內(nèi)科芨2010年第1期「技術(shù)創(chuàng)新氮?dú)飧魺嶂偶夹g(shù)提高稠油熱采效果分析吳德亞①唐武②陳勇②(①勝利油田森諾勝利工程有限公司②勝利油田河口采油廠)摘要桐油蒸汽吞吐熱采是一種壓降開采方式,隨著燕汽吞吐周期的增加,地層壓力大幅下降,因而造成油井產(chǎn)量下降,油氣比降低,油藏開采效罘變差。2川閃年6月份,氮?dú)飧魺嶂抛鳛殡p管注汽工藝的配套技術(shù)在陳家莊稠油油田進(jìn)行現(xiàn)場應(yīng)用,此碩技術(shù)通過注汽過程冋時注入氪氣,在向地層注λ熱量的冋時向地層補(bǔ)充壓力,從而提高吞吐開采效果關(guān)鍵詞稠油油藏蒸汽吞吐氦氣稠油陳家莊南區(qū)稠油油藏(以下簡稱“陳南稠油”)地質(zhì)條件復(fù)雜、2氮?dú)飧魺嶂殴に噧?yōu)點燕汽吞吐效果一般。2年,陳南稠油實施氮?dú)飧魺嶂殴に囋囼?(1)保護(hù)套管,減少熱損失。在油管注蒸汽的同時向套管注入果顯著。本文通過對氮?dú)飧魺嶂殴に噾?yīng)用效果分析,從而進(jìn)一步氮?dú)?既減少了井筒的熱損失,提高了井底燕汽干度,又能降低套管提高該區(qū)蒸汽吞吐開采的效果溫度,保護(hù)套管。根據(jù)現(xiàn)場測試資料分析:在1778mm套管的油井1陳南稠油現(xiàn)狀分析中下入114mm隔熱管時,在環(huán)空是水的條件下,井筒總傳熱系數(shù)為(1)稠油油藏地質(zhì)持點。陳家莊油田南區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置為濟(jì)陽20-28W/(m:℃),當(dāng)環(huán)空無水,連續(xù)注入氮?dú)?傳熱系數(shù)為10陷陳家莊凸起中部(圖1),是w/(m.℃),即井筒熱損失降低了1-2倍個具繼承性發(fā)育的受基巖控制的(2)增加波及體積,改善熱采效果。氮?dú)饩哂袧B透性好且膨脹披覆構(gòu)造薄層邊際欄油油藏。主要系數(shù)大的特點,注蒸汽的同時注入非凝結(jié)性氮?dú)?可擴(kuò)大蒸汽加熱半含油層系為上第三系館陶組Ngr徑,增加蒸汽的波及體積。一般注入的氮?dú)庠蕉?這種效果越好。砂組,油藏埋深山180-132m,探3)助排提高采收率。與蒸汽一起注入油層的氮?dú)?在蒸汽凝明含油面積20km3,地質(zhì)儲量2942為熱水后,仍然是氣體狀態(tài),在回采降壓時,溶解于油,水體系中的x10t。圖1陳家莊油田區(qū)域地質(zhì)圖部分氮?dú)庋杆倥蛎?起到強(qiáng)化助排油水的作用。氮?dú)庠诔碛偷娜芙舛汝惣仪f南區(qū)油藏具有“薄、稠、砂、低”的特點。一是河流相在2m/m以下,一般可使地層原油膨脹5%,同時飽和了氮?dú)獾脑蛢悠矫孀兓?有效厚度薄一般2-6m,平面上油水關(guān)系復(fù)雜;二比不飽和氮?dú)獾脑驼扯纫?氮?dú)庥徒缑鎻埩?Mnm,界面張力的降低改善了驅(qū)油滲流條件,同時氮?dú)鈱τ蛯又休p質(zhì)組分及高溫裂3mP三是埋深淺膠結(jié)疏松,儲層出砂嚴(yán)重;四是含油飽解組分的萃取,使得氮?dú)?輕質(zhì)組分與蒸汽的混合體在油層中有可能和度低50%-55%,油井投產(chǎn)后初期含水較高50%-60%。(2)開采現(xiàn)狀。陳家莊油田南區(qū)位于東營市利津縣陳莊鎮(zhèn)境3現(xiàn)場實施效果內(nèi).是河口采油廠最大的稠油田,稠油產(chǎn)量占河口采油廠總產(chǎn)量的陳371-平18井位于陳371塊西擴(kuò)構(gòu)造高部位,20年9月18日,射189%。