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邊底水稠油油藏水侵規律與開發技術對策研究

2023-12-25 10:29:08任偉偉
石油化工應用 2023年11期
關鍵詞:效果

任偉偉

(勝利油田東勝精攻石油開發集團股份有限公司,山東東營 257000)

我國稠油資源儲量豐富,探明儲量約40×108t[1],具有層薄、敏感性強、邊底水強的多種特點的稠油油藏的比例逐年提高[2],且開發效果不理想,亟需探索有效的開發方式。其中,邊底水稠油油藏的地質條件和流體特征復雜,動用難度大,是重點攻關方向之一[3-4]。

太平油田是一大型的潛山披覆構造帶上的強邊底水稠油油藏,探明地質儲量2 872×104t,主力含油層系為館陶組,儲層埋藏淺,高孔高滲,邊底水活躍。油田主要利用邊底水天然能量開發,平均單井日產液15.0 t,單井日產油2.0 t,綜合含水率86.9%,整體表現為“低單井產能、低采油速度、低采出程度、高含水率”的“三低一高”開發態勢,采出程度僅為6.9%。在開發過程中,油田存在三方面的開發矛盾:受邊底水侵入和水油流度比大的影響,含水率上升快;儲層膠結疏松,易出砂;注汽熱采和化學堵水效果不佳。

為改善太平油田的開發效果,在充分認識開發矛盾的基礎上,首先利用“小尺度網格全區數值模擬模型”研究了典型區塊沾5 塊的水侵規律,在室內實驗篩選出合適的降黏體系基礎上,提出了“降黏+新井整體轉流線”和“降黏+調堵局部轉流線”的技術對策,并進行了礦場實踐,形成了邊底水稠油油藏降黏復合開發技術,為同類型油藏開發效果的改善提供了理論和現場依據。

1 水侵規律研究

1.1 小網格模型建立

根據前期研究的認識,對底水油藏,平面網格步長越大,見水時間越晚,底水錐進形態失真越嚴重;對邊水油藏,平面網格步長越大,見水時間越早,無水期采油量越低。當平面網格步長小于20 m 后,對模擬結果的影響較小,可較好地描述底水錐進形態。

選擇油田典型區塊沾5 塊作為研究對象,根據油藏地質特征,建立了全區三維地質模型。采用組分模型,九點中心差分計算方法開展模擬研究。模型X 方向220個網格,Y 方向205 個網格,網格步長均為10 m;縱向上為刻畫隔層的分布細分為30 個層。模型包含20 口水平井,生產時間從2004 年7 月到2023 年7 月。在對區塊儲量擬合基礎上,對區塊平均地層壓力、累計產油量、綜合含水率以及單井含水率、日產油等指標進行了擬合,各項生產指標達到了較高的擬合精度。

1.2 剩余油分布規律研究

1.2.1 平面剩余油分布 從剩余油分布來看,油藏中上部和水平井井間飽和度較高,西邊部、東邊部無井控制的區域飽和度較高,油藏下部飽和度變化范圍在30~40 m,表明水錐半徑很小,而且越靠近油層頂部水錐半徑越小,底水水驅的波及范圍非常有限。

1.2.2 縱向剩余油分布 沾5 塊地面脫氣原油黏度大,水平井動用半徑小,井間剩余油富集。根據區塊的經驗公式,計算沾5 塊水平井開采的動用半徑,最大生產壓差8 MPa,未加熱區極限流動距離10 m,吞吐末牛頓區半徑30 m,計算出蒸汽吞吐動用半徑為40 m。

式中:Rh-水平井動用半徑,m;ΔP-生產壓差,MPa;k-平均滲透率,mD;μ-原油黏度,mPa·s。

1.3 水平井水侵規律研究

按照井眼軌跡,研究區的水平井可分為三類:下扎型、魚鉤型和規則型。不同類型水平井的水侵規律存在較大差異。

1.3.1 下扎型 以沾5-平18 井為例,該井為篩管完井,篩管軌跡先斜向下穿過油層上部隔層,然后沿油層走向近似平行于隔層,該水平段下部還有兩套隔層,但東西方向分布范圍較窄。對于此種類型的水平井,數值模擬顯示,底水繞過下部兩套隔層進入水平段,隔層下部篩管段是主要見水井段,產液量、含水率較高(圖1)。

1.3.2 魚鉤型 以沾5-平5 井為例,該井為套管完井,井身軌跡中間低,兩頭高,B 靶上翹,軌跡低點靠近中部,A 靶下部油層分布一套隔層,但是沒有射孔生產,射孔段1 338 m 附近位置偏下,且沒有隔層遮擋底水。對于此種類型的水平井,數值模擬顯示,射孔水平段中部含水率高、產液量高,是主要的見水井段,150 m 以后底水影響小,因而只有中段受到水錐影響(圖2)。

