超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理界限研究

收稿日期:2001-11-05;改回日期:2002-01-10

作者简介:陈民锋(1971-),男,1994年毕业于石油大学开发系,现在石油大学石油工程系攻读博士学位,主要从事油藏渗流机理、数值模拟及开发系统工程

方面的研究工作。电话:010-********;010-*******。

文章编号:1006-6535(2002)02-0037-05

超稠油油藏水平井

蒸汽吞吐开发合理界限研究

陈民锋1

,郎兆新1

,莫小国

(11石油大学石油工程系,北京昌平 102200;

21中石化中原油田分公司勘探开发研究院,河南濮阳 457001)

摘要:为在经济、技术允许的条件下,合理地开发超稠油油藏,增加可利用的储量资源,本文应用物理模拟、数值模拟方法,研究了达9块超稠油的流体组成、粘温关系和油藏渗流特征,以及超稠油水平井蒸汽吞吐注汽工艺参数对开采效果的影响。考虑经济因素的影响,建立蒸汽吞吐开采目标优化函数,提出开发超稠油油藏的合理工作制度和技术经济界限。研究认为,在实施超稠油水平井蒸汽吞吐时,应采取注高温、高干度、高强度的蒸汽和短周期、多周次的工作制度,同时在完井方式和注采工艺等方面采取配套措施,才能取得一定的效益。研究结果为该类油藏的热采开发提供了可靠的依据。

关键词:超稠油油藏;水平井;蒸汽吞吐;合理界限;优选;达9块中图分类号:TE345 文献标识码:A

前言

在我国内蒙古白音查干达尔其地区发现的达9块超稠油油藏,地层温度条件下原油粘度大于110@106mPa #s,密度约为019661g P cm 3

,是目前国内外已知粘度最高的稠油油藏。该油藏油层埋深为300~550m;含油层段较少、单层厚度一般在5m 左右,但含油丰度较高;地层温度约为40e ,地层压力约为510MPa,属常温、常压油藏。目前国内外对此类油藏尚没有成功开发的经验,而对于这种埋藏浅、油层厚度薄、粘度特别大的超稠油油藏,只有采用水平井蒸汽吞吐并辅助以其它配套措施和制定合理的工作制度进行热采开发,才能取得一

定的效益[1,2,3]

。

1 物理模拟研究

111 流体构成

通过对白音查干凹陷油气藏的分布规律及地

化特征研究认为:该凹陷稠油属于成藏期后以生物降解和水洗作用为主,氧化作用为辅共同作用的结

果,为较低成熟原油。

达9块原油综合测试结果可以看出:该区稠油与一般原油的减压渣油接近(C 元素含量高),饱和

烃、芳烃等轻质馏分含量少,原油初馏点高、凝固点高,含硫量、含蜡量高,重金属种类多、含量较大,沥青质、胶质含量高,酸值大。金属原子及其赖以存在的载体)))沥青质、胶质含量高,是该区原油粘度高的根本原因。112 粘温关系

应用ASTM 标准作粘温关系图(图1),该图采用Walther 方程作出。在此坐标图中,不同温度点下的粘度,在一条斜线上,可外推求出所需温度下的粘度[1]

lg #lg(018+L *

o P Q o )

=-n lg(t *

P t )+lg #lg(018+L *

o P Q o )

(1)

式中:L o 、L *

o 为原油在温度t 、t *

下的动力粘度,mPa #s ;Q o 为原油密度,g

P cm 3

;t 为绝对温度。第9卷第2期2002年4月特种油气藏Special Oil and Gas Reservoirs

Vol 19No 12

Apr 12002

图1 达9块油藏原油粘温关系曲线Fig 11 Viscosity -temperature curve of crude oil

in reservoirs of block Da9

测定的粘温关系曲线表明,该区原油粘度对温度的变化较敏感,但粘温直线斜率约为310,低于南阳油田的317和新疆克拉玛依油田的319;另外,粘温曲线临界温度(拐点温度)约为100e ,高于国内外其它稠油油藏。所以在热采作业过程中,地层、井底与井筒的温度应尽量保持在临界温度之上,使原油处于牛顿流体状态,以减少原油渗流阻力。113 渗流特征

