倾斜油藏蒸汽驱后期接替开发方式优化——以辽河断陷盆地西部凹陷欢曙上台阶齐40块为例

辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡中南段欢曙上台阶齐40块高倾角(>10°)油区在蒸汽驱试验区中占比例较大,目前已进入开发后期,产量持续递减,开采成本升高,探索倾斜油藏蒸汽驱后期有效的接替开发方式、进一步提高采收率具有理论意义和实用价值。选取齐40块西部高倾角区4个典型井组,应用Petrel软件和STARS软件分别建立了三维地质模型和数值模拟模型,进行蒸汽驱后期接替开发方式优化设计研究。数值模拟结果表明,莲Ⅰ油层组动用程度较高;莲Ⅱ油层组动用程度较低,剩余油饱和度在60%以上,构造高、低部位剩余油分布差异较小。根据莲Ⅰ和莲Ⅱ油层组剩余油分布特点,蒸汽驱后期可采用分层注汽技术,采用分层注汽技术可提高采收率4.0%.齐40块倾斜油藏蒸汽驱后期接替开发方式优化结果表明,间歇蒸汽驱提高采收率幅度最大,达5.2%;连续蒸汽驱提高采收率4.6%;汽水交替驱和蒸汽空气复合驱提高采收率幅度较小,分别为1.8%和3.2%.采用间歇蒸汽驱开发莲Ⅰ油层组的动用程度大于连续蒸汽驱;间歇蒸汽驱的累计油汽比高于蒸汽空气复合驱及汽水交替驱。因此,综合考虑建议使用间歇蒸汽驱作为后期的接替开发方式。

多轮次蒸汽吞吐井开发接替技术研究

多数稠油热采方案都会考虑蒸汽驱作为蒸汽吞吐后的接替技术,然而按照开发方案如期转驱的区块不多,究其原因在于已实施区块效果不理想。以C油田排601北薄浅层超稠油水平井蒸汽驱试验研究为例,深入分析发现,许多实施蒸汽吞吐的区块产量中也蕴含着蒸汽驱的贡献。对于浅层、高孔高渗、剩余油较为富集的多轮次蒸汽吞吐油田,蒸汽吞吐辅助蒸汽驱是较好的开发方式。相比单个试验井组,蒸汽驱规模化应用有助于摊薄开发成本,提高开发效益。还要及早开展水热裂解降黏、微生物采油研究,做好蒸汽驱之后的接替。研究成果对于该油田今后应采取什么开发方式具有一定指导意义。

胜利西部油气产量变化趋势及开发接替技术

针对准噶尔盆地胜利西部持续上产面临的新挑战,以矿场资料分析为主,研究了准噶尔盆地胜利西部产量变化趋势及开发接替技术。与大多数稠油油田相比,春风稠油埋藏更浅,更难以建立有效的生产压差;油层厚度更薄,以至热采过程中热损失更大;原始状态下地层原油不能流动,直井蒸汽吞吐见到峰值产量,但产量递减迅速,经济效益差。在前人工作基础上,提出水平井、氮气、降黏剂、蒸汽吞吐复合开发技术,投产水平井500余口,建成百万吨级油田,在整装油田滚动扩边、小口径钻机浅孔取心辅助找油、油水过渡带微生物采油方面积累了经验。同时,油田整体评价、典型单元跟踪评价和64口高效井跟踪评价表明,老井产量递减日趋明显,急需攻关开发接替技术。春风稠油属于非常稀缺的环烷基稠油,不仅要求有效开发,而且必须实现高效开发和高采收率。开展了稠油热采井多轮次吞吐后热化学驱、井网加密等开发接替技术研究。此外,火山岩油藏、超深层及中浅层稀油油藏也是比较现实的开发接替阵地,值得特别关注。

互层状普通稠油油藏吞吐末期转换开发方式研究

以辽河油田D区块为研究对象,针对吞吐末期油井产能低,地层能量亏空严重,压力水平低等问题,从火驱机理适用性入手,通过室内研究剖析互层状普通稠油油藏火驱开采机理,应用油藏参数筛选、经验公式计算、先导试验分析、相邻区块对比等方法对互层状油藏吞吐后接替开发方式进行研究。结果表明,火驱是较好的接替开发方式,该研究对老油田提高采收率具有重要意义,同时也为同类油藏接替开发方式的选择提供新的思路。

浅层稠油油藏VHSD扩容改造实验研究与应用

稠油油藏注蒸汽吞吐开发后期,采用直井+水平井组合井网驱泄模式(VHSD)是稠油老区接替开发的有效方式。由于稠油老区普遍存在隔夹层展布、压力系数低、汽窜通道发育等问题,接替开发效果优势不明显。稠油SAGD扩容改造技术能够有效突破注采井间隔夹层,提高储层整体动用程度,需要对稠油储层VHSD井网模式下扩容改造技术开展深入研究。开展一维岩心扩容实验,结果显示扩容后岩心孔隙度变化不大,而有效渗透率扩大约200倍。开展VHSD井网模式下三维大物模扩容改造实验,实验表明:(1)水平井轨迹平行于最大主应力方向时,扩容区规模越大;(2)直井-水平井距离<35 m有利于复合扩容区的形成;(3)对高渗通道封堵后仍可形成有效的扩容区。将该研究成果应用到矿场实践,生产水平井水平段动用程度提升15%以上,产量得到有效提高。该研究成果为稠油油藏扩容改造关键参数优化提供了有效依据,对稠油老区持续高效开发具有重要意义。

不同类型稠油油藏火驱油藏工程设计研究

经过几十年的蒸汽吞吐开发后,储层非均质性日益加剧,地层中汽窜通道错综复杂。本次研究针对不同类型稠油油藏特点,对油藏工程要点开展个性化设计,有的放矢地解决开发矛盾,可有效提高油藏动用程度。