稠油油藏蒸汽吞吐末期交替注采注水提高采收率技術(shù)

1、稠油油藏蒸汽吞吐末期交替注采（注水）提高采收率技術(shù)【摘要】千 22 塊蓮花油層 1992 年 3 月以蒸汽吞吐方式投入開發(fā)，1995 年進(jìn)入吞吐開發(fā)后期，區(qū)塊日產(chǎn)油 67t/d，綜合含水 83.2%，采油速度 0.87%，采出程度 25.3%，年度油汽比僅為 0.2 左右。1996 年 7 月開始實(shí)施注水開發(fā)，總體水驅(qū)效果較差。造成水驅(qū)效果差的主要原因是由于千 22 塊為稠油油藏，采用常規(guī)水驅(qū)受效不明顯。為此進(jìn)行交替注采可行性研究，在注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較好的西部井區(qū)開展了交替注采試驗(yàn)。與交替注采試驗(yàn)前對(duì)比，取得了明顯增油降水效果，提高了區(qū)塊采收率?！尽拷惶孀⒉?？采收率？效果評(píng)價(jià)？稠油千 22 塊原油

2、粘度 393.6mPa.s，屬于普通稠油油藏，蒸汽吞吐后期實(shí)施常規(guī)水驅(qū)效果差。為了提高斷塊水驅(qū)采收率，應(yīng)用稀油水驅(qū)油藏多種分析方法，對(duì)千 22 塊的注水效果做出綜合評(píng)價(jià)，認(rèn)為以往所實(shí)施的注水方式不適合該塊的注水開發(fā)；同時(shí)，開展了物模研究，確定了合理注水方式。根據(jù)周期注水的機(jī)理，降壓期是低滲區(qū)的油滲流至高滲區(qū)的正式時(shí)期，適當(dāng)延長(zhǎng)降壓期的時(shí)間，所以選擇了交替注采的周期注水方式。并確定在該塊注水開發(fā)期長(zhǎng)、注采對(duì)應(yīng)關(guān)系較好的西部井區(qū)首先進(jìn)行交替注采試驗(yàn)。1 油藏基本情況1.1 地質(zhì)概況千 22 塊構(gòu)造上位于遼河盆地，開發(fā)目的層為沙三段的蓮花油層，含油面積 0.5km2，地質(zhì)儲(chǔ)量 278104t。千 2

3、2 塊沙三段蓮花油層為一套三角洲前緣相沉積，主要分布辮狀分流河道相、河口砂壩相。儲(chǔ)層巖性以中-細(xì)砂巖、砂礫巖、含礫砂巖為主。巖石膠結(jié)類型為孔隙式膠結(jié)，膠結(jié)物為泥質(zhì)，泥質(zhì)含量 10.7%，粒度中值平均 0.34mm，分選系數(shù)平均 2.04，平均孔隙度 28.7%，滲透率 49610-3m2。 20地面原油密度 0.9603g/ cm3，50地面脫氣原油粘度 393.6mPas，含蠟量4.68%，膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量 27.48%，凝固點(diǎn)-19，屬低凝固點(diǎn)普通稠油，有利于熱采。據(jù)水性分析資料，蓮花油層地層水為碳酸氫鈉型，氯根含量為 982mg/l，總礦化度為 2937mg/l。2 交替注采前存在的主要

4、問(wèn)題斷塊地面原油粘度 393mPa.s，1996 年實(shí)施常規(guī)注水初期見(jiàn)到一定效果，但總體水驅(qū)效果較差。2.1 注水井吸水剖面不均勻 2.2 注水利用率較低用實(shí)際存水率與采出程度的關(guān)系曲線與理論曲線進(jìn)行對(duì)比。若實(shí)際注水利用率高于理論值，則表明注水利用率高，隨采出程度增加，存水率漸少，但始終在理論值附近波動(dòng)，則說(shuō)明注水利用率整體效果較好。通過(guò)實(shí)際的注水利用率曲線與理論曲線對(duì)比，該塊存水率低于理論值（理論值 35%，實(shí)際值26%-29%之間），說(shuō)明水驅(qū)效果較差。2.3 采出程度未達(dá)到方案要求方案要求注水開發(fā) 6 年，斷塊采出程度提高 7.42-10.57%，而實(shí)際注水 6 年，采出程度僅提高 4.6