根据达9块岩心测定的岩石高温相对渗透率曲线看出,温度的升高,将引起岩石结构及地层中流体性质的变化,从而导致油水、原油蒸汽相对渗透率的改变。随着温度的升高,岩心绝对渗透率和原油有效渗透率均下降;岩心的表面更加趋向水湿,束缚水饱和度增加,残余油饱和度下降,原油相对渗透率增加。驱替介质和注入温度的不同,都将导致驱油效率的差别;随着注入流体温度的增高,最终驱油效率也随之提高;但注入倍数大于5以后,驱油效率增加幅度变小。因此在热采实施时,考虑经济因素的影响,总的注入量不宜过大。

2 注采参数优化

影响稠油水平井蒸汽热采开发效果的因素包括:原油粘度,油层厚度,油藏深度,油层渗透率和

垂直/水平渗透率的比值,孔隙度和初始、残余油含油饱和度,油层温度和压力,岩石热特性等因素。这些因素既相互影响又相互制约,必须统一考虑,综合研究它们对开发效果的影响程度。由于水平井热采的基建费用和生产费用远高于直井,则油藏深度和原油价格对热采的经济效益有着重要的影

响。因此对于达9块这种薄互层状油藏,原油粘度

超高,但埋藏浅、含油丰度高的油藏,热采筛选指标可以适当放宽。为寻找适合该类油藏的开发方式,根据该块油层发育特点,进行了水平井蒸汽吞吐的数值模拟研究。211 水平井段长度

水平井段的长短是决定热采经济效益的重要指标,水平井段越长,经济投入就越大,但与油层接触面积就越大,生产效果就越好。水平井的最佳长度取决于:油层发育的情况,钻井和完井的技术水平,产量需求和水平井段油流压降,考虑井筒热损失对蒸汽吞吐效果的影响等。应用数值模拟对不同水平井段长度的蒸汽吞吐效果进行了对比计算,结果如图2所示。

图2 水平井段长度与净产油、增油量关系Fi g 12 Relation between the length of horizontal interval

and net oil production,oil incremen t

从图2中可见:随着水平井段的增长,蒸汽吞吐周期采油量提高,净增油量(产油量-耗油量)先随着增加,然后以较小的速度降低,说明水平井段长度存在一最佳值;另外,决定水平井段最佳长度的另一主要因素是钻井和完井的技术水平,对达9块这种薄互层状油藏,在适当的范围内缩短水平井段长度,是减少投资、降低风险的有效手段。综合以上因素,确定水平井段的长度为120m 左右。对于薄互层状油藏,垂直渗透率大小对蒸汽垂向波及范围的影响不大,因此水平、垂直渗透率比值大小不应是主要考虑的热采筛选标准。212 蒸汽干度

理论研究与大量现场实例表明,井底蒸汽干度对整个吞吐效果有决定性的影响,对浅层油藏则更为显著。保持一定的注入量与注汽速度,井底蒸汽

38 特种油气藏第9卷

干度与周期产油量的变化见图3

。

图3 井底蒸汽干度与周期产油量变化关系图

Fig 31Relation of bottom hole steam quality and cyclic

oil production

从图3中可以看出,随着井底蒸汽干度的增加,周期产油量增加,增幅在蒸汽干度变化初期较大,而当蒸汽干度达到60%时,再增加干度,周期增油幅度开始变小。因此对于该超稠油油藏,在热采时须保证井底蒸汽干度在60%左右。213 注汽速度

注汽速度过低,将增加井筒内的热损失,降低井底蒸汽的干度;但注汽速度过高将造成油层破裂,导致蒸汽窜流到远离井的地方,而使井筒附近地层不能有效地加热。在这种情况下,当开井生产时,由于井底压力的降低,裂缝重新闭合以及高渗透带的重新压实,而使远离井筒的蒸汽凝结成水被封固在原地,不能发挥应有的作用。表现为周期产油量相对较少,回采水率低。

