杜229塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗動態(tài)調(diào)控技術(shù).doc

杜229塊超稠油蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗動態(tài)調(diào)控技術(shù)摘要：杜229塊超稠油蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)受到蒸汽吞吐階段采出程度差異、井網(wǎng)不完善、層間非均質(zhì)性、蒸汽超覆、原油粘度高等條件限制和影響，轉(zhuǎn)驅(qū)后表現(xiàn)出局部方向難受效或蒸汽突破快、油層縱向動用不均、采注比低、含水高等開發(fā)特征，為此運用吞吐引效、大修更新、調(diào)剖、分層注汽、提高排液量、高溫氣體驅(qū)油助排等動態(tài)調(diào)控技術(shù)，保證了杜229塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗順利進行并取得了很好的階段效果。關(guān)鍵詞：杜229塊；超稠油；蒸汽驅(qū)；動態(tài)調(diào)控技術(shù)； 前言杜229塊構(gòu)造上位于遼河盆地西部凹陷西斜坡中段，為中深層中厚互層狀超稠油油藏。1998年采用直井蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，2007年進入開發(fā)后期，與2001年高峰期相比，產(chǎn)量由83.2104t下降至26.5104t，采油速度由4.04%下降至1.29%，年油汽比由0.78下降至0.33，地質(zhì)儲量、可采儲量采出程度分別達到21.1%、90.13%。為轉(zhuǎn)換開發(fā)方式，增加可采儲量，實現(xiàn)杜229塊多元化二次開發(fā)，2007年6月開展直井蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗，并充分運用動態(tài)調(diào)控方法，確保試驗順利有效進行，為蒸汽驅(qū)在杜229塊工業(yè)化推廣提供技術(shù)儲備。1 試驗區(qū)油藏概況蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)位于杜229塊東南部主體部位，共有7個70100m井距反九點井組，含油面積0.2009km2，地質(zhì)儲量122.3104t。開發(fā)目的層為下第三系沙河街組沙一、二段及沙三段上部興隆臺、組油層，油藏埋深970m1050m，平均單井油層厚度為30.8m。區(qū)內(nèi)構(gòu)造簡單，地層平緩，總體向東傾沒，傾角510。儲層沉積類型為扇三角洲前緣分流河道砂體沉積，巖性以中細砂巖、含礫不等粒砂巖和砂質(zhì)礫巖為主，膠結(jié)疏松。儲層物性好，孔隙度32.4533.47%，滲透率981174810-3m2，為大孔、高滲儲層。層內(nèi)非均質(zhì)性較弱，屬較均勻型，層間非均質(zhì)性強，屬不均勻型。隔夾層分布穩(wěn)定，油層連通性好，無邊底水影響。原油物性具有“四高一低”特點：高密度（20時原油密度1.0051.01g/cm3），高粘度（50時地面脫氣原油粘度54000130000mPas），高凝固點（2023），高膠質(zhì)、瀝青質(zhì)（49.33%56.88%），低含蠟量（2.19%1.97%）。試驗前地層壓力3.3Mpa，地層溫度75。2 試驗區(qū)動態(tài)調(diào)控技術(shù)界限通過數(shù)值模擬優(yōu)選結(jié)果和同類油藏蒸汽驅(qū)開發(fā)經(jīng)驗值，確定杜229塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)動態(tài)調(diào)控技術(shù)界限為：注汽排量67t/h，井口蒸汽干度7580%，井底蒸汽干度大于50%，單井日產(chǎn)液2535t/d，含水8085%，井口溫度8090，采注比1.01.2，操作壓力34MPa。3 試驗區(qū)階段動態(tài)調(diào)控技術(shù)方法3.1熱連通階段動態(tài)調(diào)控技術(shù)3.1.1、完善井網(wǎng)，整體預(yù)熱，為實現(xiàn)平面上均勻驅(qū)替做準(zhǔn)備在蒸汽驅(qū)開發(fā)方式中，只有各方向連續(xù)的注汽量、穩(wěn)定的排液量，才能夠滿足地層溫度均衡上升，壓力均衡下降，蒸汽帶均衡推進。注采井網(wǎng)不完善，勢必造成局部方向排液不足汽驅(qū)受阻，而另一個方向出現(xiàn)蒸汽突破1。試驗區(qū)7口注汽井中，有4口井井況存在問題，無法保證連續(xù)高干度注汽；33口生產(chǎn)井中，有8口井井況存在問題（5口井套變停產(chǎn)，3口井帶病生產(chǎn)），還有1口井生產(chǎn)層位不對應(yīng)。