辽河油田典型区块稠油热采技术应用探究

(整期优先)网络出版时间:2016-10-20
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辽河油田典型区块稠油热采技术应用探究

刘涛

辽河油田公司锦州采油厂热注作业一区辽宁锦州121209

摘要:辽河油田所属区块中存在较多稠油,杜84区块属典型超稠油,传统直井蒸汽吞吐技术注汽波及体积较小,不利于开发效益提升,本文结合水平井稠油开发技术应用研究,对典型超稠油油藏开发进行了探究。

关键词:稠油油藏;水平井;井网优化

辽河油田杜84区块属典型稠油油藏,能代表辽河油田稠油油藏的基本特征,具有高孔高渗、中等厚度块状油气储层的特点,原油粘度、密度和凝固点较高,传统直井蒸汽吞吐无法有效提升采油效率。应用水平井开发可以增加重力泄油面积,在较低的渗流速度下获取较高产能,水平段可在小压差作用下进行开发,有效减缓地层出砂和出水等问题。因此,有必要结合水平井开发技术应用研究,对注采参数优化等工作进行分析。

1水平井开发技术和注采参数的优化

1.1水平井开发技术的参数

一是优选油气储层厚度。储层厚度影响水平井产能,模拟实验发现,随着储层厚度加大,以及吞吐周期、生产时间和油汽比的增加,单位面积累计产油量不断增加,但厚度大于20m后增加趋势减缓,因此确定稠油水平井开发储层厚度在4-20m之间为宜。

二是优选井身轨迹。从地质因素考虑,水平段与砂体延伸方向、水平渗透主方向、水平裂缝带延伸方向垂直最好,结合区块地应力为西北-东南方向延伸的特点,水平井部署应以东北-西南方向最佳。

三是优选井距。在水平段长度一定的条件下,试验中不同井距的开发情况如表1所示,可以发现50m井距采收率最高,70m次之,100m和150m最低;产油量随井距增加而逐步增加,井距70m以上后逐步降低;加热半径与直井相近,最大为30m左右。综合以上指标,确定区块开发井距为70m。

3结论

综上所述,在典型稠油油藏开发中,传统直井蒸汽吞吐在开发后期阶段波及面积减小、油气采收率降低,利用水平井开发有利于提升油气采收率,特别是应用蒸汽辅助重力泄油技术开发效果较好。通过对蒸汽辅助重力泄油技术应用参数的优化分析,确定了最佳开发参数,提升了稠油开发效果。

参考文献:

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