排水的蒸汽驱效果。在调整汽驱参数过程中,注采平衡不仅是确定注水单元合理注采比的依据,也是确定蒸汽驱注采比的依据。在确定蒸汽驱合理注采比后,再确定合理的间歇汽驱周期是可行的,且在现场应用中取得显著效果。
　　
 

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