单家寺稠油蒸汽驱试验探索与实践

单家寺稠油蒸汽驱试验探索与实践（精选2篇）

篇1：单家寺稠油蒸汽驱试验探索与实践

单家寺稠油蒸汽驱试验探索与实践

单家寺油田稠油油藏一直采用蒸汽吞吐方式开采,产量递减幅度较大,制约了区块开发效果.针时遮一现状,选择了单83块进行了转换开发方式研究,在蒸汽吞吐开发方式评价和蒸汽驱可行性分析研究基础上,开展了单83块蒸汽驱先导试验工作,取得了良好效果,区块开发效益明显提高.在单83块基础上又对单56块进行了蒸汽驱推广试验工作,初步见到较好效果.两个区块的转换开发方式探索与实政为同类油藏后期开发方式的转换提供了借鉴.

作 者：逯长安 马秀美 赵华  作者单位：中国石化胜利油田分公司滨南采油厂采油三矿 刊 名：内江科技 英文刊名：NEIJIANG KEJI 年，卷(期)： 30(9) 分类号：P61 关键词：蒸汽驱   稠油   开发方式   单家寺  

篇2：单家寺稠油蒸汽驱试验探索与实践

关键词：单家寺稠油油藏,蒸汽吞吐,注汽参数,注汽强度

1 地质开发概况

1.1 地质概况

单家寺稠油油田位于滨县凸起南坡, 主要含油层系有馆陶组、东营组、沙一段和沙三段, 至2010年11月共探明含油面积2 0.2 K m2, 探明石油地质储量8765.43×104t。自1984年10月单二块试验区蒸汽吞吐投产以来, 目前已投入开发区块有单家寺油田的单2块、单10块、单6块和单83块、单83-014块等块, 动用含油面积17.39Km2, 地质储量7682.91×104t。

1.2 开发概况

单家寺稠油自1984年10月单二块试验区开始蒸汽吞吐试验, 截止目前经历了蒸汽吞吐试验阶段、东区建设投产阶段、厚层块状稠油油藏井网调整、蒸汽驱试验和薄层层状油藏开发阶段、综合治理阶段、稠油油藏稳产后期阶段等五个开发阶段;目前总体处于高轮次吞吐中后期阶段。存在单家寺稠油油藏油汽比逐年降低, 开发效果变差;部分油井周期油汽比低, 经济效益变差;汽窜频繁影响油井蒸汽热利用率等问题。投产油井595口, 开井425口, 日产液水平13108t/d, 日油水平1777t/d综合含水86.4%, 采油速度0.71%, 采出程度17.31%, 自然递减16.5%。

2 优化注汽参数方案及实施情况

2.1 优化注汽参数方案制定情况

通过对目前蒸汽吞吐开发效果研究及开发中存在开发难题确定注汽参数优化方案为:

2.1.1 直井注汽参数基本配置:

直井注汽量由3000-4100t下调为2000-3000t, 原则上不超3000t, 注汽强度不超过200t/m, 各油井根据油层、构造位置、压力、水淹状况, 结合历周生产状况进行单井配置。

2.1.2 水平注汽参数基本配置:

单2南部馆陶和单10Ng13水平井油层每米注汽强度注20-25t/m, 单井总量控制在3000-3500t。10N g14水平井和单113块水平井每米注汽强度25-30t/m, 单井总量控制在3500-4000t, 第2周、第3周按照10-15%周期注汽量递增, 第4周以后注汽量保持稳定。

2.1.3 高含水井注汽参数基本配置:

高含水井注汽强度控制在150-200 t/m, 综合含水在90%以上的高含水油井, 单井注汽量控制在2500-3000t。

2.2 优化注汽参数方案实施情况

目前实施注汽量优化148井次, 平均单井注汽量3549t下调至3048t, 其中水平井优化29井次, 平均单井注汽量4579t下调至3788t, 直井优化119井次, 平均单井注汽量3298t下调至2867t, 共计减少注汽量7.4148×104t。

通过注汽参数优化工作的开展, 单家寺稠油油藏年产油54.9919×104t, 年注汽150.4100×104t, 年油汽比0.37, 油汽比与优化前对比提高了0.05。

2.3 配套工艺措施开展情况

2.3.1 凝胶堵剂封窜工艺:

采取铬冻胶封窜技术治理汽窜井封窜3井次 (83-027井、83-056井、56-9X N9井) , 治理前平均单井汽窜井数4口, 治理后注汽井压力、干度均得到了提高, 平均单井汽窜井数仅1口, 平均单井日增油2t, 起到较好的封窜效果。

2.3.2 投球选注工艺:

开展投球选注工艺实施1口井 (146-1井) , 邻井56-19-7井汽窜现象减弱, 注汽质量有一定提高。

2.3.3 填砂封堵下部高渗层, 下泵后合采:

优选实施2口井 (8 3-0 5 1、6-10X N20) , 83-051注汽时压力由上周14.8M P a提高到17.8M P a, 措施后周期生产96d, 产油411t。6-10X N20井因位于水淹区域, 注汽压力与措施前基本持平, 目前维持日产2t的水平正常生产。

2.3.4 注氮调剖工艺:

实施注氮调剖2井次 (6-14X12, 56-4X6) , 平均单井初增油4t/d, 累增油604t。

3 优化注汽参数试验效果评价

3.1 水平井优化注汽参数试验效果评价

3.1.1 单二南馆陶水平目前生产第二周期, 当注汽强度在25-30t/m, 注汽量3500-4000t时, 在周期产油量基本保持不变情况下, 能够提高油汽比, 但当单井注汽量低于3000t时, 无法保证周期产油量。

3.1.2 单10馆陶14组水平井一周采用注汽强度25-30t/m, 注汽量3500-4000t时, 构造中部油井优化效果好于边部油井。

3.1.3 单113块水平当单井注汽量控制在3500-4000吨时, 能够提高油汽比, 但周期注汽量低于3500t时, 油井生产情况变差, 油汽比降低。

3.1.4 随着周期延续, 进入第4周期后, 应适时提高注汽强度, 弥补地层亏空, 保证油井生产效果。

3.2 直井优化注汽参数试验效果评价

3.2.1 单二北馆陶直井当注汽强度保持每米注汽强度200-250t/m, 单井注汽量控制在2500-3000t时, 能够有效提高油汽比, 但油井周期生产天数及周期产油量下降明显。

3.2.2 单83-014块当注汽强度保持200-250t/m, 单井注汽量控制在2500-3000t时, 加密井优化效果好于主体部位老井。但无论是加密井还是老井, 随着周期延续应加大注汽强度, 弥补地层亏空。

3.2.3 单56块累计采出程度高、汽窜频繁区域, 单纯采用降低注汽强度, 无法有效提高油汽比。

3.2.4 油汽比低于0.15的低效井, 为提高油井周期生产效益, 注汽强度150-200t/m, 单井注汽量控制在2500-3000t时, 在周期产油量基本保持不变的条件下, 能够有效提高油汽比。

3.2.5 高含水注汽强度控制在130-150t/m, 单井注汽量控制在2500-3000t时, 在周期产油量保持不变的情况下, 能够提高油汽比。

4 下步工作方向

(1) 将注汽参数优化工作向纵深处开展的同时, 开展数值模型分析研究, 指导下步优化注汽参数工作。

(2) 在单83-014块应适时转换蒸汽驱开发方式, 提高区块采收率。

(3) 单56块亏空严重、汽窜密集区域适时开小范围的复合不稳定蒸汽驱试验。

(4) 利用多种工艺措施, 调整注汽剖面, 改善层内、层间的吸汽状况, 有效地提高蒸汽利用率。