河南油田-浅层特超稠油油藏蒸汽驱可行性及现场试验

浅层特超稠油油藏蒸汽驱可行性及现场试验编写人：李彦平高孝田崔连训江谋勇河南石油勘探开发研究院二ＯＯ五年八月目录前言一、油藏地质特征二、蒸汽吞吐后期存在的主要问题三、加密吞吐后剩余油分布规律四、蒸汽驱可行性研究五、小井距汽驱先导试验及认识六、结论与建议摘要本文分析归纳了河南油田特超稠油油藏主要地质特点、高温水（或蒸汽）驱油和相对渗透率实验特征，综合研究了加密吞吐后油层“三场”的分布规律和蒸汽驱的开采条件，并针对薄层热损失大的特点，围绕正常蒸汽驱的热连通条件形成和低压汽驱有利条件，研究了浅层特超稠油蒸汽驱的可行性。研究结果表明：此类油藏转小井距反九点蒸汽驱，可进一步提高采收率18.4-27.5个百分点，油汽比达0.21-0.25。该技术在矿场应用后初步取得了较好的试验效果。主题词：浅层特超稠油蒸汽驱小井距井网前言河南油田稠油油藏为“浅、薄、稠、散”型低品位稠油油藏，通过“七五”和“八五”期间的技术攻关，河南油田取得了这类低品位稠油油藏蒸汽吞吐技术和经济上的成功，建立了适合本油田特点的注蒸汽开采筛选标准和开发程序，大大拓宽了稠油注蒸汽开采领域，成功地将厚度大于3m的稠油资源投入工业化开发。迄今为止，蒸汽吞吐仍然是河南油田开采稠油的主要方式，进入2000年以来，面临着资源接替困难和高周期吞吐存在的诸多问题，持续稳产的难度很大，亟待开采方式的转换研究。一、油藏地质特征浅层特超稠油油藏是河南油田稠油蒸汽吞吐的主力区块，目前累积产油占蒸汽吞吐总产量的87%，是我局稠油开发的重要组成部分。其油藏地质特征及原油特性如下：油层埋藏浅：平均埋深仅170.0-346.2m，系典型的浅层稠油油藏。单层厚度薄：单层厚度最小0.8m，最大的6.8m。单层平均厚度1.4-2.6m，层系组合厚度一般在3-10m之间。原油粘度高、对温度反应敏感：油层温度下脱气原油度一般在16111~94247mPa.s之间，为特-超稠油油藏。但对温度反应敏感。据一区Ⅲ8-9层粘温分析，温度从40℃升高到90℃时，脱气原油粘度从17243.6mPa.s降到344.6mPa.s，粘度降低了98%。储层物性好：据测井资料，此类油藏孔隙度为31.2~34.0%，渗透率为1.867~2.88μm2，储层物性较好。高温渗流特性：(1)随温度升高，最终驱油效率增大，残余油饱和度降低。水驱从60℃升到200℃时，残余油饱和度由55.4-57.3%降到26.4-33.0%；(2)相同温度下，蒸汽驱油效率明显高于热水。此类油藏200℃水、蒸汽驱替残余油饱和度分别为26.4~33.0%和12.5~17.3%；蒸汽驱残余油饱和度约降到同温度热水驱的一半。(3)注入PV数小于0.5时，随注入体积增加，驱油效率增大和残余油饱和度降低幅度较大；当注入PV数大于1.0时，二者变化较小。(4)随温度升高，岩心亲水性增强，束缚水饱和度增大。二、蒸汽吞吐后期存在的主要问题1.吞吐周期数高，采出程度高井楼、古城两个老油田现有蒸汽吞吐井699口，平均单井吞吐高达7.8个周期。其中：1~5周期307口，占43.9%；6~9周期163口，占23.3%；10周期以上井229口，占32.8%。特超稠油加密吞吐采出程度平均高达25.8%，已普遍进入蒸汽吞吐后期阶段。2.地层压力下降幅度大蒸汽吞吐进入后期，地层压力下降幅度大，据吞吐井常规测试，特--超稠油吞吐区块地层压力保持水平仅30.5~34.9%，相当于原始地层压力的三分之一。3.排水期长，吞吐效果变差目前高周期吞吐排水期一般长达60-90天，井口出油温度大于45℃的生产天数仅占周期生产时间的13.2%，产量占22%，78%的产量是在周期后期低温期采出。4.产量递减幅度大随着吞吐采出程度的提高和地层压力的大幅度下降，吞吐产量综合递减呈增大的趋势，01~04年期间蒸汽吞吐老井综合递减达19.4%。表明只靠现有蒸汽吞吐开采方式，持继稳产的难度很大，稠油热采亟待开发方式的转换。