CN113494285B - 一种吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法 - Google Patents

一种吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法。该开采方法包括以下步骤：在主体未水侵区域部署蒸汽驱井网，在边水侵区域部署火驱井网；蒸汽驱井网与火驱井网衔接处用生产井排间隔；同时进行蒸汽驱及火驱开发。本发明既能有效动用边水侵入区域，又能利用火驱高温燃烧前缘对高渗透层的封堵作用及高温燃烧前缘对水的汽化作用，抑制边水侵入，提高主体蒸汽驱热利用率，进而改善蒸汽驱开发效果，提高区块的整体开发水平，解决了吞吐末期边水侵入稠油油藏没有有效转换方式、难以继续开发的难题。

Description

一种吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法
技术领域
本发明涉及石油开采技术领域，具体涉及一种吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法。
背景技术
吞吐末期的稠油油藏在经历了前期多阶段开采后，已处于开发后期，存在着可采储量采出程度高、地层压力低、边水侵入等问题，边水逐步向区块内部侵入，区块综合含水极高，迫切需求进行方式转换。例如辽河油田齐108块，该油藏为互层状边水普通稠油油藏；该块历经近30年蒸汽吞吐开发，经历整体部署分批实施上产、扩边增储稳产、完善井网产量递减和低产低速低效四个阶段，目前已处于开发后期，可采储量采出程度96％，地层压力下降至1-2MPa，边水逐步向区块内部侵入，区块综合含水达到90％。
一般稠油油藏的转换方式有蒸汽驱、SAGD、火驱三种主体技术，该块属于普通稠油、且油层产状为互层状，不适合SAGD技术；如果选择蒸汽驱开发，边水侵入严重的区域，常规蒸汽驱开发热利用率低、蒸汽腔难以形成，势必影响蒸汽驱开发效果；而火驱开发由于机理复杂，火线操控难，也存在一定技术风险，且如果采用该方式，前期铺设的注蒸汽管线将作废，需重新铺设注空气管线，地面建设投资大，影响经济效益。
对于此类吞吐末期边水侵入稠油油藏，现有技术中尚未提出有效的转换方式。
发明内容
本发明的目的在于提供一种吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法，以解决稠油油藏因边水侵入造成蒸汽驱热利用率低，蒸汽驱效果差、采收率低的问题。
为了实现以上目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法，该开采方法包括以下步骤：
在主体未水侵区域部署蒸汽驱井网，在边水侵区域部署火驱井网；蒸汽驱井网与火驱井网衔接处用生产井排间隔；同时进行蒸汽驱及火驱开发，利用火驱高温燃烧前缘对高渗透层的封堵作用及高温燃烧前缘对水的汽化作用，抑制边水侵入，提高主体未水侵区域蒸汽驱热利用率。
其中，蒸汽驱井网与火驱井网衔接处的生产井排的作用是辅助排火驱尾气，避免影响蒸汽驱区域生产井产液量。
本发明的吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法为蒸汽驱与火驱组合开发采油方法，边部水侵严重区域采用火驱开发，主体未水侵区域采用蒸汽驱开发，两种井网有效衔接，利用火驱高温燃烧前缘对高渗透层的封堵作用及高温燃烧前缘对水的汽化作用，抑制边水侵入，提高主体蒸汽驱热利用率，进而改善蒸汽驱开发效果，实现吞吐末期边水侵入稠油油藏有效开发。
在本发明的一个优选方案中，优选地，所述蒸汽驱井网与火驱井网均采用反九点面积井网。蒸汽驱井网一般采用反九点井网，本发明主体开发方式为蒸汽驱，火驱主要作用是抑制边水侵入，提高蒸汽驱热利用率，为了更好与蒸汽驱井网衔接，火驱井网也采用反九点井网。
在该优选方案中，优选地，蒸汽驱井网注采井距为100m；火驱井网注采井距为100m。例如本发明实施例中蒸汽驱井网注采井距和火驱井网注采井距均为100m。
在本发明的吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法中，所述蒸汽驱井网与火驱井网衔接处的生产井排的作用是辅助排火驱尾气，避免影响蒸汽驱区域生产井产液量。
在本发明的一个优选方案中，优选地，所述蒸汽驱井网与火驱井网衔接处用2-3排生产井排间隔。
在该优选方案中，优选地，所述蒸汽驱井网与火驱井网衔接处用两排生产井排间隔，且所述两排生产井排距离100m。两排生产井用于排放火驱产生的尾气，避免当主体区域蒸汽驱汽腔没有形成时，蒸汽驱生产井产出尾气影响生产，进而影响汽腔形成。
在本发明的一个优选方案中，该开采方法包括以下步骤：
在待开发区内设置反九点面积火驱井网及反九点面积蒸汽驱井网；其中，蒸汽驱井网设置在主体未水侵区域，注采井距为100m；火驱井网设置在边水侵区域，注采井距为100m；蒸汽驱井网与火驱井网衔接处用两排生产井排间隔，两排生产井排距离100m；同时进行蒸汽驱及火驱开发。
在本发明的吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法中，具体的，所述吞吐末期边水侵入稠油油藏满足以下条件：
油藏埋深小于1500m，油层厚度10～60m，净总比大于0.35，孔隙度大于20％，渗透率大于200mD，含油饱和度大于45％，50℃脱气原油粘度小于10000。该类油藏具有边水，经过多轮次吞吐边水逐渐向油藏内部侵入。