5、3%。2.4 采收率由 45%向 40%偏移 2.4.1？童氏圖版法油田含水上升的快慢是評(píng)價(jià)油田開發(fā)效果的一項(xiàng)重要指標(biāo)，目前千 22 塊已階段，綜合含水達(dá) 94.7%，為衡量目前開采條件下，含水是否正常，進(jìn)入運(yùn)用童氏圖版法進(jìn)行分析由該塊水驅(qū)采出程度與含水率關(guān)系曲線，該塊最終采收率由 45%向 40%偏移，說(shuō)明該塊水驅(qū)效果變差。通過(guò)以上評(píng)價(jià)采收率方法分析，說(shuō)明該塊水驅(qū)最終采收率下降，注水效果變差。3 交替注采（注水）研究及效果評(píng)價(jià)3.1 物模研究認(rèn)為交替注采（注水）適合斷塊開發(fā)3.1.1？注水機(jī)理周期注水是利用周期性地提高和降低注水壓力的方法，來(lái)增加油層系統(tǒng)的彈，總的說(shuō)來(lái)，在升壓半周期和降壓半周

6、期都在發(fā)揮作用。但升壓半周期主要是準(zhǔn)備性的工作，而降壓半周期則是增油的主要時(shí)期。3.1.2？合理注水方式的選擇周期注水有四種常見(jiàn)類型：交替注水、交替注采、間歇注水、間歇注采。根據(jù)勘探開發(fā)1996 年物模實(shí)驗(yàn)總結(jié)的周期注水效果表，交替注采對(duì)于非均質(zhì)性親水油藏，可以提高最終采收率 10.1%，高于其它周期注水方式。3.2 交替注采注采參數(shù)的選擇交替注采即上半周期注水井開井、生產(chǎn)井，下半周期生產(chǎn)井開井、注水井，即每半個(gè)周期只注水不采油或只采油不注水。注水半周期日注水量保持在穩(wěn)定注水的 2 倍，由交替注采前的 534t/d 上升至1100t/d，注采比保持在 1.5-1.8 之間。3.3 交替注采效果

7、評(píng)價(jià)3.3.1？符合交替注采降壓期增油特點(diǎn)油井生產(chǎn)符合交替注采降壓期增油特點(diǎn)，即降壓期增油明顯。另外，從油層壓力變化特點(diǎn)看，也符合交替注采理論特點(diǎn)。上半周期（注水井注水，油井停產(chǎn)）高滲區(qū)壓力快而迅速升壓，從油井動(dòng)液面看反應(yīng)明顯。下半周期（注水井停注，油井生產(chǎn)），初期壓力迅速下降，后下降緩慢。3.3.2？注水利用率提高。實(shí)施交替注采后，該塊存水率明顯增加，目前為 40.4%，高于理論值（35%）。3.3.3？水驅(qū)儲(chǔ)量增加，采收率提高由該塊水驅(qū)采出程度與含水率關(guān)系曲線分析得出，實(shí)施交替注采后，該塊預(yù)測(cè)最終采收率由 38%向 40-42%偏移，說(shuō)明水驅(qū)效果變好。通過(guò)交替注采預(yù)計(jì)提高采收率 4%，增加可采儲(chǔ)量 5.4104t。3.3.4？未實(shí)施交替注采的東部井區(qū)仍保持原注水效果，常規(guī)水驅(qū)效果較差。與未實(shí)施交替注采的東部對(duì)比仍保持原注水效果，從綜合采油曲線可以看出，未有明顯的升壓階段。4 結(jié)論與建議（1）千 22 塊蓮花油層常規(guī)注水效果差是由于選擇的注水方式不盡合理。（2）實(shí)施交替注采前，應(yīng)先開展數(shù)模、物模研究，確定合理的注水方式和注入?yún)?shù)，以實(shí)現(xiàn)最好的水驅(qū)效果。（3）普通稠油油藏蒸汽吞吐末期轉(zhuǎn)為注水開發(fā)可以進(jìn)一步提高采收率，千22 塊交替注采（注水）取得了降水增油、提高采收率的成果。參考文獻(xiàn)1評(píng)價(jià)J.，