论文部分内容阅读
[摘要]孤岛油田为大型整装稠油油藏，经过强化开采，孤岛油田稠油热采老区已进入中高含水、多轮次吞吐阶段，稠油产量由上升态势转换为下滑趋势。为减缓水侵影响，提高热采开发效果，运用精细地质管理和精细地面管理，延长热采井的生产周期，提高经济效益，达到了较好的蒸汽吞吐效果。
[关键词]孤岛油田；稠油；热采；水侵特征；管理；高效开发
中图分类号：C829.23 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0297-01
前言
孤岛油田为大型整装稠油油藏，自1971%11月投入开发以来，针对不同开发阶段的特点和需要，研究并实施了相应的开发政策和措施。在中高含水期，针对层间干扰日趋严重，实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术，使油田水驱采收率达到29.6%。90年代油田进入特高含水期，针对采收率低的问题，通过应用化学驱和稠油热采技术，加快了油田驱替方式的转变，强化储层精细描述，使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高，形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列。
1、孤岛油田稠油开发现状
孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼，分为馆3-馆4、馆5和馆6共3个稠油环；具有油层厚度薄、原油粘度分布广、储层埋藏深、泥质含量高、出砂严重、受边底水和注入水影响大的特点，属河道砂稠油油藏。经过强化开采，孤岛油田稠油热采老区已进入中高含水、多轮次吞吐阶段，稠油产量由上升态势转换为下滑趋势。在精细油藏描述和剩余油研究的基础上，综合评价稠油热采生产动态，根据不同类型的剩余油，实施了井网加密、低效水驱转热采、水侵治理等技术，提高了稠油采收率。
2、孤岛油田稠油热采配套技术
（1）蒸汽吞吐采油技术。蒸汽吞吐是指先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采稠油的增产方法。蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的开采稠油技术，蒸汽吞吐提高开采效果的机理降低原油粘度，提高油水流动能力；清洗井眼及近井地带，改善油井的完善程度；由气体的膨胀来驱动原油；降低界面张力，减小水相的相对渗透率，减小残余油饱和度；提高波及效率。（2）蒸汽驱采油技术。蒸汽驱是指将蒸汽注入到一口或多口井中，将地下粘度较大的稠油加热降粘，然后在蒸汽蒸馏的作用下，把原油驱向邻近多口生产井采出。（3）稠油环井网加密。通过剩余油分析和优化部署，馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密。（4）低效水驱转热采。在开展孤島油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上，选择馆5馆6层系地层原油粘度大于3000mPa·s、有效厚度大于8m、净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发。（5）氮气泡沫调剖。孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用，在开发过程中，针对不同时期、不同部位水侵方式与作用的差异，采取了“排、停、堵、避”相结合的综合治理水侵技术，增强了油田稳产基础。
3、注重油藏分析与管理延长开发效果
3.1 精细油藏分析
精细地质管理应根据水侵状况和转周周期不同，重点是转周井的井点和工艺选择。强水侵区：由于该井区以高含水井为主，经济效益极差，所以该井区转周的风险最大。根据“网络脉管式指进”的特点，采取“单井调剖，多井连线，控制一片”的原则，在水侵最前沿大胆堵水，建立起第一道挡水屏障，控制地层水入侵面积。在堵水工艺的选择上，普通高温堵水有效期短，氮化泡沫调剖成功率高，高温液态堵水的良好效果为调剖又增添新的选择。弱水侵区采取利用和控制的原则，利用的好则延缓水侵的程度和速度，延长热采井生产周期。通过对水侵过程的描述，要优选井点，在水侵形成的路径上，选择低洼、高渗、低压井区的弱水侵井进行转周，一是通过转周时加大注汽量，补充地层能量，减小水侵压差；二是研究堵水配套工艺，通过堵水调剖工艺来防止水线突破，注重建立第二道挡水屏障，进一步减缓水侵上升速度。无水侵区：该区地层亏空严重，转周频繁，根据水侵状况的差异，以四场分布状况为指导确定转周井，首先根据温度、动液面两场分布情况初步选择转周井，再根据油量、含水进一步确定具体措施内容，提高转周井整体经济效益。
3.2 加强吞吐轮次分阶段管理
