齐108块吞吐开采中后期提高油汽比技术研究

内蒙古石油化工　　　　　　　　　　2012年第14期　

齐

108块吞吐开采中后期提高油汽比技术研究

张广君

(中油辽河油田公司,辽宁盘锦　124114)

　　摘　要:齐108块为薄互层状边底水稠油油藏,储层及原油物性差异大,非均质严重。历经21年的勘探开发,已进入吞吐中后期,平均单井吞吐13.5轮,吞吐效果变差,油汽比降低,吨油成本上升。为了提高储量动用程度、降低操作成本的有效途径,开展了提高油汽比技术研究,着重在“如何有效利用热能”上展开工作,取得较好效果。

关键词:油汽比变化规律;油汽比研究;效果分析;下步建议

　　中图分类号:TE32+7　　文献标识码:A　　文章编号:1006—7981(2012)14—0094—02　　齐108块为薄互层状边底水稠油油藏,储层及原油物性差异大,非均质严重。历经21年的勘探开发,已进入吞吐中后期,平均单井吞吐13.5轮,吞吐效果变差,油汽比降低,吨油成本上升。因而开展了提高油汽比技术研究,着重在“如何有效利用热能”上展开工作,取得较好效果。同时,摸索转换开发方式方向,以期提高油藏最终采收率。1　油藏基本情况

齐108块构造上位于欢曙上台阶中段上倾部位,是被断层复杂化的断裂背斜构造。开发目的层为

2

沙三下莲花油层,含油面积4.1km、地质储量2417

4

×10t。油藏类型为具有边底水的薄互层稠油油藏(表1)。

齐108块1990年按118m正方形井网分三套层系投入开发,随后进行了7次滚动扩边,1999年进入快速递减。目前,有油井455口,开井211口,日产液2477t,日产油225t,综合含水90.9%。平均单井吞吐13.5轮,采出程度30.7%。2　油汽比变化规律

齐108块油汽比变化大致可分为三个阶段:随着开发时间的增长而增长(上升阶段),达到极大值后下降(下降阶段),然后再缓慢下降(缓慢下降阶段)。

上升阶段(1990-1992年):油藏投入开发,油井大多数处于吞吐开采的第一轮次,注蒸汽开采的目的除降粘驱油外,还要对地层起到解堵作用,故油汽比不可能在投产初期即达到最高值,而是随热驱油过程的完成而迅速上升。该阶段累计产油52.7946×104t,注汽42.867×104t,油汽比1.23,平均单井注汽量1872t/口。

下降阶段(1993-1998年):随着蒸汽吞吐的不

收稿日期:2012-04-23

作者简介:张广君(1970-),男,助理工程师,2002年毕业于大庆石油学院石油工程专业,现从事采油开发工作。

断深入,油井进入3、4轮以后开采,产量迅速减少,油汽比不断递减,由鼎盛时期的1.37降至0.56,平

4

均每年降低0.16。该阶段累计产油377.9717×10t,注汽562.4523×104t,油汽比0.67,平均单井注汽量2249t/口。

缓慢下降阶段(1999年至今):当油井进入中、后期吞吐后,油汽比明显较第二阶段变差,但产量递减亦变得缓慢,因此年油汽比表现出缓慢下降趋势,平均每年降低0.03。该阶段累计产油303.57×44

10t,注汽852.4959×10t,油汽比0.36,平均单井注汽量2325t/口。

3　提高油汽比的方法研究3.1　多井整体蒸汽吞吐

多井整体吞吐,可使注入热量相对集中,油层升温幅度大,加热半径加大,吞吐井泄油体积增加,周期采油量提高。整体吞吐可节约注汽量20%左右,同样的注汽量能够使更多的油井受效。井组同注、同焖,能够有效地抑制井间汽窜的发生,减少汽窜造成的热损失,提高注入蒸汽的热利用率。

今年主要在这齐210块选择油层发育稳定、连通性好、油层压力水平相对平衡的4个井组12口井实施整体吞吐,累计增油17吨。

在实施整体吞吐后生产效果明显改善:一是节约了注汽量。由于井组中有2口长停井,在注汽量设计上采取了小幅下降,仅比上周期少注汽180吨。二是初期生产效果好。06-2c井本周期排水期为4天,比上周期缩短了6天,排水期过后,日增油2.3吨;三是同期对比增油效果好。由此可见,多井整体吞吐由于扩大蒸汽波及面积,有助于动用吸汽效果差层,减少排水期,提高热效率。

