稠油水平井动态监测技术优化注采参数.ppt

现河采油厂地质所,稠油水平井动态监测技术优化注采参数,二零一四年十二月,目录,一、现河稠油概况二、动态监测技术在优化注采参数上的应用及效果三、认识和建议,东营中央隆起带,牛庄洼陷,南坡通王断裂带,王家岗油田,现河采油厂勘探形势图,乐安油田,（一）基本情况,一、现河稠油概况,（二）油藏类型复杂多样,一、现河稠油概况,草20、草13馆陶等特稠油油藏吞吐轮次高，含水高。,草20断块Ng1顶面微构造图,王140沙三中4小层平面图,草13沙一二、沙三、王140等普通稠油油藏含油条带窄，边水入侵。,草27馆二顶面构造图,草27馆陶、广9等馆陶超稠油油藏，油稠、储层薄，能量差。,广气2潜山顶面构造图,广气2、草古125、草20潜山等潜山超稠油油藏底水强，含水上升快。,边底水能量相对活跃,特稠油占55%,普通稠油占26.5%,超稠油占18.5%,以特超稠油为主,窄条带边水普通稠油,特稠油,出砂超稠油,潜山特超稠油,现河稠油开发经历5个开发阶段：1、热采评价阶段（1986-1990年）；2、全面开发上产阶段（1991-1997年）；3、产量迅速递减阶段（1998-2001年）；4、综合挖潜，低速开发阶段（2002-2006年）；5、水平井综合调整，恢复开发阶段（2007-目前）。,现河地质所,现河稠油19862014年开发曲线,热采评价阶段,全面开发上产阶段,低速开发阶段,产量迅速递减阶段,恢复开发阶段,油井开井,年产油,综合含水,年注气量,年油气比,（三）开发历程,一、现河稠油概况,总油井：460口开油井：414口日油水平：794t/d单井日油：1.9t/d单井日液：26.7t/d综合含水：92.8%,2014年11月,累积产油1305万吨,可采储量采出程度79.0%,采出程度13.9%,剩余可采储量采油速度8.4%,现河稠油油藏分布在2个油田共有15个单元,自然递减42.1%综合递减0.55%,处于高轮次、高含水、高采出三高阶段,（四）开发现状,一、现河稠油概况,2007年以来，针对薄层、出砂、超稠等低品味稠油油藏，推广应用薄层水平井开发技术，实现了草13、草20、王140等稠油边薄储量规模开发。目前我厂稠油水平井开井238口，占比58%，产量占比69%。,现河稠油产量变化曲线,（五）开发中的主要问题,稠油油井开井数,稠油产量构成,现河稠油不同时间水平井完井数,一、现河稠油概况,2011年以前老井含水变化趋势及预测,含水95%水平井井数变化曲线图,存在问题一：边底水侵入，水平井高含水问题突出,现河稠油为典型的边底水油藏，经过二十多年的开发，地层亏空6681万吨，亏空大，边底水在压差作用下逐步侵入，高含水井呈逐年上升趋势。,草20块边底水入侵方向,一、现河稠油概况,2007年以来，在边薄层完善水平井330多口，实现了1912万吨储量动用。但水平井水平段长，储层动用不均。周期递减大。如草33单元周期递减14.6%。,草33馆一储层厚度图,草33单元水平井周期递减率,草20-平93温度压力剖面测试,测试29井次，水平段温度差大于10的有25井，占到86.2%，储层吸汽不均匀现象严重。,一、现河稠油概况,存在问题二：非均质导致水平段动用不均，周期递减大,广9单元汽窜连通图,草27单元汽窜连通图,草33单元馆一层和馆二层叠合图,汽窜主要分布在草33、草27、广9单元，已发现58个井组汽窜，累计影响79井次，影响产量5119吨。平均每次影响产量65吨。汽窜连通的大规模存在，目前主要实施同注同采，减缓井间干扰，同时给生产运行带来较大困难，制约了油井潜力发挥。,存在问题三：汽窜现象突出，老井潜力受限,一、现河稠油概况,一、现河稠油概况,针对部分水平井受边底水影响高含水、水平段动用不均的问题，近几年来现河采油厂加大找水监测（SNP、微温差）、水平井动用监测（温压剖面、全过程在线测试）力度，配套工程、工艺措施，开展了以注汽优化、调整吸汽剖面及凝胶颗粒堵水工艺为主的低效水平井的治理，取得较好效果。2009年以来，实施水平井动态监测76井次，累计增油量3.55万吨，大幅提高了油藏的采收率。,目录,一、现河稠油概况二、动态监测技术在优化注采参数上的应用及效果三、认识和建议,二、动态监测技术在优化注采参数上的应用及效果,针对不同原因造成的低效水平井，采用SNP饱和度、温压剖面等测试手段，结合凝胶封堵、调整注汽筛管位置等措施优化注采参数，改善开发效果。,二、动态监测技术在优化注采参数上的应用及效果,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,（二）微温差井温测井，判断出水位置，提高封堵效果,（三）注汽温压剖面监测，优化注汽位置，改善注采剖面,（四）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,稠油水平井剩余油饱和度监测的难点:(1)油稠，井壁沾污影响大。(2)水平井段，测试仪器提放难度大。