具体的，所述主体未水侵区域和边水侵区域根据以下方法判定：
根据吞吐时期回采水率判定油井是否出水，当回采水率大于100％判定油井出水，否则判定未出水；因为主要是边水侵入，出水井呈现从边部向内部逐渐扩散分布特点，根据判定结果圈定出边水侵入区域及主体未水侵区域。
在本发明的一个优选方案中，蒸汽驱注采参数如下：注汽速率1.6t/(d.ha.m)，采注比1.0～1.2，井底蒸汽干度大于50％。
在本发明的一个优选方案中，火驱注采参数如下：采用电点火方式，点火温度400℃以上，初期注气强度400-500m3/(d·m)，月增注气强度50-70m3/(d·m)，最大注气强度1800-2000m3/(d·m)，排注比0.6～1.0。
优选地，所述火驱注采参数如下：采用电点火方式，点火温度400℃以上，初期注气强度400m3/(d·m)，月增注气强度50m3/(d·m)，最大注气强度1800m3/(d·m)，排注比0.6～1.0。
在本发明的一个优选方案中，该开采方法实施时，定期进行压力监测，通过控制采注比、排注比，使蒸汽驱区域压力高于火驱区域压力1MPa左右，例如1-2MPa，利于抑制水侵，形成稳定蒸汽腔。
在本发明的一个优选方案中，密切监测火驱区域生产井的尾气含量和井底温度，当CO2含量达到18％，O2含量超过3％时，进行连续监测，连续5天CO2含量达到18％，O2含量超过3％，说明火线到达生产井，关闭生产井。
本发明的有益效果：
本发明既能有效动用边水侵入区域，又能利用火驱高温燃烧前缘对高渗透层的封堵作用及高温燃烧前缘对水的汽化作用，抑制边水侵入，提高主体蒸汽驱热利用率，进而改善蒸汽驱开发效果，提高区块的整体开发水平，解决了吞吐末期边水侵入稠油油藏没有有效转换方式、难以继续开发的难题。
附图说明
图1本发明实施例中井网布置示意图。
图2为本发明实施例中温度场示意图。
附图标记说明：
1—边水，2—边水侵入区域，3—火驱注气井，4—火驱生产井，5—火驱辅助排气井，6—蒸汽驱注汽井，7—蒸汽驱生产井；
21—火驱温度场，22—蒸汽驱温度场。
具体实施方式
为了更清楚地说明本发明，下面结合优选实施例对本发明做进一步的说明。本领域技术人员应当理解，下面所具体描述的内容是说明性的而非限制性的，不应以此限制本发明的保护范围。
本发明提供一个实施例，对以下稠油油藏采用本发明的开采方法进行开采。
该稠油油藏埋深1120m，平均油层厚度为33米，净总比0.54，孔隙度为0.29，渗透率为1297mD，原始含油饱和度为0.7，目前含油饱和度0.48。50℃脱气原油粘度1495mPa.s，原始地层压力10～12MPa，为具有边水的普通稠油油藏。
该块历经29年蒸汽吞吐开发，平均吞吐轮次13.68，地层压力降至1～2MPa，采油速度0.4％左右，单井日产油1.2t/d，边水沿着高渗透层逐渐向内部侵入，部分井由于高含水关井，该油藏进入低产、低速、低效维持阶段，亟需进行开发方式转换。
对该稠油油藏使用本发明的开采方法：
(1)逐井统计吞吐时期的回采水率，共有145口井回采水率大于100％，主要集中在边水附近，判断为边水侵入井，根据判定结果圈定出边水侵入区域及主体未水侵区域，边水侵入距离约300～400m。
(2)如图1所示，边水1侵入，在边水侵入区域2部署反九点面积火驱井网，注采井距100m(火驱注气井3和火驱生产井4)，在主体未水侵区域部署反九点面积蒸汽驱井网，注采井距100m(蒸汽驱注汽井6和蒸汽驱生产井7)，火驱井网与蒸汽驱井网间隔2排生产井(即火驱辅助排气井5)，2排生产井距离100m。
同时进行火驱和蒸汽驱。该井网部署进行火驱和蒸汽驱时的温度场如图2所示。
从图2中可以看出，由于蒸汽驱区域压力大于火驱区域压力，火线主要向边水一侧波及，火驱温度场21如图2所示，由于火线前缘温度较高，火线前方的边水逐渐汽化，抑制边水侵入，从蒸汽驱温度场22看出，蒸汽腔扩展均匀，提高了蒸汽驱开发效果。
(3)蒸汽驱注采参数如下：注汽速率1.6t/(d.ha.m)，采注比1.0～1.2，井底蒸汽干度大于50％。
(4)火驱注采参数如下：采用电点火方式，点火温度400℃以上，初期注气强度400m3/(d.m)，月增注气强度50m3/(d.m)，初期注气强度1800m3/(d.m)，排注比0.6～1.0。
(5)定期进行压力监测，通过控制采注比、排注比，使蒸汽驱区域压力高于火驱区域压力1MPa左右，利于抑制水侵，形成稳定蒸汽腔。
(6)为保障安全生产，对火驱区域生产井要密切监测尾气含量、井底温度，当CO2含量达到18％，O2含量超过3％时，进行连续监测，连续5天CO2含量达到18％，O2含量超过3％，说明火线到达生产井，关闭生产井。
(7)蒸汽驱生产10年，阶段采出程度26.5％，火驱生产8年，阶段采出程度21.2％，区块总采出程度26.0％，采收率58.8％，较吞吐提高采收率24.2％。
该开采方法改善了蒸汽驱开发效果，提高了区块的整体开发水平。
显然，本发明的上述实施例仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定，对于所属领域的普通技术人员来说，在上述说明的基础上还可以做出其它不同形式的变化或变动，这里无法对所有的实施方式予以穷举，凡是属于本发明的技术方案所引伸出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。

