春風(fēng)油田排601區(qū)塊蒸汽吞吐參數(shù)優(yōu)化

春風(fēng)油田排601區(qū)塊蒸汽吞吐參數(shù)優(yōu)化春風(fēng)油田排601區(qū)塊蒸汽吞吐參數(shù)優(yōu)化摘要：春風(fēng)油田排601區(qū)塊吐谷魯群組白堊系超稠油水平井在開(kāi)發(fā)過(guò)程中遇到北區(qū)汽竄嚴(yán)重、急需轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式及東部斷層水線突進(jìn)等技術(shù)難題，對(duì)注采參數(shù)提出了越來(lái)越高的要求，本文在參考其他淺層稠油油田蒸汽吞吐開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，分析了影響注汽吞吐效果的因素及最優(yōu)化的蒸汽吞吐注采參數(shù)，關(guān)鍵詞：超稠油水平井蒸汽吞吐注采參數(shù)優(yōu)化1概況1.1油藏概況新疆準(zhǔn)噶爾盆地西緣排601區(qū)塊，地理位置位于新疆維吾爾自治區(qū)克拉瑪依市境內(nèi)的前山澇壩鎮(zhèn)。構(gòu)造位置位于準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起車排子凸起的東部，排601區(qū)塊白堊系下統(tǒng)吐谷魯群組砂體油藏埋深-420~-610m，K1tg砂體厚度平均7.4m，綜合分析其油藏類型為淺薄層地層超稠油油藏。2蒸汽吞吐采油方法2.1蒸汽吞吐技術(shù)概念蒸汽吞吐方法簡(jiǎn)言之就是將一定數(shù)量的高溫高壓濕飽和蒸汽注入地層，燜井?dāng)?shù)天，加熱油層中原油，然后開(kāi)井回采。蒸汽吞吐作業(yè)的過(guò)程可以分為四個(gè)階段，及蒸汽注入階段，燜井階段及放噴回采階段，機(jī)抽回采階段。隨著周期生產(chǎn)時(shí)間的延長(zhǎng)，由于油層中注入熱量的損失及產(chǎn)出液帶出的熱量，被加熱的油層逐漸降溫，流向近井地帶及井底的原油溫度下降，粘度增加，油井產(chǎn)量下降。當(dāng)產(chǎn)量下降到某個(gè)界限時(shí)（經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量和極限井口溫度），該周期生產(chǎn)結(jié)束，轉(zhuǎn)下一周期蒸汽吞吐。2.2蒸汽吞吐開(kāi)采評(píng)價(jià)指標(biāo)蒸汽吞吐開(kāi)采效果的技術(shù)評(píng)價(jià)指標(biāo)主要有：1.周期產(chǎn)油量及吞吐階段累計(jì)采油量；2.周期原油蒸汽比及吞吐階段累計(jì)油氣比；3.采油速度；4.周期回采水率及吞吐階段回采水率；5.原油生產(chǎn)成本；6.吞吐階段原油采收率；7.油井生產(chǎn)時(shí)率及油井利用率；3蒸汽吞吐應(yīng)用現(xiàn)狀3.1蒸汽吞吐可行性分析常規(guī)試采無(wú)產(chǎn)能，應(yīng)立足于熱采開(kāi)發(fā)；2.油藏條件符合淺薄層稠油熱采開(kāi)發(fā)標(biāo)準(zhǔn)3.原油粘度對(duì)溫度敏感，有利于進(jìn)行熱采開(kāi)發(fā)；4.蒸汽驅(qū)是提高淺層稠油油藏采收率的主要手段3.2蒸汽吞吐應(yīng)用中出現(xiàn)的問(wèn)題3.2.1井間干擾愈加嚴(yán)重（1） 井間干擾現(xiàn)狀：排601區(qū)塊油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中油井汽竄、干擾問(wèn)題嚴(yán)重影響油井開(kāi)發(fā)效果，主要表現(xiàn)為油井注汽或周邊鄰井注汽過(guò)程中發(fā)生相互竄擾。汽竄干擾影響油井正常生產(chǎn)，降低油井開(kāi)采時(shí)率，嚴(yán)重者容易造成熱量損失、井噴事故。排601區(qū)塊注汽干擾如圖3-2所示，截止2013年12月，排601區(qū)塊已出現(xiàn)汽竄干擾77井次，影響油井65口，汽竄嚴(yán)重的區(qū)域，汽竄范圍達(dá)到2個(gè)井距。（2） 汽竄干擾的原因分析：1、 原油物性影響：排601區(qū)塊油層非均質(zhì)性強(qiáng)、物性差異大，孔隙度，一般22.9?38.6%，平均35.2%；滲透率，一般994?19487X10-3^m2，平均9306X10-3pm2，為高孔、高滲儲(chǔ)層2、 排距及井距影響：排601區(qū)塊采用水平井組合交錯(cuò)井網(wǎng)結(jié)構(gòu)，北區(qū)井距和排距（100mX100m）相對(duì)較小，另外鉆井軌跡不易控制，造成排距過(guò)小。