本發(fā)明涉及一種適用于海上稠油油田吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)的方法，屬于油氣田開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

目前我國海上稠油油田平均水驅(qū)采收率僅為18％，當(dāng)?shù)貙釉驼扯却笥?50mpa·s時，采收率一般在10％以下。而陸地稠油熱采采收率目前一般在30％以上，為了取得類似陸地稠油油田較高的采收率，熱采是勢在必行的一條路徑。以渤海稠油為例，當(dāng)?shù)貙釉驼扯刃∮?50mpa·s時，水驅(qū)采收率均在15％以上，定向井產(chǎn)能一般大于43m³/d，水平井產(chǎn)能一般大于90m³/d。當(dāng)?shù)貙釉驼扯却笥?50mpa·s時，產(chǎn)能及采收率均大幅度下降。以曹妃甸11-1、南堡35-2為例，定向井產(chǎn)能為18m³/d，水平井產(chǎn)能為35m³/d-55m³/d，采收率分別僅為7.8％和4.2％，因此，對于地層原油粘度大于350mpa·s的非常規(guī)稠油亟需更換開發(fā)方式。

在調(diào)研遼河、勝利、新疆等陸上油田開發(fā)的基礎(chǔ)上，當(dāng)?shù)貙釉驼扯冉橛?50mpa·s和1000mpa·s之間目前熱采方案蒸汽吞吐輪次為9輪，生產(chǎn)時間8年左右，海上平臺設(shè)備壽命有限，應(yīng)考慮吞吐后接替技術(shù)；海上南堡35-2油田南區(qū)熱采開發(fā)試驗，現(xiàn)場結(jié)果表明多元熱流體吞吐氣竄現(xiàn)象嚴(yán)重，而熱水驅(qū)能夠減弱氣竄現(xiàn)象。針對上述兩個問題，目前國內(nèi)外對海上稠油熱采吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)方式尚未開展研究或者研究報道較少，為此開展吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)方式研究。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

針對上述問題，本發(fā)明的目的是提供一種能夠提高海上稠油油田采收率的適用于海上稠油油田吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)的方法。

為實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用以下技術(shù)方案：一種適用于海上稠油油田吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)的方法，其特征在于：針對地層原油粘度介于350mpa·s和1000mpa·s之間，采用蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式，具體地，開發(fā)初期采用蒸汽吞吐的開發(fā)方式，后續(xù)轉(zhuǎn)而采用蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式。

蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的最優(yōu)轉(zhuǎn)驅(qū)時機為當(dāng)油藏壓力下降到4.0-5.0mpa時。

轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的最優(yōu)注入?yún)?shù)為：采注比1.3，井底蒸汽干度0.4，注入溫度340℃，注汽速度240m³/d。

本發(fā)明由于采取以上技術(shù)方案，其具有以下優(yōu)點：1、本發(fā)明提出了適用于海上稠油油田進(jìn)行吞吐轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)的轉(zhuǎn)驅(qū)方式、合理轉(zhuǎn)驅(qū)時機及最優(yōu)注入?yún)?shù)等，克服了目前熱采方案蒸汽吞吐輪次及平臺設(shè)備壽命有限等缺點，滿足海上稠油熱采后續(xù)接替技術(shù)的要求。2、本發(fā)明對吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)在海上油田的開發(fā)提供了重要的指導(dǎo)意義。

附圖說明

圖1是本發(fā)明的不同轉(zhuǎn)驅(qū)壓力下單井累產(chǎn)油量和采出程度曲線；

圖2是本發(fā)明的不同采注比下單井累產(chǎn)油量和采出程度曲線；

圖3是本發(fā)明的不同注汽溫度下單井累產(chǎn)油量和采出程度曲線；

圖4是本發(fā)明的不同注入干度下單井累產(chǎn)油量和采出程度曲線；其中，圖4(a)是不同注入干度下單井累產(chǎn)油量和采出程度曲線；圖4(b)是海上稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)井筒熱損失管匯結(jié)構(gòu)示意圖；圖4(c)是蒸汽干度與井深關(guān)系示意圖；

