蒸汽驱技术在扶余油田探索及应用.doc

蒸汽驱技术在扶余油田探索及应用摘要：针对扶余油田东部区块原油粘度高，注水驱油效果差，剩余油潜力大的情况，扶余油田实施蒸汽驱新技术，该技术可以使部分井间地层中的原油采出地面，提高稠油采收率。本文通过水平井注直井采实验效果认为：蒸汽驱区块增油效果好坏注气参数、储层物性和油藏条件起关键因素。目前扶余油田注水开发区块普遍存在油层下部水洗严重特点，因此下步蒸汽驱技术在扶余油田推广将为技术决策提供可靠依据。 关键词：原油粘度 蒸汽驱技术 采收率 水洗 技术决策 扶余油田东11队已开发40年，区块地面原油呈褐色，具有相对密度大、粘度高、凝固点高、含蜡量高的特点，油层埋藏浅—平均井深470—510米，储层物性较好，但单井产能较低，综合含水已达到89.4%，处于高含水开发后期，而且剩余油可采储量主要分布在高含水高采出程度区块和低渗透区块中。针对区块特点，开展提高原油采收率的先导技术试验势在必行。 1、东11队蒸汽驱试验 1.1区块油藏特征 实验区位于扶余Ⅲ号构造北斜坡上雅达红高点北侧，被两条近南北向正断层、一条东西正断层切割，形成两个相对独立的向东倾的断块构造，泉四段顶面高点为—230m，各断块构造西高东低。扶余油层为三角洲分流平原相沉积，砂体分布比较稳定，是一套由泥岩、粉砂质泥岩，粉砂岩、细砂岩和灰质粉砂岩组成的正旋回。储层发育东西向垂直裂缝，平均孔隙度23%，渗透率160?10—3?m2。油藏类型属于构造油藏，具有统一的油水界面，油水界面为—310米。试验区平均砂岩厚度29.7m，平均有效厚度10.2m，含油面积0.39km2，地质储量59×104t。试验区在油水井排间部署东西向水平井5口，南北向水平井1口，老油水井12口，共计18口井。6口水平井均进行了蒸汽吞吐试验，效果较好。 1.2扶余油田蒸汽驱试验目的 （1）蒸汽驱热采方式作为扶余油田水驱转热采提高采收率技术的可行性； （2）井网、井距的适应性； （3）直井、水平井蒸汽吞吐后能量的补充方式； （4）蒸汽驱阶段注汽参数优化； （5）蒸汽驱阶段监测方案研究。 1.3蒸汽驱注汽参数确定 成功的蒸汽驱应同时满足采注比大于1.2、单位油藏体积注汽强度1.5—1.8t/（d·m·ha）、井底蒸汽干度大于40%。 根据探东11队西区注汽井的目的层厚度、井组控制面积（表2—1），计算该试验区各注汽井目的层平均有效厚度下注汽速度为86.6t/d，从注汽速度与井底干度的关系来看，只有注汽速度大于50t/d时井底干度才能满足成功的蒸汽驱条件（干度大于40%）的要求，确定注汽井注汽参数如下： （1）注汽压力8～11MPa，原则上注汽压力要求小于油层破裂压力； （2）注汽速度80t/d； （3）井底注汽干度大于40%； （4）油藏压力1～3MPa。 注汽参数设计只满足成功的蒸汽驱要求的注汽强度及井底注汽干度的条件，由于目前井网控制及预测的汽驱后生产井的产液量较低，满足不了采注比大于1.2的要求。 1.4注汽方式的选择 由于东11队西区老井全部利用，采油井相对较多，因此在注汽过程中采用连续注入的方式。 1.5油藏监测要求 （1）蒸汽驱前对东25—29、东27—30井进行笼统测压，评价蒸汽驱前的地层能量。 （2）东27—30井为双向受效井，作为观察井，在蒸汽驱过程，每隔1个月监测一次地层温度、压力的变化，及时掌握蒸汽推进速度，进而分析注汽参数的合理性。 （3）东25—29井为单向受效井，作为观察井，在蒸汽驱过程，每隔1个月监测一次地层温度、压力的变化，及时掌握蒸汽推进速度，进而分析注汽参数的合理性。 2、扶余油田蒸汽驱实验效果评价 2.1.总体效果 开始注汽的水平井FP85、FP86汽驱见到了一定的效果。表现为区块地层压力上升，产液量上升，产油量上升，含水下降的特点。13口一线井日增油3.5吨，含水下降4.1%。平均单井日增液0.8吨，平均单井日增油0.3吨。 2.2见效特点 2.2.1储层发育好，剩余油丰富，汽驱效果比较好 DFP85汽驱方向是南北向汽驱，而DFP86汽驱方向是东西方向，虽然东西方向存在天然裂缝，但是DFP86周围一线油井处于水井排，虽然目前水平井汽驱区块能量有所恢复，周围见效井产量上升。但是没有达到以前最好的汽驱效果。针对水平井汽驱见效特点，下步将DFP85注汽量由60方加到80方。 2.2.2汽驱后区块地层压力上升，能量得到了恢复，产液量提升，具备快速排液能力。 地层压力由注汽前的0.75兆帕最高上升到2.61兆帕，蒸汽驱达到为油藏补充能量效果。 2.2.3注汽井与油井建立热连通时间较快，形成了弱稠油见效的的独特特点。 注汽1个月后见效井温度上升，2个月