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稠油油藏热采新技术及发展的趋势分析

来源:杂志发表网时间:2015-12-20 所属栏目:天然气工业

  

  关键词:稠油;热采;新技术;提高采收率
  0 引言
  胜利油田经过40多年的勘探,先后在单家寺、乐安、孤岛、王庄、陈家庄北坡和孤东等油田发现了稠油,主要分布在新近系东营组、馆陶组、沙河街组及奥陶系、寒武系等油层中,截止2012年底,探明稠油地质储量5.78亿吨。与国内其他油田稠油油藏相比,胜利稠油具有埋藏深、油层厚度薄、储层水敏性强、原油粘度范围和具有活跃的边底水等不利条件。“十五”以来,针对新区薄层、敏感性、超稠油等复杂油藏和老区高含水、低采收率、低采油速度等开发难题,发展完善了一系列稠油热采技术。
  1 稠油热采新技术
  从1983年开始稠油热采技术攻关,到“九五”末,蒸汽吞吐技术实现了对粘度低于5万mPa·s常规稠油和特稠油的开发,“十五”以来,通过深化稠油渗流机理研究和完善配套注汽工艺,超稠油和特超稠油开发取得突破,解放了一批难动用稠油储量,井网加密和水平井技术的创新应用改善了蒸汽吞吐开发效果。
  1.1 超稠油油藏开发技术
  超临界锅炉、蒸汽等干度分配和隔热油管等工艺的成功研发,突破了粘度为5~10万mPa·s超稠油油藏开发难题。亚临界锅炉使注汽压力由17MPa提高到21MPa,超临界锅炉又使注汽压力大幅度提高到26MPa,蒸汽等干度分配技术实现了有效均匀配汽,高真空隔热油管使注汽井筒热损失降低到5%以下,并在注汽过程中配套高效驱油降粘、化学剂抑制蒸汽冷凝液等技术,增加了注汽能力和地层吸汽能力,成功开发动用超稠油储量。
  1.2 特超稠油油藏开发技术
  发展应用深层特超稠油油藏水平井开发技术,即HDCS技术,突破了粘度大于10万mPa·s的特超稠油开发难关。HDCS技术主要借助油溶性降粘剂(Dissolver)、二氧化碳(Carbon dioxide)和蒸汽(Steam)三种物质的复合降粘和传质作用,对水平井井眼周围的特超稠油进行强制降粘,消除死油带和胶质沥青质沉积造成的堵塞,提高近井区域的渗流能力,有效降低注汽启动压力;复合降粘剂与CO2共同作用,继续降粘,进一步提高蒸汽热波及范围。同时配套高压注汽、注采一体化管柱注汽工艺。成功开发了郑411、坨826和单113等特超稠油油藏,应用HDCS技术设计43口水平井,动用399×104t,新建产能12.4×104t。
  1.3 蒸汽吞吐井网加密技术
  在稠油油藏存在启动压力梯度、蒸汽吞吐加热半径小的新认识指导下,实施稠油井网加密,增加了储量动用程度,改善了高轮次吞吐效果。胜利油田针对稠油热采井距大、加热半径(50~70m)小、井间剩余油富集、吞吐采收率低的矛盾,在数值模拟研究剩余油、钻密闭取心井检验基础上,为满足直井单井产油2900吨的经济极限可采储量,建立了中深层蒸汽吞吐加密筛选标准,原油粘度小于10000mPa·s普通稠油,吞吐加密井最小有效厚度大于6m,井距由200×283m加密到141×200m;原油粘度小于50000mPa·s特稠油,吞吐加密井最小有效厚度大于8m,井距由200×283m加密到141×200m;原油粘度小于100000mPa.s超稠油,吞吐加密井最小有效厚度大于12m,井距由141×200m加密到100×141m。“十五”以来共实施[提供论文和论文,欢迎您光临www.]13个单元,新钻井196口,新增能力46×104t,增加可采储量302×104t,提高采收率5.7%。如孤岛油田中二北Ng5稠油环普通稠油油藏(原油粘度5000~10000mPa·s),具有一定的边底水,油层厚度在10~15米,1992年投入注蒸汽吞吐开发,于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密,共钻加密井46口井,加密的实施有效遏制了区块产量的递减,增加可采储量82×104t,提高采收率8.1%。
  1.4 普通稠油低效水驱转热力开采技术
  针对地层原油粘度在200~300mPa·s的普通稠油油藏,水驱开发采油速度低、采收率低的矛盾,开展了普通稠油水驱转热采开发,建立了水驱转热采的技术界限,当有效厚度大于6m、含油饱和度大于0.4时,单井吞吐经济极限产量可达到3100吨。2002年,孤岛油田南区Ng5~6稠油单独作为一套层系,新钻热采井85口,老水井停注,实施低效水驱转蒸汽吞吐开采,取得成功,采收率达到19.7%,提高了12.9个百分点。目前,已在胜利油田28个单元实施低效水驱转蒸汽吞吐,增加可采储量1067万吨,提高采收率11.2%。
  1.5 稠油热采水平井工艺技术
  水平井裸眼防砂完井一体化技术的完善配套,有效解决了过去应用固井射孔完井和金属棉防砂效果不稳定的问题,满足了出砂油藏大排量生产的需要,大大改善了水平井热采效果。自2007年以来,已在胜利油田成功应用,取得好的效果,降低注汽压力2-3MPa,井底干度达到75%以上,单井日产油量平均提高5.9t。水平井均匀注汽工艺较好地解决了水平井吸汽不均匀问题。依据水平井井段中蒸汽压力的分布,对注汽管柱上的配注器及其上的泄流孔个数进行优化设计,在滨南油田单2块应用11口井,取得好效果,同采用常规注汽工艺相比,平均产液量由18.8t/d上升到55t/d, 平均产油量由6.3t/d上升到20.2t/d。利用水平井单层开发薄层稠油油藏取得成功。集成稠油薄储层精细描述、防砂完井一体化、水平井均衡注汽等技术,高效动用了直井开发低效、无效的3~4米薄层,在单2馆陶、单10馆陶等18个区块动用储量1443万吨,完钻水平井134口,建成产能36.3万吨。
  2 稠油热采油藏存在的主要矛盾
  稠油油藏地下原油粘度高(1027mPa.s),以热采开发为主(主要是蒸汽吞吐)注水开发为辅,采收率较低,热采单元采收率只有18.2%。目前蒸汽吞吐单元普遍进入高轮次吞吐阶段,稠油蒸汽驱开发难度大,制约稠油油藏大幅度提高采收率的主要矛盾是:普通稠油和特稠油油藏蒸汽吞吐进入高轮次吞吐阶段,含水高,开发效果变差,采收率低;超稠油油藏蒸汽吞吐产量和油汽比下降快,稳产难度大;与国内外典型蒸汽驱油藏相比,适合蒸汽驱油藏油层埋藏深,井底蒸汽干度较低,边底水活跃导致蒸汽驱热效率降低,驱油效果差;特超稠油油藏储层胶结疏松,出砂严重,储层敏感性强,有效厚度薄,发育较强的边底水,开发难度大。
  3 稠油热采技术方向
  针对稠油油藏存在的问题和潜力,要加大水平

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