(3)水平段内油气水分布复杂。通过对C/O、PND、SNP等饱和度监测技术对比，最终选定SNP技术监测稠油油藏剩余油饱和度。,油气水在水平段分布状态图,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,SNP测量图示,测试原理：向地层中发射高能快中子（14.1Mev），并探测这些快中子经过地层减速以后没有被地层俘获的热中子。根据各道记录数据分辨近井地带的油水分布，计算含油饱和度，划分水淹级别等。,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,根据测试结果进行出水点判断：(1)与原始含油饱和度对比，差值大的井段可能出水；(2)结合附带井温曲线，井温异常段可能出水；(3)物性剖面，高孔、高渗段容易出水；(4)水平井段所处油藏位置。,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,运用油藏类型：（1）普通稠油油藏（草13沙一二、草13沙三、王140）。（2）特稠油油藏（草20馆陶）。（3）超稠油油藏（草27）。,适用类型：（1）边水指进高含水井。（2）高轮次动用不均衡的水平井。,应用一：受边水入侵影响造成的高含水水平井,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,例如草13-平71井，该井处于草13西翼沙二6层，原油粘度3004mPa.s。初期峰值产量15t，随着开采时间的延长，受西部边水侵入，油井含水逐渐升高，生产末期日液33.5t/d，日油0.8t，含水97.8%，动液面70m。通过动态分析认为该井含水上升主要是受边水入侵影响。,边水,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,对该井实施SNP饱和度测井，测井显示水平段中部动用程度高，为主要的出水井段，前端和后端动用程度低，剩余油丰富。根据测试结果，结合该井原油粘度（3004mPa.s）较小，制定了全井封堵控制液量冷采的治理方案。,草13-平71井SNP测井结果图,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,2013.1月上作封堵。实施2个段塞，第1个段塞凝胶堵剂200m3，第2个段塞凝胶颗粒堵剂40m3。开井后，初期日油由0.6t上升至峰值6.7t，含水由98%下降至64%。目前该井日油2.5t，含水88.5%。累计生产648天，累增油1688t。,草13-平71井封堵过程压力变化曲线,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,例如草20-平16井，该井位于草20区块馆一西部，粘度39589mPa.s。生产9个周期，累油2.21万吨。由于吞吐轮次较高，第9周期生产437d，仅采油100t。而通过计算井区采出程度仅18.4%，通过动态分析认为主要是该井水平段长（220m），动用不均，个别高渗透井段出水导致全井高含水。,C20-P16,草20馆一顶面构造图,应用二：高轮次吞吐水平段动用不均衡造成的热采高含水,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,为落实剩余油分布，判断出水点，上作SNP饱和度测井。测井显示水平段多个出水点，但整体剩余油饱和度较高。结合原油粘度（39589mPa.s）制定全井封堵注汽引效措施。,草20-平16井SNP测井结果图,SNP测井解释结果表,2、优化动用井段，提高油井产能,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,类型2：高轮次导致高含水,C20-P16,草20馆一顶面构造图,措施后,措施前,2012年3月上作凝胶颗粒封堵，用量230m3，施工作业7-16MPa。注汽量由2500t下降至1500t（强度由11.4t/m下降至6.8t/m）。实施后该井峰值日油13t/d，含水74.1%。目前为封堵后第三个周期仍有效,累计生产912d，措施增油2933t。平均周期油汽比由0.04上升至0.60。,100t0.04,1794t1.2,798t0.4,432t0.22,2009年以来，实施SNP测井29井次，其中采取封堵治理26井次，有效率88.5%。实施后平均单井日油由0.3t/d增加至3.6t/d，含水由99.1%下降至89.2%，平均单井增油976t，油汽比由0.17提高到0.32。并探索形成了“测、找、堵、优”稠油高含水水平井治理模式。,低效高含水治理前后液量对比图,低效高含水治理前后日油对比图,低效高含水治理前后含水对比图,实施效果,（一）SNP饱和度监测，优化动用井段，提高油井产能,测：SNP测井找：判断出水点堵：凝胶颗粒堵水等优：开发方式、注采参数,微差井温传感器：采样点间隔1m。