（3） 汽竄干擾的對(duì)策：加大排距和井距：為了減少汽竄井的發(fā)生，排601中區(qū)加大了油井井距和排距的距離（120X120m）。從圖中可以看出中區(qū)汽竄井相對(duì)較少。同注同采：對(duì)已發(fā)生汽竄井實(shí)施同注同采可減小汽竄帶來(lái)的影響。氮?dú)馀菽飧Z技術(shù)：排601-平60井和排601-平61井氮?dú)馀菽飧Z試驗(yàn)關(guān)井轉(zhuǎn)燜防止井噴事故的發(fā)生。選擇合理的注采參數(shù)：減少油井周期注汽量，控制油井注汽壓力及注汽速度。4影響蒸汽吞吐效果因素分析及優(yōu)化影響蒸汽吞吐效果因素相當(dāng)多，而且各因素之間又相互影響，給研究工作造成了很大的困難。為此，主要研究了注汽工藝參數(shù)對(duì)蒸汽吞吐開(kāi)采效果的影響。著重統(tǒng)計(jì)分析了注汽干度、周期注汽量及注汽速度和注汽壓力對(duì)吞吐效果的影響及并對(duì)其進(jìn)行優(yōu)化。4.1蒸汽干度理論研究表明，在保持周期總注入量與注汽速度一定的情況下，油井周期產(chǎn)油隨井底干度的增加而增加，在蒸汽干度變化初期產(chǎn)油增幅較明顯，而當(dāng)蒸汽干度超過(guò)55%時(shí)，周期產(chǎn)油量增幅開(kāi)始變小，即周期產(chǎn)油量對(duì)干度的敏感性降低。因此，對(duì)于排601超稠油油藏，在熱采是必須保證井底干度大于55%，這樣才能取得較好的周期生產(chǎn)效果。在井口蒸汽干度為70%，注汽壓力為10Mpa、采用油管加氮?dú)夤苤M合的情況下，井底壓力為10.2Mpa、井底溫度為312攝氏度、井底干度為57.6%、熱損失為5.7%。所以井口注汽干度70%即可滿足排601塊淺薄層稠油油藏前期蒸汽吞吐注汽的需求。但是考慮到注汽管網(wǎng)等的影響，最優(yōu)井口注汽干度取值為75%。4.2周期注汽量在蒸汽吞吐過(guò)程中，只有逐周期地增加注汽量，擴(kuò)大油層中的加熱半徑，才能保證有足夠的可流動(dòng)的原油，達(dá)到蒸汽吞吐降壓采油的目的。周期注汽量不能太小，否則峰值產(chǎn)量低，增產(chǎn)周期短，周期累計(jì)產(chǎn)量低，現(xiàn)場(chǎng)工作量大；但也不能太高，因?yàn)楫?dāng)注汽量達(dá)到一定值后，隨著周期注汽量的增加，周期油氣比和油井開(kāi)采效益反而下降。注入量應(yīng)按每米純油層厚度選定，也即注汽強(qiáng)度，最優(yōu)范圍為80-120t/m。4.3注汽壓力及速度注汽速度主要取決于水相和汽相的滲透率、油層厚度、原油粘度、油層壓力、注入壓力以及油層的吸汽能力等，可以通過(guò)改變井口注汽壓力的方法來(lái)控制注汽速度。在注汽量相同的情況下，注汽速度過(guò)低，將增加井筒內(nèi)的熱損失，減少井底蒸汽的干度，從而降低了蒸汽吞吐的效果。但注汽速度太高，超高速和超高壓力注汽，都會(huì)引起油層被破裂，造成裂縫性蒸汽竄流，使蒸汽吞吐后期輪次及蒸汽驅(qū)開(kāi)采階段的效果惡化，這又要求注汽速度不能太高。在注汽量為2000噸及蒸汽干度為75%的情況下，分別對(duì)以不同注汽速度注汽井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)對(duì)比，發(fā)現(xiàn)隨著注汽速度的增加，周期產(chǎn)油量并沒(méi)有明顯的遞增趨勢(shì)。分析原因?yàn)榕?01區(qū)塊油藏埋藏較淺，在采用油管加氮?dú)夤苤M合時(shí)，井筒熱損失較小，因而在較小的注汽速度下，就基本滿足了井底蒸汽干度的要求，逐漸提高蒸汽注入速度，蒸汽周期吞吐效果改善不明顯。但是提高注汽速度也有縮短油井停產(chǎn)注汽的時(shí)間，又有利于增加增產(chǎn)效果。在排601區(qū)塊吞吐熱采時(shí)，考慮蒸汽發(fā)生器的能力和油層吸汽能力的限制，在采油氮?dú)飧魺岬臈l件下，將注汽速度選定在8t/h以上，基本控制在216t/d左右。注汽壓力控制在9?11Mpa。4.4燜井時(shí)間燜井時(shí)間：對(duì)于超稠油油藏為了提高蒸汽吞吐效果，應(yīng)盡可能在注汽后，盡快做好開(kāi)井投產(chǎn)工作，這樣可充分利用油層較高溫度和壓力條件進(jìn)行自噴生產(chǎn)，還可以借助油井自噴排除油層中存在的污染堵塞，以使油井高產(chǎn)。對(duì)于排601區(qū)塊稠油油藏，最佳的燜井時(shí)間約為1-3天。5結(jié)論同注同采措施、氮?dú)馀菽飧Z技術(shù)能有效的減弱井間汽竄對(duì)油井生產(chǎn)的影響排601區(qū)塊進(jìn)行蒸汽吞吐開(kāi)采時(shí)，注入蒸汽溫度要高、干度要大，優(yōu)化蒸汽干度為75%，周期注汽量以1800-2000噸為宜，燜