圖2 魚鉤型水平井含水率分布曲線

1.3.3 規則型 以沾5-平19 井為例,該井為篩管完井,井身軌跡規則,水平段下部沒有隔層。對于此種類型的水平井,數值模擬顯示,隔層下部篩管段是主要見水井段,產液量、含水率較高(圖3)。規則型水平井底水均衡推進。

圖3 規則型水平井含水率分布曲線

2 開發技術對策研究

2.1 降黏劑篩選

稠油黏度高,降黏是提高原油流動性,改善開發效果的關鍵[5-6]。組分分析表明,太平油田膠質瀝青質的含量接近或超過50%,重質組分是導致高黏的直接原因,降黏劑能夠顯著改善原油的流動性。通過室內實驗,篩選評價了一種“雙效”降黏體系,該體系兼具分散降黏和乳化降黏的特點,能夠降低稠油黏度、增加流動能力,有效作用于高黏原油。該體系室內降黏率達99.0%以上,具有很強的適配性(表1)。

表1 不同原油黏度條件下的降黏效果

2.2 降黏復合開發技術

為改善太平油田的開發效果,在降黏劑篩選基礎上,提出了“降黏+新井整體轉流線”和“降黏+調堵局部轉流線”的技術對策。

2.2.1 降黏+新井整體轉流線 在剩余油分布研究基礎上,在沾5 塊優化部署側鉆水平井3 口(沾5-側平3、側平6、側平9 井),用于挖潛水平井井間剩余油(圖4)。沾5-側平3、側平6、側平9 井分別鉆遇油層166、185、160 m,水平井軌跡控制很好。通過測井曲線的對比,電阻率都在20~30 Ω·m,剩余油分布與數值模擬的結果一致。在布新井基礎上,降黏冷采投產后,初期平均單井日產油4.0 t,效果良好。

圖4 加密水平井挖潛井間剩余油

2.2.2 降黏+調堵局部轉流線 根據油井低液或高含水率,分別提出“解堵+降黏”與“堵水+降黏”兩種對策,實現局部流線的調整,改善開發效果。

(1)解堵+降黏一體化:對于投產初期液量高,但目前液量低、含水率不高、長期低效生產的油井,進行解堵措施。采用“泡沫返排+前置抑砂降黏+充填防砂”一體化實施工藝,進行原層防砂增油提效。

以沾29-斜65 井為例,該井于2016 年3 月防砂注汽投產Ngx21層,注蒸汽2 004 t,注汽壓力12.9 MPa,初期日產油14.5 t,末期低產間關,累計產油5 714 t,累計產水20 271 m3。分析主要原因為出砂、油泥堵塞滲流通道導致油井低產低效。制定了技術對策如下:拔防砂管、下繞絲至1 204~1 208 m,其他井段盲封,高壓充填防砂,前置降黏。措施前間開,日產油僅有0.2 t,作業后初期日增油5.0 t,含水率下降21.1%,累計增油1 500 t,措施效果明顯,見圖5。

圖5 沾29-斜65 井開發生產曲線

(2)堵水+降黏一體化:對于出水量大,含水率高的油井,通過光纖測溫,確定出水段,然后精準定向堵水,結合化學降黏,實現控水增油。

以沾29-平21 井為例,對該井進行光纖測溫,顯示水平井有效生產長度近A 靶100 m,確定了水平段主要出液層段為1 350~1 450 m,對該井段打化學封隔,下插管橋塞(留B 堵A),實現“管內管外雙封”。措施后改經含水率從95.0%降至65.0%,日增油5.2 t,累增油2 035 t,措施效果明顯,見圖6。

圖6 沾29-平21 井開發生產曲線

3 結論與認識

(1)研究區邊底水稠油剩余油主要分布在油藏中上部和井間。水侵規律研究表明,下扎型水平井含水率上升迅速,注汽開發更容易造成底水錐進,導致水平井暴性水淹;魚鉤型水平井射孔水平段中部含水率高、產液量高,是主要的見水井段;規則型水平井底水均衡推進。

(2)降黏復合吞吐對太平油田邊底水稠油油藏具有良好適應性,形成了“降黏+新井整體轉流線”和“降黏+調堵局部轉流線”兩種技術對策,礦場實踐證明新井直接降黏、解堵+降黏一體化、堵水+降黏一體化均取得了較好效果,初步解決了邊底水稠油目前存在的開發難題,是低油價下邊底水稠油高效開發的有效方式。

(3)邊底水稠油油藏降黏開發的關鍵是如何保證劑與油的充分接觸。下一步主要加強老井壓水錐技術、進一步研究均勻注入技術,從而改善開發效果,這為其他邊底水稠油下步的高效開發提供了借鑒,具有廣闊的推廣應用前景。

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