文档介绍：杜813块超稠油掺油降粘开采
探索及推广应用
前言
杜813块属超稠油品区块质,原油粘度高,50℃。开发初期采用电热杆加热降粘,随着开发时间的延长,该降粘方式弊端逐渐显露出来,已经不能满足现场生产需要,需探索一种新的降粘方式,提高油井的热能利用率,延长油井生产周期。借鉴普通稠油油藏掺油的成功经验,结合杜813块兴隆台油藏兴Ⅱ油组特点,摸索出一整套适合超稠油降粘的新思路,即按照单井采出程度将区块油井分类,摸索出不同区域掺油比与混合产油的粘度对应关系,确定单井掺油比,指导现场生产。
1. 生产现状
截止目前,,动用石油地质储量420×104t。总井数55口,开井数35口,日产油85t,日产水379m3,%,×104t,×104t,×104t;%,%,,%。
杜813块在开发初期注汽强度大(100t/m),注汽压力高(),干度低(18%),蒸汽吞吐热效率低,原油渗流入井筒后仍表现高粘、高沥青质状态,常规举升系统无法将原油举升至地面,大排量掺入稀油仍无法与地下原油溶合,不能实现在油套环形空间的循环,油井无法正常生产,在这种情况下采用了中频电加热装置,有效解决了开发初期油井降粘问题。但随着开发时间的延长,中频电加热装置降粘的局限性逐渐暴露。
如图所示,电热杆加热仅限于井筒内,对井底及近井带原油达不到加热降粘效果。同时,电热杆加热只有井筒内充满系数较高的时候加热效果好,当油井处于周期中后期,产液量低,加热效果差,不能完全满足油井正常生产的需要。
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参考《采油工艺技术》(2006年第一版),φ57杆式泵理论漏失量1204ml/min,φ57管式泵理论漏失量803ml/min。
电加热降粘是将电能转化为热能的降粘措施,需要耗费大量电能来满足油井正常生产,计算公式如下:单井日耗电=×U×I×cos ø×24小时,其中U为工作电压、I中频装置输出电流、cos ø为中频装置功率因数≈。·h,×104 Kw·h,/ Kw·h,×104元。
进入开发中后期,地下存水率上升,远井地带原油热能利用率低,运移到近井地带后油水分离严重,造成油井含水率上升,电热杆加热不能实现近井地带的原油降粘
借鉴普通稠油油藏掺油的成功经验,提出超稠油的掺油降粘思路。
实际操作中结合杜813块兴隆台油藏兴Ⅱ油组特点,按照单井采出程度将区块油井分类,摸索掺油比与井口产油粘度对应关系,确定不同区域油井的掺油比,现场试验摸索油井掺油时机、确定掺油量。
杜813块采出程度等值线图
:将区块油井按采出程度即剩余油含油饱和度对油井进行
分类,把计算出的采出程度与区块构造图叠加,大致分成三个区域,采出程度<10%的油井多集中东部井区;采出程度介于10%~20%之间的油井由北向西南呈条带状分布;采出程度大于20%的油井分布在区块中西部地区。
从每个区域中各选出一口井进行掺油试验(杜813-27-42c、25-40、34-45),试验过程中分阶段动态调整掺油比,录取各个掺油比阶段的粘度参数,绘制井口产油粘度随掺油比的变化曲线。
结合现场生产情况,,井口出油呈自由流动状态,从掺油比与粘度关系曲线确定出三个区域最佳掺油比分别为:~、~、~。
杜813块3口井周期生产情况对比
:
结合超稠油原油特性,排水期温度高,见油后温降快,为防止卡井,需提前进行掺油循环,对井底原油进行稀释降粘。因此,需根据油井排水期确定掺油时机。
排水期的确定考虑油井历次周期生产情况绘制各区域油井排水期与返水率散点图。得出各区域公式如下:
Y1 = - + -
R1 =
Y2 = - + - +
R2 =
Y3 = - + - +
R3 =
以上计算方法仅考虑采出数据、未考虑注入参数等因素对油井生产的影响,在实际预测排水时,结合油井生产实际确定三个区域排水期分别为:9~