吞吐轮次变化过程可划分为3个时间阶段：产量上升阶段、产量高峰阶段和产量下降阶段。无水侵井：由于单周期生产特点，周期末多数低产低效，不供液，生产时间较短，所以转周频繁。它经历了第一周期的产量上升阶段，第2 3周期的产量高峰阶段，进入第4周期后的产量下降阶段，压力持续下降，但井底附近油层加热范围有限，近井地带含油饱和度减小，产量开始持续下降。弱水侵井：前4个周期与无水侵井相似，随着边底水能量不断向前传递，弱水侵井区能量开始恢复，又会出现一个产量高峰期，但进入强水侵后，产量迅速下滑。强水侵井：受到地层边底水源源不断的供应，油井以水相渗流为主，周期时间长，大部分井处于第一周期。
3.3 精细日常地面管理
强水侵井地层连通性较好，开井参数采用长冲程陕冲次，趁热陕抽，排水期可以缩短3 5天。无水侵井开井时建议小参数生产，如果趁热陕抽，不但易引起油层激动出砂，而且由于含水较低，携砂能力很强，防砂工具极易堵塞，液面下降较快，很难恢复。中期管理：弱水侵井和强水侵井由于开井参数较大，中期管理应保持稳定。无水侵井转周后生产中期是夺油的黄金期，直接关系着本次转周的效益高低，所以待排砂期结束，可放大参数，趁热快抽。末期管理：强水侵井区的原油粘度在三个井区中最大，但生产由于产液含水较高，原油粘度对油井生产的影响已经较小。可以充分利用边底水能量延长油井生产周期，提高热采区采收率。无水侵井在末期时供液能力较差时，建议采用小冲程慢冲次。“四季”管理：由于稠油油藏粘度较高，受季节的更替，温度的变化比较敏感，还需要根据不同的时节采取不同的管理方法。春天对含水较低，液量较少，粘度较大的无水侵井，可以掺水，加药生产。夏天和秋天热采井能正常生产，但雨量较多，停电故障增加，皮带打滑，冲次损失加大，应加强管理，尽量减少停井次数和时间。冬天：天气由暖变冷，温度下降，部分井生产困难，可以采取对井下定期热洗、套管加药，地面长期掺水保持生产稳定。特别是无水侵井大多含水较低，更应尽量减少停井次数和时间，由于油井在正常生产过程中，井筒及输油管线内都能保持一定的温度，停井后失去热能供应，井筒温度迅速下降，产液粘度增大，干线回压升高，开井后易出现光杆缓行，不利于高产期的稳产。采用泵上掺水工艺，一方面保持井筒中原油温度在粘温曲线拐点以上，防止由于温度降低，稠油粘度的异常变化，另一方面掺入水与泵产出液混合后降低稠油在油管中的流动阻力和抽油杆的摩擦阻力，消除抽油杆缓下现象，提高稠油的流动性能，保证泵筒中汲抽的原油顺利地采到地面管网中。
4、结论
孤岛油田开发实践表明：老油田进入特高含水期开发期后，必须不断创新，采取聚合物驱、稠油热采、储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率。孤岛稠油开发目前已经进入了一个新的攻坚阶段，主力稠油单元进入多周期高轮次、高含水低油汽比开采阶段，边底水侵入、出砂加剧，新投入热采开发单元油藏品位更差、开发环境困难重重。针对不同的热采井不同开发特点，确定不同管理策略，延长有效期。
[关键词]孤岛油田；稠油；热采；水侵特征；管理；高效开发
中图分类号：C829.23 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）06-0297-01
前言
孤岛油田为大型整装稠油油藏，自1971%11月投入开发以来，针对不同开发阶段的特点和需要，研究并实施了相应的开发政策和措施。在中高含水期，针对层间干扰日趋严重，实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术，使油田水驱采收率达到29.6%。90年代油田进入特高含水期，针对采收率低的问题，通过应用化学驱和稠油热采技术，加快了油田驱替方式的转变，强化储层精细描述，使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高，形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列。
1、孤岛油田稠油开发现状
孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼，分为馆3-馆4、馆5和馆6共3个稠油环；具有油层厚度薄、原油粘度分布广、储层埋藏深、泥质含量高、出砂严重、受边底水和注入水影响大的特点，属河道砂稠油油藏。经过强化开采，孤岛油田稠油热采老区已进入中高含水、多轮次吞吐阶段，稠油产量由上升态势转换为下滑趋势。在精细油藏描述和剩余油研究的基础上，综合评价稠油热采生产动态，根据不同类型的剩余油，实施了井网加密、低效水驱转热采、水侵治理等技术，提高了稠油采收率。
2、孤岛油田稠油热采配套技术