注汽速度主要取决于油层对水、汽相的渗透率、油层厚度、原油粘度、油层压力、注入压力和油层吸汽能力等因素的影响。实际操作时,须同时考虑到蒸汽发生器的能力和油层吸汽能力的限制,在尽量采用高质量隔热油管的条件下,注汽压力应不超过油层破裂压力,控制在9~10MPa 范围内。总注入量与蒸汽干度一定时,不同注汽速度下蒸汽吞吐模拟生产情况见表1。

表1 不同注汽速度下蒸汽吞吐效果对比

T ab 11 Comparison of effectiveness of cyclic steam sti mulation

under different injection rates

注汽速度P (t P d )井底干度P %产油量

P t 净增油P t 油汽比18062167565420125240691077055601263007310810596012736075168115970127

从表1可以看出:随着注汽速度的增加,周期产油量也逐步增加,但递增幅度不大。其主要原因是:达9块油藏埋藏较浅,在采用隔热油管进行井筒热损失计算时,热损失较小,因而在较小的注汽速度下,基本可满足井底蒸汽干度要求;而逐渐提高蒸汽注入速度,蒸汽吞吐周期效果改变不明显。综合各方面生产指标及油层吸汽能力,确定注汽速度以300t P d 左右为宜。214 注汽强度

热采开发实践表明,注汽强度直接影响到蒸汽吞吐的开发效果。对具体的油藏,蒸汽注入量有一最优的范围,注汽量小,周期产油量低,注入量加大,加热范围增加,原油产量增高;但注入量过高,使得油井停产作业时间延长,另外可能造成地层中原油远离井底,导致周期汽油比下降。根据蒸汽吞吐生产特点,周期注汽量以最大经济效益为目标,则优化目标函数为[2]

IR =(Q o -Q f )@P r -C i -C t

T -C p

式中:IR 为蒸汽吞吐生产的日收益,元P d;Q o 为蒸汽吞吐周期产油量,t;Q f 为蒸汽吞吐周期蒸汽燃油量,t;P r 为原油价格,元P t(取值1000元P t);C i 为注蒸汽作业费,元(取值100000元);C t 为蒸汽吞吐期间的其它费用,元;C p 为单井操作费,元P d (取值600元P d);T 为单个周期总的生产时间,d 。

注汽强度主要受油层厚度、原油粘度、油层非均质性等因素的影响,在蒸汽干度和注汽速度一定的情况下,注汽强度与反映蒸汽吞吐效果的参数(日收益)关系见图4。

图4 日收益与注汽强度变化曲线

Relation of daily income and steam injection intensity

第2期陈民锋等:超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理界限研究

从日收益与注汽强度变化曲线可以看出:随着注汽强度的增加,日收益先是增加,后又逐步下降,存在一个最优范围(注汽强度为100~120t P m),在此区间可使水平井蒸汽吞吐效果达到最佳。215 焖井时间

适当的焖井时间,可使注入油层中的蒸汽与孔隙介质中的流体充分进行热交换,把蒸汽所携带的潜热有效地传给油藏,以达到更好的热能利用效率。对于达9块稠油油藏,在注汽条件一定的情况下,模拟蒸汽吞吐生产动态(表2),并通过分析,来优化焖井时间。

表2 不同焖井时间蒸汽吞吐开采效果

Tab 12 Recovery efficiency of cyclic steam stimulation under

differen t shu-t in ti me

焖井时间P d 累积产油P t 累积产液P t 净产油P t 油汽比1780187956601262800191658601273810191259601275

770

1832

556

0126

根据计算,最佳的焖井时间约为2d(甚至更短的时间)。对于超稠油油藏,为了提高蒸汽吞吐效果,应尽可能在注汽后尽快做好开井投产工作,这样可利用油层较高的温度、压力条件自喷投产,不喷则立即下泵投产,延长生产时间。216 不同周期的注汽量

在注汽速度、蒸汽干度优化条件下,第1周期不同注汽量的生产变化情况见图5

。

图5 第1周期不同注汽量的生产变化情况Fig 15 Production during the first cycle under different

steam injection rates

研究表明:随着注汽量的增加,周期采油量增

加,而周期油汽比下降;而且由于在蒸汽吞吐第一周期,主要是预热、解堵油层,因此确定水平井第一周期的注汽量优化结果为3000t 。

只有逐周期地增加注汽量,扩大油层中的加热半径,才能提供足够的可流动原油,达到蒸汽吞吐降压采油目的。对比高周期在前一周期基础上增加注汽量的效果(图6),可以看出:随着周期次数的增加,注汽量递增百分数也逐渐增加,而日收益的增长逐步减少。图6中虚线表示的是不同周期注汽量最优递增百分数的变化趋势。