耐温350，精度0.1。选井要求：具有明确边底水方向、动用程度较低的井，通过测井判断出水点位置。,（二）微温差井温测井，判断出水位置，提高封堵效果,基本原理：测量沿井轴相隔一定间距两点的温度差值，即局部温度异常。获得微差井温的方法是用两个相隔1米的温度传感器直接测得。判断依据：根据温度异常井段分析判断出水点。,草13-平5小层平面图,（二）微温差井温测井，判断出水位置，提高封堵效果,例如草13-平5井，该井粘度低（2693.3mPa.s），处于草13馆一北部，距油水界面300m。该井第5个周期平均含水高达96%，和相邻构造位置的井对比，综合含水高了15个百分点，而该井区采出程度仅15.9%，分析判断该井主要是受边水指进影响。,P5:油1.2t，含水97.1%,P6:油4.5t，含水81.9%,边水,从微差井温测井解释结果分析，该井1180-1200m井段温度异常，为出水段。考虑该井粘度低（2693.3mPa.s），出水段位于储层前段。制定凝胶+凝胶颗粒复合堵水技术进行封堵冷采的方案。,草13-平5井微差井温测井曲线,（二）微温差井温测井，判断出水位置，提高封堵效果,生产井段1160-1290m,异常井段,该井实施2个段塞封堵，第1个段塞凝胶堵剂200m3，第2个段塞凝胶颗粒堵剂40m3。开井后，含水由99%逐渐下降至最低48.5%，日油由0.4t上升至峰值9.5t，同时生产过程中严格控制生产压差，日产液量保持在20t/d左右，该井累增油2367t。,草13-平5井封堵过程压力变化曲线,（二）微温差井温测井，判断出水位置，提高封堵效果,2009年以来，实施微温差井温测井治理4井次，有效率75%。实施后平均单井日油由0.3t/d增加至5.7t/d，含水由99.3%下降至84.9%。到目前累增油0.6825万吨，平均单井增油1706t。周期油汽比由0.13提高到0.30。,微温差井温测井治理井日液对比图,微温差井温测井治理井日油对比图,微温差井温测井治理井含水对比图,实施效果,（二）微温差井温测井，判断出水位置，提高封堵效果,测试仪器,温度剖面解释步骤,基本原理：油井注汽后或周期末，下入测试设备，记录井筒内不同点的温度和压力，分析各井段吸汽情况，了解油层的动用情况，搞清前一轮注汽时水平井段哪个位置注汽见效，以便下一轮及时的调整注汽管柱位置，达到较好的注汽和开发效果。,应用范围：随油管下入，所有水平井均可以运用。,（三）注汽温压剖面监测，优化注汽位置，改善注采剖面,调整依据：边部薄层，厚度小，水平段储层非均质严重，导致各井段吸汽动用不均。温压剖面测试各点温度，将测井结果与储层物性结合，调整优化配注筛管位置，改善注汽动用剖面。,相差50度,草20-平104井身轨迹图,145度,95度,（三）注汽温压剖面监测，优化注汽位置，改善注采剖面,草20-平104井温压剖面测试结果,筛管：1164.22m,1259.39m,1307.85m,（三）注汽温压剖面监测，优化注汽位置，改善注采剖面,草20馆一西部厚度图,例如，草20-平37井，该井位于草20馆一西北部，储层厚度5m。该井第1周期生产172d，累油仅654t，远低于邻井。该井水平段195m，分析认为：该井水平段长，非均质严重，注汽筛管配注不合理，导致储层动用程度低。,1083,1134,1027,1029,654,草20-平37井测井曲线图,草20-平37井水平段温度剖面测试曲线,该井第1周期末转周时实施温压剖面监测，测试结果显示：中部吸汽动用较差，为提高储层均匀动用程度，设计将第1个注汽筛管前移1143m，至第2个注汽筛管后移至1180m，第3个注汽筛管前移至1275m。,（三）注汽温压剖面监测，优化注汽位置，改善注采剖面,草20-平37井身轨迹图,生产井段上界,生产井段下界,654t,1140t,草20-平37井水平段温度剖面测试曲线,草20-平37井水平段温度剖面测试曲线,为检验优化的合理性。转抽时进行复测。测井结果显示，中部吸汽效果变好，储层均匀动用程度得到提高。周期生产255d，累油1140d，日均油4.5t/d，油汽比由0.34提高到0.57。,（三）注汽温压剖面监测，优化注汽位置，改善注采剖面,生产井段上界,生产井段下界,2009年以来，实施温压剖面测试29井次，完成周期注汽筛管调整27井次。周期产量增加的17井次，递减幅度降低10井次，有效率100%。平均单井周期生产天数增加20d，周期产量增加109t，油汽比提高0.05。,温压剖面测试井周期天数对比图,温压剖面测试井周期对比图,温压剖面测试井周期油汽比对比图,实施效果,（三）注汽温压剖面监测，优化注汽位置，改善注采剖面,为解决热采水平井注汽优化、水平段均匀动用、注汽质量监控等方面的问题，现河采油厂与石油大学等单位合作，承担了局科研稠油热采井在线测试技术的完善和推广项目的研究，通过开展稠油水平井注汽全过程监测技术攻关，实现从注汽、焖井、放喷的全过程在线监测，能够在线测试注汽参数变化梯度，分析判断注汽进度以及油层动用程度和产出情况。