（1）蒸汽吞吐采油技术。蒸汽吞吐是指先向油井注入一定量的蒸汽，关井一段时间，待蒸汽的热能向油层扩散后，再开井生产的一种开采稠油的增产方法。蒸汽吞吐是一种相对简单和成熟的开采稠油技术，蒸汽吞吐提高开采效果的机理降低原油粘度，提高油水流动能力；清洗井眼及近井地带，改善油井的完善程度；由气体的膨胀来驱动原油；降低界面张力，减小水相的相对渗透率，减小残余油饱和度；提高波及效率。（2）蒸汽驱采油技术。蒸汽驱是指将蒸汽注入到一口或多口井中，将地下粘度较大的稠油加热降粘，然后在蒸汽蒸馏的作用下，把原油驱向邻近多口生产井采出。（3）稠油环井网加密。通过剩余油分析和优化部署，馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密。（4）低效水驱转热采。在开展孤島油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上，选择馆5馆6层系地层原油粘度大于3000mPa·s、有效厚度大于8m、净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发。（5）氮气泡沫调剖。孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用，在开发过程中，针对不同时期、不同部位水侵方式与作用的差异，采取了“排、停、堵、避”相结合的综合治理水侵技术，增强了油田稳产基础。
3、注重油藏分析与管理延长开发效果
3.1 精细油藏分析
精细地质管理应根据水侵状况和转周周期不同，重点是转周井的井点和工艺选择。强水侵区：由于该井区以高含水井为主，经济效益极差，所以该井区转周的风险最大。根据“网络脉管式指进”的特点，采取“单井调剖，多井连线，控制一片”的原则，在水侵最前沿大胆堵水，建立起第一道挡水屏障，控制地层水入侵面积。在堵水工艺的选择上，普通高温堵水有效期短，氮化泡沫调剖成功率高，高温液态堵水的良好效果为调剖又增添新的选择。弱水侵区采取利用和控制的原则，利用的好则延缓水侵的程度和速度，延长热采井生产周期。通过对水侵过程的描述，要优选井点，在水侵形成的路径上，选择低洼、高渗、低压井区的弱水侵井进行转周，一是通过转周时加大注汽量，补充地层能量，减小水侵压差；二是研究堵水配套工艺，通过堵水调剖工艺来防止水线突破，注重建立第二道挡水屏障，进一步减缓水侵上升速度。无水侵区：该区地层亏空严重，转周频繁，根据水侵状况的差异，以四场分布状况为指导确定转周井，首先根据温度、动液面两场分布情况初步选择转周井，再根据油量、含水进一步确定具体措施内容，提高转周井整体经济效益。
3.2 加强吞吐轮次分阶段管理
吞吐轮次变化过程可划分为3个时间阶段：产量上升阶段、产量高峰阶段和产量下降阶段。无水侵井：由于单周期生产特点，周期末多数低产低效，不供液，生产时间较短，所以转周频繁。它经历了第一周期的产量上升阶段，第2 3周期的产量高峰阶段，进入第4周期后的产量下降阶段，压力持续下降，但井底附近油层加热范围有限，近井地带含油饱和度减小，产量开始持续下降。弱水侵井：前4个周期与无水侵井相似，随着边底水能量不断向前传递，弱水侵井区能量开始恢复，又会出现一个产量高峰期，但进入强水侵后，产量迅速下滑。强水侵井：受到地层边底水源源不断的供应，油井以水相渗流为主，周期时间长，大部分井处于第一周期。
3.3 精细日常地面管理
强水侵井地层连通性较好，开井参数采用长冲程陕冲次，趁热陕抽，排水期可以缩短3 5天。无水侵井开井时建议小参数生产，如果趁热陕抽，不但易引起油层激动出砂，而且由于含水较低，携砂能力很强，防砂工具极易堵塞，液面下降较快，很难恢复。中期管理：弱水侵井和强水侵井由于开井参数较大，中期管理应保持稳定。无水侵井转周后生产中期是夺油的黄金期，直接关系着本次转周的效益高低，所以待排砂期结束，可放大参数，趁热快抽。末期管理：强水侵井区的原油粘度在三个井区中最大，但生产由于产液含水较高，原油粘度对油井生产的影响已经较小。可以充分利用边底水能量延长油井生产周期，提高热采区采收率。无水侵井在末期时供液能力较差时，建议采用小冲程慢冲次。“四季”管理：由于稠油油藏粘度较高，受季节的更替，温度的变化比较敏感，还需要根据不同的时节采取不同的管理方法。春天对含水较低，液量较少，粘度较大的无水侵井，可以掺水，加药生产。夏天和秋天热采井能正常生产，但雨量较多，停电故障增加，皮带打滑，冲次损失加大，应加强管理，尽量减少停井次数和时间。冬天：天气由暖变冷，温度下降，部分井生产困难，可以采取对井下定期热洗、套管加药，地面长期掺水保持生产稳定。特别是无水侵井大多含水较低，更应尽量减少停井次数和时间，由于油井在正常生产过程中，井筒及输油管线内都能保持一定的温度，停井后失去热能供应，井筒温度迅速下降，产液粘度增大，干线回压升高，开井后易出现光杆缓行，不利于高产期的稳产。采用泵上掺水工艺，一方面保持井筒中原油温度在粘温曲线拐点以上，防止由于温度降低，稠油粘度的异常变化，另一方面掺入水与泵产出液混合后降低稠油在油管中的流动阻力和抽油杆的摩擦阻力，消除抽油杆缓下现象，提高稠油的流动性能，保证泵筒中汲抽的原油顺利地采到地面管网中。
4、结论
孤岛油田开发实践表明：老油田进入特高含水期开发期后，必须不断创新，采取聚合物驱、稠油热采、储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率。孤岛稠油开发目前已经进入了一个新的攻坚阶段，主力稠油单元进入多周期高轮次、高含水低油汽比开采阶段，边底水侵入、出砂加剧，新投入热采开发单元油藏品位更差、开发环境困难重重。针对不同的热采井不同开发特点，确定不同管理策略，延长有效期。