試驗區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)前單井蒸汽吞吐輪次和所處階段不同，平面上溫度、壓力和采出程度差異大，也不利于實現(xiàn)均勻驅(qū)替。加快試驗區(qū)大修、更新、調(diào)補層進度，保持試驗區(qū)井網(wǎng)完善。截至目前，已經(jīng)對井下技術(shù)狀況差的井實施更新9井次，大修3井次，對層位不對應(yīng)井調(diào)補層1口，累計增油4210t。同時轉(zhuǎn)驅(qū)前對注汽井和生產(chǎn)井整體吞吐預(yù)熱1-2輪，保證平面上均勻驅(qū)替。在擴大3個井組實施前，實施整體預(yù)熱，一次轉(zhuǎn)驅(qū)成功率提高到100%。3.2.1對未受效井開展蒸汽吞吐引效，加強注采連通在熱連通階段，部分蒸汽吞吐階段周期短，采出程度低的生產(chǎn)井，相對注汽井處于高壓低溫帶，注入蒸汽擴散和原油流動困難，與注汽井難以形成熱聯(lián)通2，最終汽驅(qū)受阻無法受效。生產(chǎn)特征表現(xiàn)為蒸汽吞吐特征，隨著生產(chǎn)時間延長供液不足直至停關(guān)。對未受效井，主要堅持用蒸汽吞吐引效法3來降低地層壓力，提高油層溫度和采出程度，同時根據(jù)油層縱向動用狀況配合分選注、調(diào)剖措施，提高油層縱向動用程度。熱連通階段累計對9口井實施吞吐引效，目前已經(jīng)有6口井成功實現(xiàn)注采井間熱連通。3.2驅(qū)替階段動態(tài)調(diào)控方法3.2.1、注汽井實施調(diào)剖、分層注汽、雙管注汽措施，提高油層縱向動用程度試驗區(qū)生產(chǎn)興隆臺、組油層，縱向上層間非均質(zhì)性較強，加上蒸汽超覆作用影響，存在嚴重的油層縱向動用不均。根據(jù)試驗區(qū)注汽和生產(chǎn)井吸汽剖面資料統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，目前試驗區(qū)吸汽油層主要為物性較好的興組，物性較差的興組油層基本沒有得到動用。針對注汽井油層縱向動用不均的問題，杜229塊通過采用調(diào)剖、偏心分層注汽、同心雙管柱注汽的方式，提高油層縱向動用程度。有內(nèi)襯套管的3口注汽井，受管柱內(nèi)徑?。?08mm或110mm）限制，只能采用調(diào)剖措施，其它注汽井實施偏心分層注汽措施1口、同心雙管柱注汽措施2口。從措施后油層吸汽剖面監(jiān)測顯示，原來基本沒有動用的興組油層已經(jīng)全部吸汽，吸汽強度達到0.57t/hm，而興組油層的吸汽強度則由措施前的1.13 t/hm下降到0.87 t/hm。措施后，試驗區(qū)油層縱向動用不均的矛盾得到顯著改善。3.2.2、提高注汽干度，改善汽驅(qū)開發(fā)效果資料顯示，國外成功的蒸汽驅(qū)稠油油藏全部采用汽水分離器技術(shù)，保證鍋爐出口干度達到95%，井口干度達到90%。井底干度全部大于70%。目前杜229塊蒸汽驅(qū)試驗區(qū)沒有汽水分離器設(shè)備，注汽井鍋爐出口汽干度只有75%，同時油藏埋深大，井筒熱損失相應(yīng)加大，井底蒸汽干度只有50%，相對國外蒸汽驅(qū)注汽質(zhì)量而言，杜229塊注汽干度偏低。試驗區(qū)目前的注汽鍋爐條件可以將注汽干度提高到83%左右。2008年4月，杜229塊將2個井組的注汽干度由75%提高到82%，提高蒸汽干度的2個井組日產(chǎn)油由措施前的41t/d提高到48噸t/d，含水由86%下降到84%。目前這2個井組日產(chǎn)油量穩(wěn)定在50t/d，而未提高注汽干度的井組日產(chǎn)油量只有39t/d。通過提高蒸汽干度，試驗區(qū)階段增油量達到3650t，效果得到顯著提高。3.2.3、對生產(chǎn)井實施暫關(guān)、調(diào)剖、限流射孔等措施，解決過早蒸汽突破問題進入驅(qū)替階段，具有與注汽井井距小，位于構(gòu)造高部位，單層滲透率高或厚度薄等地質(zhì)特征4和蒸汽吞吐階段采出程度高、有汽竄歷史等生產(chǎn)特征的生產(chǎn)井，易過早發(fā)生蒸汽突破。蒸汽突破井在驅(qū)替階段初期日產(chǎn)油量上升顯著，日產(chǎn)液量、井口溫度沒有太大的變化，但井底流溫流壓監(jiān)測資料上顯示當(dāng)井底流溫幾乎沒有變化時，井底流壓已經(jīng)有了顯著的變化。隨著蒸汽不斷推進，如果不控制生產(chǎn)，很快就產(chǎn)生蒸汽突破，生產(chǎn)特征表現(xiàn)為日產(chǎn)液量，含水及井口溫度迅速上升，產(chǎn)油量下降，對安全生產(chǎn)管理也帶來很大不便。截止目前，先后有4口生產(chǎn)井出現(xiàn)蒸汽突破，影響了汽驅(qū)效果。對暫時性蒸汽突破井，要逐漸降低沖次或暫關(guān)一段時間，并提高鄰井采液量，改變汽驅(qū)方向。如果固定的蒸汽突破通道已經(jīng)形成，需要根據(jù)汽竄原因封堵汽竄通道。對蒸汽沿滲透率較高的單層、或蒸汽超覆嚴重沿薄層上方突破的問題，采取調(diào)剖措施，降低高滲層的滲流能力。