Claims (4)

1.一种吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法，其特征在于，该开采方法包括以下步骤：
在待开发区内设置反九点面积火驱井网及反九点面积蒸汽驱井网；其中，蒸汽驱井网设置在主体未水侵区域，注采井距为100 m；火驱井网设置在边水侵区域，注采井距为100m；蒸汽驱井网与火驱井网衔接处用两排生产井排间隔，两排生产井排距离100 m；同时进行蒸汽驱及火驱开发，利用火驱高温燃烧前缘对高渗透层的封堵作用及高温燃烧前缘对水的汽化作用，抑制边水侵入，提高主体未水侵区域蒸汽驱热利用率；
该开采方法实施时，定期进行压力监测，通过控制采注比、排注比，使蒸汽驱区域压力高于火驱区域压力1-2 MPa，利于抑制水侵，形成稳定蒸汽腔；
密切监测火驱区域生产井的尾气含量和井底温度，当CO2含量达到18%，O2含量超过3%时，进行连续监测，连续5天CO2含量达到18%，O2含量超过3%，说明火线到达生产井，关闭生产井；
所述吞吐末期边水侵入稠油油藏满足以下条件：油藏埋深小于1500 m，油层厚度10～60 m，净总比大于0.35，孔隙度大于20%，渗透率大于200 mD，含油饱和度大于45%，50℃脱气原油粘度小于10000。
2.根据权利要求1所述的吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法，其特征在于，所述主体未水侵区域和边水侵区域根据以下方法判定：
根据吞吐时期回采水率判定油井是否出水，当回采水率大于100%判定油井出水，否则判定未出水；根据判定结果圈定出边水侵入区域及主体未水侵区域。
3. 根据权利要求1所述的吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法，其特征在于，蒸汽驱注采参数如下：注汽速率1.6-1.8 t/(d.ha.m)，采注比1.0～1.2，井底蒸汽干度大于50%。
4. 根据权利要求1所述的吞吐末期边水侵入稠油油藏开采方法，其特征在于，火驱注采参数如下：采用电点火方式，点火温度400℃以上，初期注气强度400-500 m3/（d·m），月增注气强度50-70 m3/（d·m），最大注气强度1800-2000 m3/（d·m），排注比0.6～1.0。
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