該區(qū)目前主體工藝技術(shù)為燕汽吞吐熱采,蒸汽吞吐平均輪次孔Ngr“層12750-1280m,注汽37該井盡管采用了均勻注汽系已達(dá)42次,最高輪次欣次,平均油汽比僅為047.進(jìn)人蒸汽吞吐的中統(tǒng),開發(fā)效果仍不夠理想,注汽熱采產(chǎn)液量較低制了水平井優(yōu)勢后期階段,稠油蒸汽吞吐熱采將很快達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限,急需尋找新的工的發(fā)揮。第一周期生產(chǎn)237天,累產(chǎn)油量362,期末日產(chǎn)油59d,含藝技術(shù),實現(xiàn)稠油油田的經(jīng)濟(jì)開采。水0.7‰。分析認(rèn)為造成低液量的原因一是注汽不均勻遣造成產(chǎn)液剖面3)口前陳家莊稠油蒸汽吞吐工藝存在的主要問題。①油層有不均衡,水平井段動用程度低;二是油藏能量低。效厚度薄,蒸汽熱損失大,產(chǎn)量遞減大。根據(jù)計算,熱損失達(dá)60%209年6月,該井實%,單井產(chǎn)量低,平均日產(chǎn)油od。24口井第一周期月遞減為施氮?dú)飧魺嶂排浜想p:713%(第一周期正常生產(chǎn)?個月以上),年遞減為384%,符合指管注汽工藝,氮?dú)庾⑷霐?shù)遞減規(guī)律。到第二周期,月遞減達(dá)到7:2%,年遞減為185%,周量350m.注汽量45,期間遞減為268%。②含水上升較快。由于陳家莊為低含油飽和度油藏,含油飽和度為5%-55%,投產(chǎn)綜合含水5%左右,回采水7月26日投產(chǎn),平均日產(chǎn)油1214ud,含水644%11%~825%,平均2%,回采水率高。周期問含水上升速度快油汽比029,遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于區(qū)55%,目前含水713%,油田年含水上升率13%。③地層壓力下降塊平均油汽比,見到很刻決。該區(qū)原始地層壓力為29MPa,其中陳373塊20)年平均地層壓力為MPa,壓邡降低了157MPa;陳371西擴(kuò)20年地層壓力降低了的效果(圖4)。圖4陳371一平18井生產(chǎn)曲線187MPa(見圖2、圖3)。④套管壓力高。截至20年9月,陳南稠4結(jié)論油開采注汽137井次,套管壓力大于5MPa共計85井次,占總井次的1)氮?dú)飧魺嶂偶夹g(shù)是對稠油吞吐熱采技術(shù)的改進(jìn)和提高,2%,套管壓力最高達(dá)17MPa。套管壓力高產(chǎn)生的原因:一是熱敏封是蒸汽吞吐中后期改善油田開采效果的有力措施隔器失去作用;二是隔熱管懸掛器密封圈不密封;三是隔熱管不加或(2)現(xiàn)場實施結(jié)果表明,此項技術(shù)具有施工程序及井下管柱簡少加隔熱襯套短節(jié)。套管壓力高產(chǎn)生的危害:一是加快套管在高溫高單、安全可靠的特點壓環(huán)境下的腐蝕速度;二是加強(qiáng)了熱敏封隔器位置套管的應(yīng)力集中(3)氮?dú)飧魺嶂偶夹g(shù)效益主要表現(xiàn)在增產(chǎn)油量及提高階段采加快套管損壞速度;三是加大了套管的導(dǎo)熱系數(shù),降低了井底蒸汽干收率方面。度:四是增加油井安全隱患mli Inll.11Ha中國煤化工x業(yè)出版社,p,4CNMHG京:石油工業(yè)出版社,2動用儲量開發(fā)稠油開采技術(shù)石油工業(yè)出版杜,265,1圖?陳南油區(qū)塊壓降變化柱狀圖圖3陳南稠油壓降變化柱狀圖(收稿日期:209-11-11)79