對于蒸汽吞吐階段采出程度高地層虧空大，井底形成低壓區(qū)，與注汽井生產(chǎn)壓差較大的蒸汽突破井，可在調(diào)剖后采用三元復(fù)合措施補充地層能量。對于含水高原油粘度大的井組，實施高溫氣體驅(qū)油劑，使驅(qū)替均勻，防止突破。對于更新的生產(chǎn)井，可以應(yīng)用限流射孔方式5預(yù)防蒸汽突破。3.2.4、對生產(chǎn)井提液，提高試驗區(qū)采注比根據(jù)數(shù)值模擬研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)采注比達到1.2，蒸汽驅(qū)開發(fā)效果達到最佳。當(dāng)采注比1，油層中是蒸汽驅(qū)；當(dāng)采注比=1，油層中是蒸汽驅(qū)+熱水驅(qū)；當(dāng)采注比1，油層中基本上是熱水驅(qū)6。試驗區(qū)驅(qū)替初期無法達到蒸汽驅(qū)開發(fā)采注比大于1.0的要求。杜229塊通過采取提高沖次的方式，提高試驗區(qū)排液量，從而達到提高采注比的目的。試驗區(qū)17口井先后進行了提高沖次，沖次由措施前的5.8次/min提高到7.5次/min，措施后試驗區(qū)日產(chǎn)液量由措施前的540t/d提高到610t/d，采注比由0.94提高到1.06，措施后日產(chǎn)液一直穩(wěn)定在610t/d左右，達到蒸汽驅(qū)開發(fā)采注比大于1.0的要求。3.2.5、完善監(jiān)測系統(tǒng)，合理利用多種監(jiān)測方式在吸汽、采液剖面、井底流溫流壓、長效壓力計測井溫等監(jiān)測基礎(chǔ)上，針對性增加注汽井底干度撈樣測試、毛細管分層溫度壓力測試和氣體示蹤劑監(jiān)測技術(shù)。觀察井井?dāng)?shù)由1口增加到3口，測試范圍由單井測試向分層、井組測試擴展，監(jiān)測系統(tǒng)能夠較好的覆蓋整個試驗區(qū)，為試驗區(qū)動態(tài)調(diào)控提供準(zhǔn)確參考方向。4 試驗區(qū)階段實施效果2007年6月，杜229塊興組蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗步入實施階段，先期轉(zhuǎn)入4個井組，2009年12月再轉(zhuǎn)入3個井組，其中注汽井7口，生產(chǎn)井33口，觀察井3口。7個井組日注汽量936t/d，開井30口，日產(chǎn)液量1011.2t/d，日產(chǎn)油量147.9t/d，含水85.4%，瞬時油汽比0.16，采注比1.08。截至2012年6月，杜229塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗實施1831d，7個井組累計注汽量129.5104t，累計產(chǎn)液量135.2104t，累計產(chǎn)油量20.5104t，階段油汽比0.16，采注比1.04。通過合理的動態(tài)調(diào)控，杜229塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗區(qū)取得一定的階段效果：（1）、見效時間短，受效比例大。實施第13天第一口油井受效，20-45天油井基本受效，試驗區(qū)經(jīng)過6個月的熱連通順利進入驅(qū)替階段。熱連通階段受效比例達到84.0，驅(qū)替階段達到100%。（2）、操作壓力保持平穩(wěn)，溫度逐漸上升。試驗區(qū)轉(zhuǎn)驅(qū)以來，操作壓力一直穩(wěn)定在3MPa左右，油層溫度由轉(zhuǎn)驅(qū)前的7075穩(wěn)定上升到150左右。（3）與蒸汽吞吐到底預(yù)測對比，各項指標(biāo)得到改善。單井日產(chǎn)液、日產(chǎn)油顯著上升，采油速度提高遞減減緩。轉(zhuǎn)驅(qū)后單井日產(chǎn)液量由15.6t/d提高到27t/d，日產(chǎn)油量由2.0t/d提高到3.5t/d。，采油速度由2.2%提高到2.9%。遞減率由25.1%下降到15.2%。5 結(jié)論與建議（1）蒸汽驅(qū)動態(tài)調(diào)控，在熱連通階段主要以調(diào)整平面動用不均、實現(xiàn)注采連通為目標(biāo)，驅(qū)替階段主要以調(diào)整縱向動用不均、提高采注比、防止蒸汽突破為目標(biāo)，以完善的監(jiān)測系統(tǒng)為依據(jù)。（2）蒸汽驅(qū)開發(fā)方式可以有效動用蒸汽吞吐階段未動用儲量，有效提高油藏采收率，減緩遞減，實現(xiàn)區(qū)塊穩(wěn)產(chǎn)。（3）杜229塊蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗的成功實施，為中深層超稠油油藏提出了新的開發(fā)模式，對其他同類油藏有借鑒作用。6 參考文獻1 劉慧清,范玉平,等.熱力采油技術(shù)原理與方法M.東營：石油大學(xué)出版社,2000：