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CN114165202A - 一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法 - Google Patents

一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法。所述方法其包括：步骤1.目标油藏生产直井进行注蒸汽、焖井、开井生产；步骤2.确定目标油藏动用半径变缓的吞吐轮次及相应的动用半径；步骤3.在吞吐周期达到以上确定的动用半径变缓的轮次后，停止蒸汽吞吐，进行水射流射孔；步骤4.对完成水射流射孔的吞吐井，进行注蒸汽，焖井、开井生产。本发明方法有效加大了注入蒸汽的波及范围，减少重复加热带来的热量损失，有效提高吞吐后期的动用半径，提高了单井累积产油量。

Description

一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，具体涉及一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法。
背景技术
胜利油田动用稠油油藏地质储量5.87亿吨。胜利稠油开发方式及产量贡献均以蒸汽吞吐为主，2019年稠油年产油442.5万吨，蒸汽吞吐年产油427万吨，占96.8％。吞吐开发处于中后期开发阶段，胜利东部平均吞吐轮次为6.7个，胜利西部平均吞吐轮次达18个，随吞吐轮次增加受吞吐动用半径有限的影响，开发效果不断变差，导致吞吐采收率低，仅20.3％，吞吐后，仍有近80％的原油未被采出。
国内外实践表明，吞吐后转蒸汽驱是大幅度提高采收率有效技术，然而胜利稠油埋藏深：埋藏深度900m～2000m，占92％；“稠”：原油粘度超过10×104mPa·s，8％；“薄”：油层厚度小于6m，占31％；“敏”：水敏渗透率保留率小于30％，占7％；“水”：水油体积>5，占57.7％。胜利稠油油藏以上特点，均不利于转蒸汽驱，尤其目前低原油价格，转汽驱效益差，因此胜利稠油借助转汽驱实现产量接替难度大。
吞吐轮次越高，加热半径增加幅度越来越小，即使提高干度，加热半径扩展有限，并且吞吐轮次越高、随着井点周围含油饱和度降低，周期有效期越来越短，注入的蒸汽主要用于加热井点周围的水，热利用越来越低；而且后期措施成本与稀油成本对比相对较高，吨油成本不断升高。
因此，探索高轮次吞吐后进步提高吞吐开发储量动用率及采收率，提高注入蒸汽热利用率，提高开发效果及效益，在目前胜利东部稠油“气代油”工程及低油价下尤为重要。
发明内容
本发明的主要目的是提供一种提高高轮次吞吐后增加吞吐动用半径的方法，该方法在稠油油藏高轮次吞吐后再利用高压水射流方法进行水射流射孔，形成“似井筒”条件；该方法提高吞吐半径及蒸汽利用率，并最终实现采收率的提高，克服了现有技术存在的不足。
为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：
本发明提供一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法，其包括：
步骤1.目标油藏生产直井进行注蒸汽、焖井、开井生产；
步骤2.确定目标油藏动用半径变缓的吞吐轮次及相应的动用半径；
步骤3.在吞吐周期达到以上确定的动用半径变缓的轮次后，停止蒸汽吞吐，进行水射流射孔；
步骤4.对完成水射流射孔的吞吐井，进行注蒸汽，焖井、开井生产。
为实现上述目的，本发明还可采用以下技术方案：
在步骤1中，所述目标油藏为油层埋深大于900m，直井开发的弱边底水稠油油藏。开井生产后，当日产油小于1t/d后，不再生产，进入下一轮次。生产井直井按最优注汽强度注入蒸汽量，焖井5-7天，然后开井生产。有效厚度10-15m的普通稠油油藏注气强度为150-190t/m。
在步骤2中，利用油藏数值模拟方法，建立不同原油粘度、不同有效厚度、边底水能量的油藏数值模拟模型，按照步骤1的过程进行模拟计算，得到不同吞吐轮次下的动用半径及累积产油量，当出现动用半径变缓、累积产油量增加变缓时，得到高效吞吐轮次及相应的动用半径。
在步骤3中，利用高压水射流方法在油层部位射孔，射孔部位为油层中下部。采用1英寸软管，压力10-100MPa，流量为(10～20)l/min通过油管射孔位置进行水射流射孔，射孔长度为步骤2确定的吞吐动用半径。每60度射孔一次。
与现有技术相比，本发明具有以下优势：
吞吐直井在生产5-6周期后，采用普通的注入蒸汽、焖井、开井生产，注入的蒸汽在重复加热近井地带40-50m的范围，动用范围扩展很少。本发明方法在进行高轮次吞吐生产后，采用水射流射孔，射孔位置必须在油层中下部，射孔后油层中有类似井筒的高渗条带，再注入蒸汽，蒸汽沿“似井筒”跑到第一次动用半径前面进行扩散，有效加大了注入蒸汽的波及范围，减少重复加热带来的热量损失，有效提高吞吐后期的动用半径，提高了单井累积产油量。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1为本发明一具体实施例所述提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法的流程图；
图2为本发明一具体实施例所述油藏示意图；
图3为本发明的一具体实施例中生产过程中模型示意图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
为了使得本领域技术人员能够更加清楚地了解本发明的技术方案，以下将结合具体的实施例详细说明本发明的技术方案。