三、吞吐后剩余油分布规律古城油田泌浅10断块Ⅳ9层，为浅中厚层超稠油油藏，以复合沉积韵律为主。在该区测井地质研究的基础上，建立了古51516和古51518两个反九点井组的油藏地质模型，油层顶部深度270.2~335.2m，层系有效厚度4.4~14.0m，平均9.0m，渗透率0.118~7.997μm2，平均2.88μm2；地层温度条件下脱气原油粘度54000mPa.s。系典型的浅层中厚度超稠油油藏地质模型。针对上述油藏模型，依据蒸汽吞吐生产动态资料、水淹层测井和各种监测资料，应用跟踪数模技术，综合研究了蒸汽吞吐加密开采后剩余油的分布规律。研究结果表明：加密吞吐后，由于井点多，采出程度高，剩余油分布与加密吞吐前相比更为复杂。加密吞吐前，剩余油饱和度在70%以上分布面积占32%，一般在65%以上（图1）。加密开采后，剩余油饱和度在70%以上基本没有分布；在65%以上，分布面积一般为0.065~0.186ha，相当于一次吞吐老井控制面积（1ha）的6.5%~18.6%，且分布零散；但在60%以上，仍有相当高的分布(图2)，表现出较大的挖掘潜力。四、蒸汽驱可行性研究蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后，进一步提高原油采收率的主要热采阶段。依靠蒸汽吞吐开采，只能采出各个油井井点附近油层中的原油，井间留有大量的剩余油富集区，河南油田稠油蒸汽吞吐采收率一般为18-26%；采用蒸汽驱开采，除了通过高温降粘外，更重要的是通过蒸汽对稠油显著的蒸馏和驱替作用，使蒸汽冷凝前缘遗留的残余油饱和度，在蒸汽波及范围内降到很低(国外一般为5~15%)，从而提高了驱油效率，达到较高的采收率，一般情况下，汽驱采收率为25～35％，可见，稠油油藏必须依赖蒸汽驱来提高采收率。51415J5141651417J50251419J5151551516J50551518J50351615J5161651617J50651619577578511图2古城泌浅10加密吞吐四周期后剩余油分布51415J5141651417J50251419J5151551516J50551518J50351615J5161651617J50651619577578511图1古城泌浅10加密吞吐前剩余油分布图1．蒸汽驱的开采条件国外自1970年蒸汽驱开采技术开始大规模应用以来，许多学者、专家对稠油油藏的热采筛选标准进行了大量的研究，最引人注目的有美国德士古公司朱杰博士等、美国壳牌公司的C.S.Matthews、美国J.J.Taber和F.D.Martin及美国NPC的报告（表1）。由此可见，用现行稠油蒸汽驱筛选标准，对照河南油田稠油资源，绝大部分油藏不适宜蒸汽驱开采，主要原因是“层薄、油稠”，蒸汽驱带有较大的风险性。表1美国NPC专家组的热采筛选标准参数注蒸汽现有技术今后技术进步油层深度(ft)≤3000≤5000纯厚度(ft)≥20≥15孔隙度(φ)≥0.20≥0.15φ*So≥0.10≥0.08渗透率(mD)≥250≥100原油相对密度0.855~1.00/原油粘度(mPa.s)≤15000/Kh/μ≥5/油层压力(psi)≤1500≤2000但是从蒸汽驱筛选标准的变迁，可以看到随着技术的进步，油藏条件的变化，蒸汽驱开采标准在逐步放宽，诸如油层厚度降到20ft（6m），原油粘度（地下条件）提高到15000mPa.s，蒸汽驱开采领域在逐步扩大，在国内蒸汽驱技术将成为“十五”及以后稠油蒸汽吞吐的主要接替方式。2.小井距汽驱的可行性研究（1）加密吞吐后仍有较高的剩余油分布河南油田稠油油藏加密吞吐后，加密井控制区域采收率可达到30％左右，但仍有约70％的剩余油残留地下，油层平均剩余油饱和度仍在50%左右，高于美国专家朱杰博士关于蒸汽驱起始含油饱和度的研究值（So≥40%），据泌浅10断块Ⅳ9层数模研究，加密吞吐后井间剩余油饱和度在60%以上的分布面积占70%以上，蒸汽驱有较好的潜力。（2）加密吞吐后，地层压力下降幅度大，有利于提高蒸汽驱的波及体积由吞吐转入蒸汽驱的油藏压力至关重要，它将制约着蒸汽带的扩大和蒸汽驱的效果。