稠油熱采開發(fā)后期技術(shù)對策研究

 1 基本情況
古城油田泌淺10區(qū)位于泌陽凹陷北部斜坡帶西北部，斷塊主要受北部和西部兩條正斷層控制的鼻狀構(gòu)造，主要含油層位H3Ⅲ-H3Ⅶ油組，疊加含油面積1.4km2，地質(zhì)儲量529×104t，主力油層為Ⅳ7、Ⅳ9、Ⅵ3層。儲層以細砂巖為主，平均孔隙度25.46-36.2%，滲透率0.379-6.0272um2，屬中孔中滲儲層。油藏埋深156.0-503.8m，油層有效厚度1.0-45.2m，單層有效厚度小于10.0m。原油密度0.9407-0.964g/cm3，油層溫度下脫氣原油粘度2.5-8.8×104mPa.s，按國內(nèi)稠油分類標準，屬于特稠油油藏。泌淺10區(qū)1987年投入開發(fā)，先后實施了局部一次井網(wǎng)開發(fā)、二次井網(wǎng)加密調(diào)整，經(jīng)過二十多年的蒸汽吞吐開采，高周期吞吐后期，周期遞減加大，多輪次吞吐后汽竄不斷加劇，生產(chǎn)效果明顯變差，措施調(diào)整難度大。截止2012年12月，全區(qū)累計注汽354.07×104t，累計產(chǎn)液378.9×104t，產(chǎn)油84.453×104t，綜合含水77.8%，累計油汽比0.24，地質(zhì)儲量采出程度15.9%。日產(chǎn)液637噸，日產(chǎn)油112噸，綜合含水82.4%。
2 影響開發(fā)效果的主要因素分析
2.1 儲層非均質(zhì)性導(dǎo)致平剖面動用不均衡 層間動靜不均衡主要體現(xiàn)在高孔高滲層因油層物性好，蒸汽吞吐動用程度高，低孔低滲層因物性差動用程度較低，造成部分儲量無法動用或動用程度低。厚油層層內(nèi)受韻律和蒸汽超覆特性影響，上下部和上部動用程度高，中間動用程度低。歷年油井水淹狀況監(jiān)測資料顯示，強水淹分布在滲透性較高的區(qū)域，弱水淹主要分布在滲透較差的區(qū)域，厚層上部動用程度高，下部動用程度低（見圖1）。
2.2 高周期吞吐后汽竄嚴重，嚴重影響吞吐開發(fā)效果
通過二十多年的開發(fā)，BQ10區(qū)油井平均吞吐已達到11.5個吞吐周期，局部區(qū)域高達20周期以上，汽竄井次逐漸增多，從單向竄、層內(nèi)竄向多井竄、雙向竄、面積竄發(fā)展，造成注入蒸汽有效波及體積小。汽竄后周圍竄通生產(chǎn)井的產(chǎn)液量、溫度、含水率上升，但產(chǎn)油量下降，油井生產(chǎn)效果差，甚至無效現(xiàn)象。汽竄不僅影響了注汽井的蒸汽吞吐效果，而且影響了竄通井的生產(chǎn)，熱利用率降低。
2.3 高周期吞吐后期，油藏狀況復(fù)雜，部分油井注入方式及參數(shù)不合理 目前BQ10區(qū)塊采用熱化學(xué)輔助吞吐主要方式是：氮氣助排、泡沫調(diào)剖及氮氣輔助熱處理。部分油井注入方式不合理導(dǎo)致周期吞吐效果變差，如古J51723井在第八周期實施氮氣助排，注入氮氣40062 Nm3，注入蒸汽971m3，周期日均產(chǎn)油1.6t，周期產(chǎn)油292.7t，油汽比達到0.30；第九周期實施氮氣助排，注入氮氣6865Nm3，注入蒸汽1219m3，周期日均產(chǎn)油僅0.1m，周期產(chǎn)油4t，油汽比0.003；在注汽組合不變，無汽竄干擾的情況下，認為是注采參數(shù)發(fā)生變化后造成油井生產(chǎn)效果變差。由于采出程度不斷升高，近井地帶可動油逐漸降低，蒸汽波及半徑有限，油井周期間產(chǎn)油量必然逐漸變差，常規(guī)注汽方式注入后沿原通道進入，不能夠有效波及到未動用原油，導(dǎo)致生產(chǎn)效果差，氮氣具有抽提作用，可提高采收率，采用段塞式氮氣輔助熱處理能高采出程度油井生產(chǎn)效果。如古J51016井，第12周期實施氮氣助排注汽876噸，注氮氣21423Nm3，周期日均產(chǎn)油0.8噸，油汽比0.17，2012年9月實施氮氣輔助熱處理注汽后峰值產(chǎn)油6.2噸，周期油汽比0.23，生產(chǎn)效果得到明顯改善。