图6 日收益与注汽量递增百分数变化关系曲线Fig 16 Relation between daily income and increasing percent

of steam injection rate

3 合理开发界限

类似达9块超稠油的开发目前国内外尚未有经济有效的开发实例和经验可供借鉴,对热采工艺的要求比一般稠油更为严格,需要严格优选注汽参数,并考虑经济因素,制定合理的工作制度和开发界限。311 周期次数界限

根据对注采工艺参数的优化研究,对达9块超稠油油藏蒸汽吞吐开采进行了预测。考虑水平井钻井费用,在开采周期中周期次数与日收益的关系见图7。

图7 日收益与蒸汽吞吐周期次数关系曲线Fig 17 Relation between daily income and number of s team

stimulation cycles

40 特种油气藏第9卷

从图7可以看出:随着吞吐周期次数的增加,周期日收益逐渐降低,甚至出现负值;从第7周期开始,周期日收益明显低于前6个周期;在不同的原油价格下,表现出同样的规律,可以认为,第6周期为该油藏蒸汽吞吐开采的经济极限,此时极限油汽比为0116。312 开采经济界限

综合考虑投资费用和生产费用(包括钻井投资、供热系统投资、井下作业费、注汽费、操作费、维护管理费用等),一个完整的蒸汽吞吐过程的总收益与原油价格的关系见图8

。

图8 蒸汽吞吐总收益与原油价格关系曲线

Fig 18 Relation between total i ncome of cyclic steam

s timulation and oil prices

从图8可以看出:原油价格是影响蒸汽吞吐总收益最重要的经济因素。随着原油价格的增加,蒸汽吞吐的总收益呈线性增加;当原油价格约在1200元P t 以上时,对该区超稠油进行蒸汽吞吐开采才能在经济上获得收益。达9块原油油品特殊,若以普通稠油油藏开发,其经济效益很低,须作为特殊油品开发,才能取得一定的经济效益。

根据文献[1,2,3,4]研究结果和对超稠油热采效果的分析,在优化的工作制度下,水平井蒸汽吞吐极限油汽比OSR E 与原油价格的关系,生产油汽比OSR P 与原油粘度、油层厚度和深度、净总厚度比和目前含油丰度等的关系可近似表示为:

OSR E =01216@P

-11721

(1)

OSR P -01268-010416lg L o -01000029D

+010058h +01463F o +01127R h

(2)

式中:P r 为原油价格,103

元P t;L o 为原油粘度,mPa #s;h 、D 为油层厚度和深度,m;F o 为油层目前含油丰度,小数;R h 为净总厚度比,小数。

上式是一个定性~半定量的统计公式,其意义为:当生产油汽比OSR P 大于极限油汽比OSR E 时,表示目前热采生产处于收益状态,否则处于亏损状态,应停止生产。

4 结论与建议

(1)为保证蒸汽吞吐作业顺利实施,在具体实施时,应注意注入蒸汽温度要高、干度要大,注汽速度以300t P d 左右为宜;单个开采周期时间不宜过长,总开采周期次数约为6~7次;焖井时间控制在2d 左右。

(2)超稠油到达井筒后,如果热损失大,温度下降得很快,将导致油流阻力迅速增大。根据达9块油藏的特点,可使用由高温注汽井口、隔热管、伸缩管、高温封隔器、筛管等组成注汽管柱,以减少井筒热损失,延长热采吞吐周期。

(3)根据达9块原油粘度特别大、埋藏浅的特点,该类油藏开发的发展方向应是采用多种水平井技术的热采方式,如水平井蒸汽辅助重力驱、水平井或定向井与直井相结合的热采方式,但由于油层较薄,相应地增加了钻井和完井的难度

[3]

