稠油热采压制.ppt

5）注水井试注工艺不完善 采取冷洗冷注，有些井注水吸水量不足、油层有污染、分层启动压力有差异，导致吸水剖面差异大，后续大段分层配水效果不理想。 6）某些边部油井或区块,原油粘度高,注水开发效果差,经济风险增大 2、渤海稠油油田开发面临的问题（续） 以上问题，尤其是 水窜、水锥、污染、出砂，严重影响已开发区块原油产量的稳定，递减率逐年加大，含水上升速度加快，设计产量计划及采收率等指标很难实现，将影响渤海油区总体产量的增长目标。 如何解决这些问题，以及如何在后续的稠油油田开发中减轻或防止这些问题？对于在生产油田推荐注热、氮气采油等增产工艺，对于后续稠油油田的开发推荐热采开发模式。 内 容 一、稠油蒸汽吞吐开发技术介绍 二、稠油热采在国内外的应用实例 三、海上稠油油田开发面临的问题 四、热采开发技术在海上稠油油田的应用思路 1）热采是国内陆地油田及国外针对稠油采用的主要开发技术，相对于冷采，可以大幅提高采收率和采油速度； 2）海洋油田稠油占70％，稠油开发地位举足轻重。很多稠油油田都超出了注水开发适应范围和条件（原油地下粘度应小于150 mpas），进行热采先导试验，为提高稠油油田（如NB35-2、LD等）采收率、增加可采储量、开发边际油田、小油田准备新的、更有效的技术手段，开创海洋稠油开发的新局面。 1、海上油田进行热采先导试验的意义 辽河油田油层主要分布在第三系的明化镇、馆陶、东营和沙河街组，储层岩性以各种类型砂岩为主；地质分层、油层分布、储层岩性与渤海油田基本一致。共同的油藏特征是地层胶结差，生产中极易出砂。 油藏分稀油、普通稠油、特稠油、超稠油和高凝油，以普通稠油为主；普通稠油 （ 20℃脱气）相对密度0.935－0.985，（50℃脱气）粘度500-10000 mPa.s。稠油油藏埋深600－2000m， 大部分超过1000m。 渤海如SZ36-1、JZ9-3、QHD32-6、 CB、 NB35-2、LD16-1等的主力油层平均地下粘度50 mPa.s，脱气粘度100-10000 mPa.s，属普通稠油油藏, NB35-2、LD油田的粘度较高。油藏埋深大于1000－2000m。 2）辽河与渤海油藏地质、物性特征相似，其稠油开发技术值得借鉴： 2、海上油田可以借鉴的热采开发技术 1）国外马拉开波湖注蒸汽开采稠油，提供了很好的海洋热采先例； 3、海上油田热采开发面临的问题及解决思路 1）热采需要小井距（150m以内）致使油井数量成倍增加（？） 2）生产平台上安装蒸汽锅炉及热采集输处理流程将增加工程投资（？） 3）如何在已开发的油田应用热采技术？ 热采开发将增加油田建设投资,难以达到合理的回报率，所以热采在海洋不可行（？） 因为上述1、2问题就得出热采不可行的结论是不科学的，甚至是草率的。 陆上稠油油田提高采收率主要是在热采基础上对井网不断地进行加密，而海洋受平台空间等制约，不可能完全照搬陆地模式。 针对问题1，以NB35－2油田为例，建议从以下三个方案进行科学论证： NB35-2热采方案－1 按照现有ODP部井方案（350m井距），论证热采的采油速度、10年采收率、20年采收率，蒸汽吞吐阶段的经济效益，与冷采进行对比。 问题1的解决思路 NB35－2具有热采的优越条件，地下原油具有一定的流动性，由于蒸汽吞吐属于降压开采，即使大井距下，井间未被加热的原油仍可以在较大压差下流向加热带。 根据辽河四维地震监测，蒸汽加热半径60米以上。 采用蒸汽和氮气混注，其加热半径可以增加1－2倍以上。 四维地震监测：兴隆台油层吞吐加热半径61m。 NB35-2热采方案－1（续） 问题1的解决思路（续） 1）NB35-2油田是由半背斜和复杂断块披覆背斜构造构成的复式鼻状构造，主力油层段发育于明化镇组下段与馆陶组顶部，厚度为37.9m，储层物性较好，油藏埋深浅(1400m），储量丰度高。地质储量合计为7917×104m3，设计动用储量为7611×104m3。 3）原油粘度远大于150mpa.s，注水开发将出现严重的粘性指进，波及系数小，驱油效率低，采收率低。鉴于SZ36-1、QHD32-6开发现状，NB35-2注水开发存在更大风险：预计初期采油速度低于1.0%，以后仅0.5-0.8%，单井产量、年产量、采收率均达不到设计指标，内部收益率很难达到14%。 2）粘度：地下200-700 mpa.s，地面800-3600 mpa.s，密度为0.97kg/m3，高于 SZ36-1及QHD32-6，是中海油所面临的最具挑战性的稠油油田。ODP设计采用常规注水开发，单井产量40-120m3/d,采油速度为1.28％，最终采收率为12.3％，各指标都较低。 NB35-2热采方案－1（续）－－ 注水开发效果分析 问题1的解决思路（续） 1）NB