3.2　增产工艺措施辅助吞吐

　2012年第14期　　　　　张广君　齐108块吞吐开采中后期提高油汽比技术研究针对区块大井段,层多且储层非均质性强的特点,实施调剖、助排工作,充分提高低渗低孔层的动用程度,缓解层间矛盾。今年上半年主要采用CO2加表面活性剂辅助蒸汽吞吐。通过现场应用效果分析,认为该措施的增产作用主要有以下两个方面:

助排作用主要表现为油井动液CO2补充地层能量、

面的升高及回采能力的提升。对比措施前后动液面的变化,7口井中有6口井动液面不同程度的在上升,平均上升了24米,折算压力为0.24MPa;初期日产液也由上周期的13.6吨上升至14.7吨。CO2的调剖作用。CO2在地层中与表面活性剂形成丰富、95

由47.4%下降到35.1%。4.3　日产油量稳中有升

全年累计完成产量7.88×104t,平均日产油216吨,与配产指标190吨/天相比,日超产26吨。作业区提前36天完成全年生产任务指标,全年超产0.

4

9588×10t。

4.4　经济效益显著

共实施各种措施创效534.5×104元。其中,措施增油0.7288×104t,创经济效益462.6×104元;节

4

约成本创效71.9×10元。

E=(1-30%)×F×Q×(P-T-C)-I稳定的泡沫,使CO2不会很快释放,堵塞高渗透地层,起到调剖的作用。

3.3　优化高轮次吞吐井注汽强度

齐108块平均单井吞吐轮次为13.5轮,其中,9周期以上井222口,占总井数的47.3%。这部分井均面临采出程度高,地层亏空大,各单井的动用半径已经超过其控制半径,地下存水率高和油层动用不均,吞吐效果变差的问题。经统计,2007-2011年平均每年发生注汽低效井23口,占注汽井数的15.9%,平均单井注汽量为2391吨,平均注汽强度为144.4吨/米,是该厂注汽强度最高,成本支出最高的区块之一。与此同时,区块油汽比已由开发初期的0.97降至0.22,已接近经济极限油汽比。因此合理的注汽强度对于一个吞吐后期产量规模小、成本费用高的稠油老区有着重要的意义!

3.4　降低注汽强度的实施方案及效果

今年,对25口高轮吞吐井实施了降低注汽强度的措施,在实施中遵循以下原则:扣除无效油层厚度,即物性差,厚度小的不吸汽层以及由于套变等原因无法冲砂彻底而被砂埋的油层。处于边水、底水附近或距出水井较近的油井,减少周期注汽量20～30%,缩短生产时间,减缓水的推进速度,避免油井过早水淹。对于采出程度高、亏空大的井,减少周期注汽量5～15%,同时,将注汽管柱尽量下到油层中下部,充分利用蒸汽的超覆作用。

实施后,注汽量由上周期的59103吨,下降至本周期的49293吨,共节约注汽量9810吨,平均单井节约392吨。油井排水期平均缩短了2天,同期对比,日增油8.6吨,年增油3970吨。4　开发效果分析

4.1　储量动用程度不断提高,油汽比缓慢上升

油藏动用程度由72.3%上升至73.8%。油汽比稳定在0.22以上,结束了从投产以来油汽比逐年下降的被动局面,今年1-4月份油汽比为0.25,比去年同期上升了0.01,比去年年底上升了0.03。4.2　油藏递减得到了有效的控制

综合递减率由23.2%下降到2.1%;自然递减率

=(1-30%)×0.7×0.7288×104×(2685.33-56.7-1221.2)-40×104

=462.6×104

元

式中:E—成果净现值,元;

F—分成系数;

Q—增加的油气产量,t,103m3

;

P—原油或天然气的价格,元/t,元/103m3

(不含税);

T—税金(城市维护建设税、教育费附加、资源

税),元/t,元/103m3

;

C—生产成本,元/t,元/103m3

;I—投资,元。E=∑(NiCi)-I=9810×73.26=71.9×104

元

式中:Ni—节约i种成本的数量;

Ci-第i种成本的定额。5　结论及下步建议

多井整体吞吐、CO2辅助吞吐、降低高轮次井注汽强度是提高吞吐中后期稠油油藏油汽比的有效技术手段;继续加强合理注汽强度的研究,对高轮吞吐井注汽强度的减少应缓慢进行(水淹区除外),不应大于上周期的20%;受油藏发育特点影响,齐108块油层的非均质性强、油层射开厚度大、层数多,净总厚度比大,对于有条件的井,在注汽量减少的同时,结合吸汽剖面,剩余油分布,辅以分注、单注、调剖、助排等工艺措施,提高油汽比。

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