。

(4)由于该区稠油的酸值较高,因此可以考虑在注汽过程中添加合适的化学剂,如碱和表面活性剂等,利用蒸汽和化学驱的协同效应进行复合吞吐作业,以取得较好的热采开发效果。

参考文献:

[1]刘文章1稠油注蒸汽热采工程[M ]1北京:石油工业出

版社,19971

[2]岳清山1稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京:石油工

业出版社,19981

[3]张锐,等1稠油热采技术[M]1北京:石油工业出版社,

19991

编辑王威

第2期陈民锋等:超稠油油藏水平井蒸汽吞吐开发合理界限研究

(Petroleum Engineering Department o f Jianghan Petroleum Institute,

Jingzhou,Hubei434102,China)

Abstract:Using numerical simulation,according to principle of optimum economy,screening criteria of de velopment modes such as cyclic stea m stimulation,stea m drive and ho-t water flooding,have been studied for different oil prices to improve development efficiency of heavy oil reservoirs.Based on the criteria thus presented,geological parameters of reservoirs in Yu1for mation have been evaluated,and numerical simulation has been carried out for these3develop-ment modes.It is decided that converting to steam drive with the original pattern is the optimum development mode for reservoirs in Yu1formation.

Key words:heavy oil reservoir;numerical simulation;screening criteria;development mode;cyclic steam stimula-tion;steam drive;ho-t water flooding;block Jin45;reservoirs of Yu1formation

Study on rational threshold of cyclic steam stimulation with horizontal well in extra-heavy oil reservoir

C HEN Min-feng1,LANG Zhao-xin1,MO Xiao-guo2

(1.Petroleum Engineering Department o f Petroleum University,Changping,Beijing

102200; 2.Exploration&Development Research Institute o f Zhongyuan

Petroleum Com pany,Sino Pec,Puyang,Henan457001)

Abstract:In order to rationally develop e xtra-heavy oil reservoir and increase available reserve resources,extra-heavy oil block Da9has been studied for fluid c omposition,viscosity-temperature relation and reservoir percolation through physical and numerical modeling.Effect of steam injec tion parameters on rec overy is also studied for cyclic steam stim-ulation in horizontal well of e xtra-heavy oil reservoir.With consideration of economic factors,optimum function of recovery by cyclic steam stimulation has been established,and ra tional operation institution and technical,economic threshold for developing extra-heavy oil reservoir are given.This study sho ws that during c yclic steam stimulation for e xtra-heavy oil,operation institution should be to injec t steam of high temperature,high quality and high intensity at short and multi cycles;in the sa me time,matc hing measures of well completion and injection and produc tion tech-niques should also be taken.The result of this study provides reliable basis for thermal recovery of this type of reser-voirs.

Key words:extra-heavy oil reservoir;horizontal well;cyclic steam stimulation;rational threshold;optimization; block Da9

Stabilize oil production in strongly heterogeneous fault block oilfield

XI J-i qiang,JI A Jian-ming,JI A Rui,TI AN We-i zhi,JI ANG Shu-guang

(No.5Oil Production Plant o f Zhongyuan Oil f ield Branch Com pany,SinoPec,

Puyang,Henan457001,China)

Abstract:In acc ordance with strong heterogeneity and characteristic of reservoir structure in Huzhuangji oilfield,on basis of reservoir fine description,micro-structure study,and understanding of residual oil distribution,many tech-niques had been adopted to improve the profile of high permeable layers,to tap the potential of medium-low permeable layers,and to improve oilfield development.Through inte grated application of these techniques,water cut increasing had been effectively controlled,and the aim of stabilizing produc tion during/the9th five-year plan period0had been achieved.

Key words:strong heterogeneity;reservoir fine description;la w of residual oil distribution;matching technique; Huzhuangji oilfield

Calculation method of water flooding index for new oilfield

XIANG Tian-zhang,YU Tao,WANG Hao,HU Dong

(Exploration&Develo pment Research Institute o f Liaohe Oilfield

Branch Company,PetroChina,Panjing,Liaoning124010,China)

Abstract:Using mathematical and reservoir engineering methods,combining with field practice,a rational calculation method,which can meet water flooding curve and coincide with ultimate recovery factor,has been presented.Actual