,水平井动用不均,草20-平93温度压力剖面测试,15,（四）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,光电传感测温测压井下示意图,光电传感测温测压技术的原理图,高温高压传感器,测井原理：通过铠装电缆将13个高温高压传感器（11个温度传感器、2个压力传感器）部署在水平井井筒内，依靠电缆将注汽、焖井和放喷过程中的温度和压力变化实时传递到地面测试监测仪器，根据温度、压力值判断焖井、防喷时机。,（四）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,实施例流程图,步骤101，将铠装钢缆下入稠油水平井指定位置。步骤102，注汽过程中随时录取温度、压力数据，并将测试数据导入解释软件。步骤103，根据测试数据判断经济注汽量，确定合理焖井时机。步骤104，焖井过程中随时录取温度、压力数据，并将测试数据导入解释软件。步骤105，根据焖井过程中温度、压力数据判断放喷时机。步骤106，放喷结束后，录取注汽、焖井、放喷全过程温度、压力数据。步骤107，将注汽、焖井、放喷全过程的测试数据与原始多功能测井数据结合分析稠油水平井各井段吸汽动用状况，指导下周期注汽筛管位置的设置、注汽量的设计。,（四）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,注汽参数测试技术对比,技术优势：注汽全过程在线监测设备测深3000m，耐温4500，耐压40Mpa，满足直斜井和水平井测试要求，数据在线实时显示，可以长期连续监测。,（四）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,草20-平146井热采测温点分布图,草20馆一西部井网图,根据测试数据判断经济注汽量，确定合理焖井时机，优化注汽强度。判断依据：蒸汽注入地层后，与地层发生热交换，测点温度增加。随着注入量的增加，井筒附近储层吸汽饱和，逐步向地层深部进行热交换，井筒测点温度变化幅度非常小。通过判断温度上升幅度来确定经济注汽量。推荐的温度上升幅度小于0.1%，认为井筒附近吸汽饱和，可以停炉焖井。以草20-平146井为例说明。,（四）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,应用一：优化注汽强度,中途意外停炉,该井2013.2.28日开始注汽，3.10日开始焖井，注汽按设计值2000t注汽。但根据测试数据分析3.8日20点以后各测点温度基本无变化，说明已建立起稳定的热场，为合理的焖井时间。注汽量为1469t，注汽强度为10.9t/m。推荐该井区注汽强度按11.0t/m执行。,草20-平146井注汽过程温度压力变化曲线,（三）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,根据草20-平146井在线测试最佳注汽强度，选取草20-平143井按上述注汽强度注汽。该井第1周期注汽1515t，优化减少注气量500t。周期生产411天，产油2892t，均油6.2t/d，油汽比高达1.91，取得较好效果。在此基础上，2014年又对该区新投的3口井进行试验，目前均第一周期生产，阶段油汽比0.9t/t，日油仍有7.5t/d，预测周期油汽比可达到1.5以上。,（四）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,优化注汽强度井效果统计表,草20-平146井焖井过程温度压力变化曲线,由于焖井后热损失主要发生在井筒和地层。当井筒温度升高时，说明地层热量开始向井筒回流，这时热场达到平衡，若继续焖井将产生不必要热损失。我们分析认为该点为最佳的放喷时机。在线测试表明焖井时确实存在这样的点。如草20-平146井：乐安油田水平井经验焖井时间一般为4-5d，实际放喷3.14日20点（焖井时间4.4d）。根据在线测试放喷时间应为3.12日14点（焖井3.6d)。,（三）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,应用二：优化焖井时间,现河采油厂地质所,、,前端筛管配注70%，后端筛管配注30%，温度变化,温度变化曲线,、,压力变化曲线,室内研究表明，注汽筛管位置与储层均匀动用密切有关。蒸汽出口位置温度和压力均呈突降现象，该区附近储层动用较好。可以通过改变吸汽筛管位置优化吸汽产液剖面。,（四）注汽过程在线监测，优化注采参数，提高热采效益,应用三：根据水平段吸汽剖面优化注汽筛管位置,草20-平146井综合解释成果图,筛管1,筛管2,筛管3,水平井完成全过程监测后，将监测数据与多功能测井数据一起导入分析解释软件，指导下周期吸汽产液剖面优化。如草20-平146井前端储层物性好，吸汽动用效果好。中部及后端吸汽动用效果差。为改善开发效果，下一个周期将第一个注汽筛管