据统计，国外蒸汽驱工程项目，埋深为200～700m的油藏，蒸驱前井底压力都比较低，大约在0.7~1.5MPa范围内，并且取得了较好的汽驱效果，采收率为38～60%，油汽比达0.18~0.37。据井楼零区、三区和古城泌浅10块数模研究，经过加密调整后，进一步缩小了井距，地层压力由原始压力的1.93~3.69MPa下降到1.22~1.9MPa，下降幅度明显增大，平均下降幅度达47.1%，接近原始地层压力的一半，为转驱创造了有利条件。（3）加密吞吐后，油层热连通程度明显变好蒸汽驱开采重要的是在油藏中建立有效的蒸汽驱替前缘，并且达到较高的蒸汽波及体积，是蒸汽驱成功的关键。对于流动性较好的普通稠油，经过1～2个周期的吞吐后转汽驱，就能形成正常的蒸汽驱替过程。但对于粘度高的特超稠油油藏，由于原油在地层中的流动性很差，要实现正常的蒸汽驱替过程，最重要的是需要通过多轮吞吐，甚至是应用较小井距加密吞吐，使油层形成较好的热连通。据研究，井楼零区、三区和古城泌浅10块特超稠油油藏，经过加密吞吐后，油层储热由0.658*1010~2.47*1010kJ增加到1.0*1010～4.76*1010kJ，为加密前的1.42~1.93倍，致使加密吞吐后的平均地层温度分别比原始地层温度高20.8~34.6℃（表2），热连通程度较加密吞吐前大幅度转好（图3、图4）。另据泌浅10超稠油试验区数模，粘度平均降到12920mPa.s，粘度在20000mPa.s以下的区域呈大面积分布，低于10000mPa.s占两个井组面积的43.8%，对转汽驱十分有利。实测结果也证实了这一点，地层压力保持水平为30.5-34.9%，油层温度较原始条件上升21-38℃，为此类油藏加密吞吐后转入反九点汽驱和反七点汽驱创造了有利条件。此外，还有两个有利条件：其一是经过加密调整后，不需要打新井，便可顺利实现反七点和反九点井网汽驱；其二是反七点和反九点井网采注井数比高，在相同的排液能力下，为提高蒸汽的注入速度和蒸汽干度创造了有利条件，有利于取得较好的汽驱效果。表2加密吞吐结束后油层储热区块油层储热（*1010KJ）储热增长率（%）加密吞吐后地温平均增值（℃）加密吞吐前加密吞吐后零区0.9591.3641.8+20.8三区2.474.7692.7+34.6泌浅100.6581.0052.0+24.051415J5141651417J50251419J5151551516J50551518J50351615J5161651617J50651619577578511图3古城泌浅10加密吞吐前温度分布图51415J5141651417J50251419J5151551516J50551518J50351615J5161651617J50651619577578511图4古城泌浅10加密吞吐四周期后油层温度场分布（4）小井距汽驱效果预测据加密吞吐跟踪数模研究，认为五点汽驱不可取，经济效益差，油汽比只有0.121，实施小井距反九点、反七点汽驱是可行的，预测在井楼、古城油田可进一步提高采收率18.4~24.6个百分点，油汽比达0.21~0.25（表3），并且汽驱低产期短、见效快（图5），具有较好的技术经济效果。小井距蒸汽驱技术可成为浅层特超稠油油藏吞吐加密后进一步提高采收率的有效途径。表3加密吞吐后小井距汽驱数模研究结果区块油层厚度(m)井距小井距汽驱预测方式产油量(*104)含水（%）油汽比采收率（%）零区7.471*100五点0.57088.60.12118.3反九点0.57382.80.2118.4泌浅109.071*100反九点2.11280.70.2124.6三区8.758*58反七点1.40379.20.2522.3一区15.071*100反九点2.32283.00.2223.0图5井楼三区蒸汽驱预测曲线五、小井距蒸汽驱先导试验及认识为了进一步提高稠油资源的利用程度，在蒸汽驱可行性研究基础上，于1998年底在古城油田泌浅