圖5是本發(fā)明的不同開發(fā)方式下采出程度示意圖；

圖6是本發(fā)明的不同開發(fā)方式下溫度場示意圖；其中，圖6(a)是蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)方式下的溫度場示意圖；圖6(b)是多元熱流體吞吐轉(zhuǎn)多元熱流體驅(qū)開發(fā)方式下的溫度場示意圖；圖6(c)是多元熱流體吞吐轉(zhuǎn)熱水驅(qū)開發(fā)方式下的溫度場示意圖；圖6(d)是蒸汽吞吐轉(zhuǎn)熱水驅(qū)開發(fā)方式下的溫度場示意圖；

圖7是本發(fā)明的不同開發(fā)方式下含油飽和度剖面示意圖；其中，圖7(a)是蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)方式下的含油飽和度剖面示意圖；圖7(b)是多元熱流體吞吐轉(zhuǎn)多元熱流體驅(qū)開發(fā)方式下的含油飽和度剖面示意圖；圖7(c)是多元熱流體吞吐轉(zhuǎn)熱水驅(qū)開發(fā)方式下的含油飽和度剖面示意圖；圖7(d)是蒸汽吞吐轉(zhuǎn)熱水驅(qū)開發(fā)方式下的含油飽和度剖面示意圖；

圖8是本發(fā)明的qhd33-1南油田1064砂體不同開發(fā)方式下預(yù)測結(jié)果。

具體實施方式

下面結(jié)合附圖和實施例對本發(fā)明進(jìn)行詳細(xì)的描述。

本發(fā)明提出了一種適用于海上稠油油田吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)的方法，其特征在于：針對地層原油粘度介于350mpa·s和1000mpa·s之間，采用蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式，具體地，開發(fā)初期采用蒸汽吞吐的開發(fā)方式，后續(xù)轉(zhuǎn)而采用蒸汽驅(qū)的開發(fā)方式。

上述實施例中，蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的最優(yōu)轉(zhuǎn)驅(qū)時機為當(dāng)油藏壓力下降到4.0-5.0mpa(如圖1所示)時。

上述實施例中，轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的最優(yōu)注入?yún)?shù)為：采注比1.3，井底蒸汽干度0.4，注入溫度340℃，注汽速度240m³/d(如圖2～4所示)。

圖5～7給出了不同開發(fā)方式下采出程度、溫度場、含油飽和度場。通過對比發(fā)現(xiàn)，蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)采出程度最高，開發(fā)效果最好。推薦蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)作為海上稠油油田吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)的方法。

本發(fā)明所提出的適用于海上稠油油田吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)的方法，適用于尚未開發(fā)的油藏進(jìn)行二次采油開發(fā)，以及對蒸汽吞吐開發(fā)過后的油藏進(jìn)一步開發(fā)以提高采收率。

下面利用一個具體油田的油藏參數(shù)，采用數(shù)值模擬的方法對本發(fā)明的技術(shù)效果進(jìn)行驗證：

其中，驗證過程為：

1)利用petrel軟件、cmg軟件stars模塊建立精細(xì)的油藏數(shù)值模擬模型；

2)通過機理模型，做出不同開發(fā)方式下轉(zhuǎn)驅(qū)時機和注入?yún)?shù)的敏感性分析，給出吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)最優(yōu)轉(zhuǎn)驅(qū)時機和注入?yún)?shù)；

3)將步驟2)所求取的轉(zhuǎn)驅(qū)注采參數(shù)輸入至1)中的模型，預(yù)測不同開發(fā)方式下累產(chǎn)油量和采出程度。

實施案例：不同吞吐后續(xù)轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)效果對比

以秦皇島33-1南油田1064砂體為例，油藏參數(shù)見表1，分別對蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)、熱水驅(qū)，多元熱流體吞吐轉(zhuǎn)多元熱流體驅(qū)、熱水驅(qū)進(jìn)行不同開發(fā)方式下數(shù)值模擬預(yù)測，不同開發(fā)方式下模擬結(jié)果如表2所示。數(shù)值模擬結(jié)果表明，采用蒸汽吞吐轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)累產(chǎn)油量、采出程度最高，開發(fā)效果最好。

表1秦皇島33-1南油田1064砂體油藏參數(shù)表

表2秦皇島33-1南油田1064砂體不同開發(fā)方式下數(shù)值模擬結(jié)果對比

上述各實施例僅用于說明本發(fā)明，其中方法的實施步驟等都是可以有所變化的，凡是在本發(fā)明技術(shù)方案的基礎(chǔ)上進(jìn)行的等同變換和改進(jìn)，均不應(yīng)排除在本發(fā)明的保護(hù)范圍之外。