[发明专利]一种适用于海上稠油油田吞吐后续转驱开发的方法

说明书

技术领域

本发明涉及一种适用于海上稠油油田吞吐后续转驱开发的方法，属于油气田开发技术领域。

背景技术

目前我国海上稠油油田平均水驱采收率仅为18％，当地层原油粘度大于350mPa·s时，采收率一般在10％以下。而陆地稠油热采采收率目前一般在30％以上，为了取得类似陆地稠油油田较高的采收率，热采是势在必行的一条路径。以渤海稠油为例，当地层原油粘度小于350mPa·s时，水驱采收率均在15％以上，定向井产能一般大于43m³/d，水平井产能一般大于90m³/d。当地层原油粘度大于350mPa·s时，产能及采收率均大幅度下降。以曹妃甸11-1、南堡35-2为例，定向井产能为18m³/d，水平井产能为35m³/d-55m³/d，采收率分别仅为7.8％和4.2％，因此，对于地层原油粘度大于350mPa·s的非常规稠油亟需更换开发方式。

在调研辽河、胜利、新疆等陆上油田开发的基础上，当地层原油粘度介于350mPa·s和1000mPa·s之间目前热采方案蒸汽吞吐轮次为9轮，生产时间8年左右，海上平台设备寿命有限，应考虑吞吐后接替技术；海上南堡35-2油田南区热采开发试验，现场结果表明多元热流体吞吐气窜现象严重，而热水驱能够减弱气窜现象。针对上述两个问题，目前国内外对海上稠油热采吞吐后续转驱开发方式尚未开展研究或者研究报道较少，为此开展吞吐后续转驱开发方式研究。

发明内容

针对上述问题，本发明的目的是提供一种能够提高海上稠油油田采收率的适用于海上稠油油田吞吐后续转驱开发的方法。

为实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种适用于海上稠油油田吞吐后续转驱开发的方法，其特征在于：针对地层原油粘度介于350mPa·s和1000mPa·s之间，采用蒸汽吞吐转蒸汽驱的开发方式，具体地，开发初期采用蒸汽吞吐的开发方式，后续转而采用蒸汽驱的开发方式。

蒸汽吞吐转蒸汽驱的最优转驱时机为当油藏压力下降到4.0-5.0MPa时。

转蒸汽驱的最优注入参数为：采注比1.3，井底蒸汽干度0.4，注入温度340℃，注汽速度240m³/d。

本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明提出了适用于海上稠油油田进行吞吐转驱开发的转驱方式、合理转驱时机及最优注入参数等，克服了目前热采方案蒸汽吞吐轮次及平台设备寿命有限等缺点，满足海上稠油热采后续接替技术的要求。2、本发明对吞吐后续转驱在海上油田的开发提供了重要的指导意义。

附图说明

图1是本发明的不同转驱压力下单井累产油量和采出程度曲线；

图2是本发明的不同采注比下单井累产油量和采出程度曲线；

图3是本发明的不同注汽温度下单井累产油量和采出程度曲线；

图4是本发明的不同注入干度下单井累产油量和采出程度曲线；其中，图4(a)是不同注入干度下单井累产油量和采出程度曲线；图4(b)是海上稠油油藏热采开发井筒热损失管汇结构示意图；图4(c)是蒸汽干度与井深关系示意图；

图5是本发明的不同开发方式下采出程度示意图；

图6是本发明的不同开发方式下温度场示意图；其中，图6(a)是蒸汽吞吐转蒸汽驱开发方式下的温度场示意图；图6(b)是多元热流体吞吐转多元热流体驱开发方式下的温度场示意图；图6(c)是多元热流体吞吐转热水驱开发方式下的温度场示意图；图6(d)是蒸汽吞吐转热水驱开发方式下的温度场示意图；

图7是本发明的不同开发方式下含油饱和度剖面示意图；其中，图7(a)是蒸汽吞吐转蒸汽驱开发方式下的含油饱和度剖面示意图；图7(b)是多元热流体吞吐转多元热流体驱开发方式下的含油饱和度剖面示意图；图7(c)是多元热流体吞吐转热水驱开发方式下的含油饱和度剖面示意图；图7(d)是蒸汽吞吐转热水驱开发方式下的含油饱和度剖面示意图；

图8是本发明的QHD33-1南油田1064砂体不同开发方式下预测结果。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本发明进行详细的描述。

本发明提出了一种适用于海上稠油油田吞吐后续转驱开发的方法，其特征在于：针对地层原油粘度介于350mPa·s和1000mPa·s之间，采用蒸汽吞吐转蒸汽驱的开发方式，具体地，开发初期采用蒸汽吞吐的开发方式，后续转而采用蒸汽驱的开发方式。