本发明的提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法适用于油层埋深大于900m，直井开发的弱边底水稠油油藏。如图1所示，图1为本发明一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法的一具体实施例的流程图。
在步骤101，生产井进行常规稠油注蒸汽、焖井、开井生产。稠油油藏原油粘度大，流动性差，是具有启动压力梯度的宾汉流体，常规生产难以实现工业油流。但原油粘度对温度敏感性强，温度每升高10度粘度降低一半左右，因此稠油油藏均为注蒸汽开发。初始阶段都会首先进行注蒸汽、焖井加热、开井生产。生产井直井按最优注汽强度注入蒸汽量，对于有效厚度10-15m的普通稠油油藏最优注汽强度为150-190t/m，同等情况下，油层有效厚度越大，注汽强度越小；边底水油藏注汽强度越小，注入蒸汽携带热量不断加热油层，原油粘度降低，约焖井5-7天后开井生产，当日产油小于1t/d后，不再生产，进入下一轮，循环步骤101的过程。流程进入到步骤102.
在步骤102，利用油藏数值模拟方法，建立不同原油粘度、不同有效厚度、边底水能量的油藏数值模拟模型，按照步骤101的过程进行模拟计算，得到不同吞吐轮次下的动用半径及累积产油量，当出现动用半径变缓、累积产油量增加变缓时，得到高效吞吐轮次数及相应的动用半径。
普通稠油一般生产5-6周期后，继续注蒸汽吞吐生产，动用半径变缓，蒸汽利用率减少，动用半径约40-50m。流程进入到步骤103.
在步骤103，计算出高效吞吐轮次及动用半径后，生产井停止注蒸汽吞吐生产。采用1英寸软管，压力10-100MPa，流量10～20L/min，通过油管射孔位置向油层进行高压水射流射孔，随着射孔距离增加软管不断向油层内部进入。射孔长度为步骤102中计算的动用半径，普通稠油射孔长度约40-50m，在油层中下部射孔，每隔60度射孔一次，这样在原井筒周围形成了6条40-50m近似井筒，深到油层内部。流程进入步骤104.
在步骤104，生产井再进行步骤101的注蒸汽吞吐生产，周期注汽量考虑到井筒增加40-50m，热损失大，较步骤101增加5％。注汽阶段，注入蒸汽沿“似井筒”运移到动用半径40-50m外，加热降粘油藏深部的原油，使原油流动、生产，增加了吞吐生产动用半径及单井累积产油量。吞吐5-6周期后，采用水射流方法，可增加动用范围10-20m，提高采收率10％左右，实现吞吐采收率达30％的目标。
在应用本发明的一具体实施例中，包括了以下步骤：
(1)准备工作：
选择已开展蒸汽吞吐的直井1口，该井油藏埋深1200m，油层厚度10m，井网形式为200*283m反九点井网，油藏类型为普通稠油油藏，目前该井已吞吐5个周期，平均单井日油3.0t/d，油汽比0.25t/t，继续常规吞吐生产效益很差。
(2)计算高效吞吐轮次及动用半径阶段
厚度10m，地层温度下脱气原油粘度1000-2000mPa.s，原始地层压力11.5MPa，一年一轮次，注汽强度为190t/m，焖井5天，开井生产，单井日液30t/d，计算该井的高效动用轮次为5，动用半径为80m。
(3)水射流射孔阶段
目前该井处于第五周期，第五周期结束后，进行高压水射流射孔，射孔位置为距离油层顶部2/3处，射孔长度为80m，每60度射孔一次。
(4)生产阶段
向该井注周期注汽量2000t，焖井5天，最大排液量30t/d进行生产，周期油汽比小于0.19t/t时结束生产，通过该方法可增加动用半径5-10m，提高采收率可达3％。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种提高高轮次吞吐后吞吐动用半径的方法，其特征在于，其包括：
步骤1.目标油藏生产直井进行注蒸汽、焖井、开井生产；
步骤2.确定目标油藏动用半径变缓的吞吐轮次及相应的动用半径；
步骤3.在吞吐周期达到以上确定的动用半径变缓的轮次后，停止蒸汽吞吐，进行水射流射孔；
步骤4.对完成水射流射孔的吞吐井，进行注蒸汽，焖井、开井生产。
2.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤1中，所述目标油藏为油层埋深大于900m，直井开发的弱边底水稠油油藏。
3.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤1中，开井生产后，当日产油小于1t/d后，不再生产，进入下一轮次。
4.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤1中，生产井直井按最优注汽强度注入蒸汽量，焖井5-7天，然后开井生产。
5.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤1中，有效厚度10-15m的普通稠油油藏注气强度为150-190t/m。
6.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤2中，利用油藏数值模拟方法，建立不同原油粘度、不同有效厚度、边底水能量的油藏数值模拟模型，按照步骤1的过程进行模拟计算，得到不同吞吐轮次下的动用半径及累积产油量，当出现动用半径变缓、累积产油量增加变缓时，得到高效吞吐轮次及相应的动用半径。
7.根据权利要求1所述方法，其特征在于，在步骤3中，利用高压水射流方法在油层部位射孔，射孔部位为油层中下部。
8.根据权利要求7所述方法，其特征在于，高压水射流方法：采用1英寸软管，压力10-100MPa，流量10～20L/min，通过油管射孔位置向油层进行高压水射流射孔，随着射孔距离增加软管不断向油层内部进入。
9.根据权利要求7或8所述方法，其特征在于，射孔长度为步骤2确定的吞吐动用半径。
10.根据权利要求7或8所述方法，其特征在于，每60度射孔一次。
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