3 開發(fā)后期改善生產(chǎn)效果技術(shù)對策
3.1 優(yōu)化氮氣輔助熱處理注采參數(shù)，進一步提高儲量剖面均衡動用程度 自氮氣輔助熱處理在BQ10區(qū)規(guī)模應(yīng)用以來，隨著輪次增多，氮氣輔助熱處理效果也呈逐步變差趨勢。結(jié)合油井動靜態(tài)資料，完善了氮氣輔助熱處理油井選井標準，使措施更具有針對性，更為合理。完善后氮氣輔助熱處理選井標準：①油層厚度大于3.0米；②滲透率級差在3-5之間，剖面矛盾較為突出；③日產(chǎn)液大于5噸，虧空程度相對較低；④周期末井口產(chǎn)液溫度不低于40℃。
從油層等靜態(tài)參數(shù)和油井產(chǎn)狀等動態(tài)參數(shù)來確定高動用層段厚度，注氮厚度按高動用段厚度設(shè)計，設(shè)計注氮半徑逐輪遞增，輪次間氮氣半徑遞增0.5-1.5米。氮氣輔助熱處理階段注入蒸汽量相對較少，油井采注比在3.0以上，多輪次實施后地層能量降低，油井日產(chǎn)液明顯下降，需適時采取周期注汽，以補充地層能量，保證油井長期生產(chǎn)效果。
2012年1月-2013年8月，泌淺10區(qū)實施氮氣輔助熱處理77井次，注氮氣89.02×104Nm3，注汽1.7889×104噸，階段核實增油4724.8噸，核實油汽比0.27。
3.2 實施氮氣輔助面積注汽，改善汽竄井區(qū)生產(chǎn)效果
高周期吞吐后期，汽竄呈單向竄、雙向竄、面積竄，一口井注汽，周圍3-5口發(fā)生汽竄，汽竄后油井不出液，套壓升高，需要放套管氣后或恢復(fù)一定時間后方能正常生產(chǎn)，甚至一直處于無效，造成本次注汽無效，嚴重影響了開發(fā)效果。為了解決大面積汽竄問題，并能夠繼續(xù)發(fā)揮氮氣輔助措施效果，采取氮氣輔助面積注汽，面積注汽采取集中注汽后再一起開抽的方式，可以避免正常生產(chǎn)的油井不會因為鄰井注汽汽竄而造成躺井，影響產(chǎn)量。注汽方式依然應(yīng)用氮氣輔助技術(shù)，汽竄區(qū)域油井集中注入氮氣，利用氮氣特性，可以平衡地層壓力系統(tǒng)，封堵優(yōu)勢汽竄通道，注汽時能大大提高了蒸汽及氮氣利用率，又能有效抑制汽竄導(dǎo)致油井地層出砂。通過實施氮氣輔助面積注汽，面積汽竄問題得了有效解決，油井生產(chǎn)效果得到了明顯改善。
2013年1-8月，泌淺10區(qū)實施氮氣輔助面積注汽3個井區(qū)26個井次，組合注汽后區(qū)域注汽壓力提升1.7MPa，井組周期生產(chǎn)溫度提升23℃，階段注汽2.19×104噸，注氮氣43.26×104Nm3標方，階段核實產(chǎn)油0.39×104噸，核實油汽比0.18，完全油汽比0.165，生產(chǎn)效果相對較好。
3.3 實施氮氣輔助間歇點汽驅(qū)，改善干擾增油井組生產(chǎn)效果 一直以來干擾增油對產(chǎn)量都有很大貢獻，但隨著輪次增加，干擾增油效果也在變差，分析原因在于井間平面及縱向剩余油富集程度在降低。在氮氣輔助技術(shù)基礎(chǔ)上，結(jié)合干擾油井井區(qū)采出程度、采注比等動、靜態(tài)資料，對干擾增井井組實施氮氣輔助間歇點汽驅(qū)。目的是通過輔助氮氣技術(shù)提高驅(qū)替效率，加大氮氣蒸汽注入量，提高蒸汽波及范圍，最終實現(xiàn)提高平面及縱向剩余油動用程度，改善干擾增油井組生產(chǎn)效果。2013年在古城油田泌淺10區(qū)先后實施古J51117、古585井兩個井組，實施氮氣輔助間歇點汽驅(qū)后，2個井組見效油井7口，見效率70%，井區(qū)日產(chǎn)液110.9噸，日產(chǎn)油13.9噸，綜合含水87%，與措施前相比，產(chǎn)能提高了11.2噸。
4 結(jié)論
①確定合理的氮氣輔助熱處理選井條件及注采參數(shù)，油井生產(chǎn)效果得到改善。②運用氮氣輔助面積注汽，提高了氮氣、蒸汽利用率，改善汽竄井區(qū)生產(chǎn)效果。③運用氮氣輔助間歇點汽驅(qū)，有效地改善了干擾增油井組生產(chǎn)效果。