稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究

作者:吴景春;王宝琦 刊名:当代化工 上传者:梁付腾

【摘要】从C油藏的地质因素出发探讨该稠油油藏经过若干轮次蒸汽吞吐后,最适宜的转驱方式,通过数值模拟的方法,比较蒸汽吞吐后转接的不同温度的热水驱、蒸汽驱与常规水驱的开发效果,对比得出了320℃的蒸汽驱为最佳转驱方式。利用油藏工程论证及数值模拟法,确立了该区块最佳井网形式为反九点法井网,井距90 m,最优注采参数为:注汽速度50 t/d,采注比1.2,井底蒸汽干度0.5。

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第 44卷第 12期 吴景春,等:稠油油藏蒸汽吞吐后转驱方式研究 2865 表 1 数值模拟理论模型参数 一顶底层岩石导热系数,kJl(h m·℃); Table 1 The parameters of numerical simulation theory , 一 蒸汽温度和原始地层温度 ,℃。 参数 数值 参数 数值 顶深/m 550 孔隙度,% 23.8 井距/m 100 渗透率/roD 105.6 油藏温度fC 30 地层压力/MPa 4.5 注水速度/(m ·d ) 40 生产井压力下限/MPa 0.3 注入压力上限/MPa 10 产液速度/(m。·d ) 5 根据常规热采模拟设计原则 ,热水驱模拟限制 条件为含水率 95%。利用单井组数值模拟预测了蒸 汽吞吐转热水驱 、转蒸汽驱 2种方式的开发效果 。 分析过程中是以热水见效后含水率 95%为限制条 件。开展了 80、160、230 oC不同温度热水驱及 300、 320℃模拟 ,与常规水驱 (3O )30年结果对比, 模拟结果统计见表 2。 可见,与常规水驱相比,热水驱采收率 (含水 95%)可增加 10%以上 ,累积产油量明显增加 ,生产 时间也有所缩短。虽然整体开发效果有所改善,但生 产井单井产量仍然比较低。对 比转蒸汽驱与转热水驱 的模拟,结果表明,转蒸汽驱方式的采收率较高,这是 因为蒸汽驱加热效果更好。随注人蒸汽温度升高,采 收率增加 ,320 oC蒸汽驱采收率达到 43.7%,生产时间 也进一步缩短,因此推荐采月 320℃蒸汽驱。 表 2 不同温度热水驱、蒸汽驱开发效果 Table 2 The effect of Steam drive development at different tem perature 3 蒸汽驱注入参数优化 3.1 热采单井产液能力分析 为合理 的计算热采过程 中的产液能力 ,这里使 用油藏工程论证方法 ,从吞吐阶段 的加热半径人手 , 确定加热 区的范围 ,进而确定单井产液能力。 计算热采加热半径公式为 : I 3i~hmti. j 式中:i。一 蒸汽注入速率 ,kg/h; h 一 注入蒸汽的焓 ,kJ/kg; h一 油层厚度 ,m; 坼 一油层热容量 ,kJ/(m3.℃); a 一顶底层热扩散系数,m2,h 通过计算 ,c油藏蒸汽吞吐加热半径与吞吐轮 次关系如图 1所示。 吞吐轮次 图 1 C油藏加热半径与吞 吐轮次关 系 Fig.1 The relationship between turns of steam stimulation and heating radius 热采产量公式 : Q 。。: Q 。+9 。 : ( + ) In Fe w }i o r h 综合分析可知研究区油藏产液速度可达 1 8 23 m /d。 3.2 井网井距优选 依据单井产液能力分析结果 ,设定采注 比为 1:2。考虑到井底蒸汽干度对注汽速度的限制 (注汽 速度不能低于 35 t/d),分析认为 ,五点井 网和反七 点法井网注汽速度低 ,不能满足井底蒸汽干度要求 , 因此不可行。选用反九点法井网方式。 表 3 单井产液能力计算不同井网条件下的注汽速度 Table 3 Single well production capacity calculation under the condition of different well pattern of steam injection rate 4 结 论 (1)当蒸汽吞 吐开发 到了后期,继续蒸汽吞吐 面临

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