低渗透油藏稠油热采试验

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1、低渗透油藏稠油热采试验摘要:针对三塘湖油田西峡沟区块中浅层低渗稠油油藏特点,确定蒸汽吞吐开采方式。通过优化注汽参数优选注汽和采油工艺,形成配套开采技术,并在2口井进行矿场试验,A2-1井油汽比0.48,A4井注汽1500m3,产液1365.2m3。取得了较好的开发效果。　　关键词:低渗透油藏;热采;蒸汽吞吐;三塘湖油田　　引言　　三塘湖油田西峡沟区块稠油储量较大。埋藏深度600～800m,原油粘度425mPa.s,渗透率2.17×10-3μm2,是一低孔特低渗、中等埋藏深度,低温低压的普通稠油油藏。该区块A4井曾进行常规试采,产量极低。目前,对于这种储层物性很差的难采油藏,国内外还没有一套有

2、效的开采方法。我们在调研了稠油及低渗透油藏开采经验基础上,确定进行蒸汽吞吐热采试验,以期获得开采技术上的突破,实现增储建产目的。A201井试采注汽1900m3,累采液1375m3,采油912t,油气比0.48。A4井注汽1500m3,产液1365.2m3。　　　　一、蒸汽吞吐参数优化设计　　　　经过注采参数优化研究,确定了该块的蒸汽吞吐第一周期最佳注采参数(以A4井基础资料为依据):井口注汽压力为13～17MPa;井口注汽干度>70%;注汽速度为150~192t/d;井底蒸汽干度>35%;注汽强度为80~120m3/m;闷井时间为5～9d,并根据闷井时压力,降至3～5MPa时放喷

3、投产。　　　　二、注汽工艺设计　　　　该区块渗透率特低,注汽困难,因此可以通过压裂方法保证蒸汽吞吐时具有合适的注汽速度和注汽量。　　A4井是常规完井,应用高效隔热管环空注氮隔热方式和注汽管拄。具有较好隔热效果,最佳保护套管特点,并有助于提高采收率。　　A201井应用高效隔热管和封隔器隔热注汽管拄。工艺简易,可操作性强,隔热效果好。　　　　三、井筒举升工艺设计　　　　西峡沟区块稠油蒸汽吞吐转抽后,根据原油物性及产液情况,应用有杆泵抽油机举升工艺,井筒采取定期热洗降粘或油套环空加降粘剂降粘增产措施。　　抽油泵:采用耐高温扩孔重球泵,增加油流进泵通道,加速固定凡尔球回落速度,并深下泵,保证沉没度和

4、进泵处油流温度。　　长冲程,慢冲次,以提高冲程利用率,减轻蒸汽闪蒸及溶解气形成气锁现象。　　四、实施效果分析　　　　A201井、A4井均按工艺方案设计实施。　　A201注汽参数和高温测试结果,表明实现了较高质量的注蒸汽。注汽压力由开始的8MPa,第二天增至13.2MPa,并逐渐上升达到16MPa,排量由8m3/h下降至6m3/h,表明油层吸汽能力差,蒸汽推进加热油层速度慢。说明油层储层物性差。　　A4井实施氮气隔热助排措施,套管柱没有升高,没有其他事故,表明井筒隔热效果好,确保了安全注汽。产液量很高,氮气辅助蒸汽吞吐措施效果好。　　A201井注汽结束,闷井时间为8d,压力降至4.1MPa时,

5、放喷生产,实际情况与设计基本相符。闷井时间较长也说明了储层物性差。　　闷井初期压力降幅较大0.46MPa/d,表明这一阶段主要靠对流热传递方式充分加热油层,后期压力降幅度变小,表明油藏压力趋于稳定,这时传导成为油层内主要热传递方式,增加了向顶、底层热损失。　　A4井注汽闷井时间及压力变化与A201井相似。　　A201井自喷生产10d,产液156m3,产油24m3,含水81%～88%。　　转抽生产时间6个月,产液582m3,产油374t3。压裂后产液637t,产油513t。表现出生产特征:产油量较高期,产油量比较稳定期,产油量低阶段。(下转77页)(上接76页)　　A4井自喷生产18d,产液3

6、25m3,产油2t。　　A4井转抽生产136d,产液1039m3,含水100%,生产特征和马201井相似。　　　　五、试采的几点认识和建议　　　　(1)热采工艺技术基本满足了试采要求,保证了油井注汽、采油。　　(2)西峡沟区块稠油热力采油方式是可行的,但要采取辅助措施。　　(3)对于该块低渗透油藏采油时,要进一步加深泵挂,要定期热洗降低原油粘度,提高泵效,提高油井产量。　　(4)马201井产量低,马4井产液几乎都是水,要进一步加深工艺研究、地质油藏研究。　　(5)氮气段塞辅助蒸汽吞吐效果好。　　(6)压裂措施较大幅度地提高了油井产能。　　(7)建议该块在油藏方案研究基础上,进行水平井热采试验

7、。