稠油出砂冷采技术

稠油出砂冷采技术（精选2篇）

稠油出砂冷采技术 篇1

稠油出砂冷采技术

稠油冷采是80年代末期加拿大兴起的一项新技术，其主要做法是，不注蒸汽，也不采取防砂措施，而是射孔后直接应用螺杆泵进行采油。它具有开采工艺简单、生产成本低、适用范围广的优点，一般单井日产油可达8t以上。采收率可达8％～15％。

目前，我国稠油油藏主要采用注蒸汽方式开采，普遍面临着投资大、成本高、效益差的严峻形势，同时还有相当数量的稠油资源或由于原油粘度太高，或由于油层薄、地层系数低而无法投人开发，致使已探明的稠油储量难以有效充分地利用，有限的后备资源难以实现有效的开发接替，严重制约着稠油开发的持续、稳定发展。

1、稠油冷采机理

(1)大量出砂形成“蚯蚓洞网络，使油层孔隙度和渗透率大幅度提高，极大地改善了油层的渗流能力

(2)形成稳定的泡沫油，原油密度变得很低，从而使粘度很大的稠油得以流动

(3)上覆地层压实驱动，由于油井产出大量砂粒，油层本身的强度降低，在上覆地层的作用下，油层将发生一定强度的压实作用，使孔隙压力升高，驱动能量增加

(4)远距离边底水的作用 远距离边底水可以提供一定的驱动能量

该技术最好应用于未开发过的新区，但也有在老区开展并取得成功的，如加拿大的Husky石油公司、Pan Canada石油公司，或在常规采油的老井中，或在冷采的部位钻加密井继续进行冷采，产量提高幅度达1~6倍(加密井产仍达8m3/d)，含水下降10~40个百分点。河南油田，在注蒸汽热采的老区钻加密井进行冷采也取得了良好的效果，表现出该技术在老区也具有较好的适应性。

国内外实践经验表明，稠油冷采成功与否的先决条件是油层能否大量出砂形成“蚯蚓洞”网络，因此除油藏条件外，射孔和采油工艺技术显得尤为重要，这是稠油冷采取得成功与高效的两个技术关键。

(1)射孔必须采用大孔径、深穿透、高密度射孔技术

(2)采油工艺必须采用适合高含砂和高原油粘度的大排量螺杆泵开采

2、地面集输及废物处理

目前稠油冷采地面集输方法主要是，在井口设置大罐，产出液直接进大罐进行脱砂、脱水处理，再将经过多级处理的原油泵送到集油站。产出砂及粘稠混合物(原油、泥质、粉砂质及水的复杂乳化物)先暂时存放在混凝土池中，最后经处理以砂浆形式注人合适的地层中。从环保和实用的角度考虑，经济有效地除去产出砂中的污染物或降低其含量，以达到露天排放标准，将是稠油冷采追求的目标。

稠油出砂冷采技术 篇2

为了有效地提高稠油出砂冷采后的采收率, 笔者调研了大量的资料进行对比研究, 认为出砂冷采后可行的技术主要有两大类:热采 (主要是注蒸汽技术) 和冷采 (主要是注CO2和VAPEX技术) 。在我国热采技术比较成熟, 应用也比较广泛, 但是热采在井筒内的热损失和地层内加热不含稠油岩层带来的热损失, 导致油汽比小、效果差、采收率低等不足。为了克服热采过程中的热损失问题, 本文提出了稠油出砂冷采后最有潜力的一种方法——溶剂蒸气抽提法 (VAPEX) 。其开采机理与使用蒸汽极为相似, 但比蒸汽泄油和注CO2提高采收率技术优点多, 具有很好的应用前景。

1 注CO2提高采收率技术

由于CO2气体的大量排放所引起的全球气候变暖问题日趋严峻。为减少CO2的排放, 石油工作者积极地探索着CO2的科学处理, 其中一些学者提出利用CO2来提高原油采收率的方法。该方法既实现了科学的埋存又提高了原油采收率, 但是在理论方面和矿场应用中存在一系列问题, 有待进一步的解决。

1.1 注CO2提高采收率机理[6]

储层中注入CO2提高采收率的机理主要表现在:降低原油黏度, 增加原油的膨胀, 降低界面张力, 溶解气驱的作用, 改善流度比, 以及提高储层渗透率等, 都使得原油黏度大幅度降低, 从而使原油流动性增强, 达到驱油的目的。

1.2 注CO2提高采收率缺陷

1.2.1 气源

气源是注气的首要问题, 没有充足的气源是很难实现注气采油的。国内注CO2提高采收率技术发展较晚的最根本原因是CO2气源不足, 不像国外 (主要是美国、加拿大等国) 在油田附近就有大的CO2气藏, 不需要长输管线的铺设和建设 (这方面就是很大的投资) , 可以直接利用。近年来, 随着国内一些油田相继发现一定规模的CO2气藏, 使我国的注CO2技术有了很大的发展。

1.2.2 腐蚀

干燥的CO2气体对金属材料没有腐蚀性, 但当CO2遇到水时, 会促进钢铁发生电化学腐蚀。其主要反应式如下:

CO2+H2O=H2CO3

碳酸第一步水解:H2CO3→H++HCO3-

碳酸第二步水解:HCO3-→H++CO32-

溶液中的H2CO3和Fe的反应促使了Fe的腐蚀。其中,

阳极反应为:Fe→Fe2++2e

阴极反应为:H++e→H

随后2H→H2

实际上CO2的腐蚀作用受多种因素影响, 所以很难控制, 给油田的长期开发带来很大的经济损失。

1.2.3 投入大

首先是管线和压缩机问题, 需要铺设从气源到油田的输气管线, 还需要配套的压缩机设备, 所以注CO2技术一次性投资大。

1.2.4 气窜

其中注CO2采油过程中, 不管混相还是非混相, 都存在CO2黏度低而发生窜流问题。并且CO2趋向流入高渗透地层和水驱后油藏中油气饱和度低的地层, 使得注CO2提高采收率的利用率降低, 加之油气密度差引起的重力分异, 致使CO2过早突破含油带, 影响驱扫效率。

2 稠油注蒸汽提高采收率技术

2.1 稠油注蒸汽提高采收率机理[7,8]

2.1.1 加热降黏作用

蒸汽对稠油的加热降黏作用是注蒸汽采油的主要机理。而蒸汽注入油层, 同时将大量的热量携带进油层, 使原油黏度大大降低, 流动性变好, 流动阻力降低, 流动系数增加, 从而使大量稠油采出油层。

2.1.2 改善油相渗透率的作用

在高温条件下, 注入地层中的蒸汽与岩石发生作用, 一定条件下可以使油层对油与水的相对渗透率发生变化, 也可以使润湿性改变。热水吸入低渗透率油层替换出储层内的稠油, 促进了可动油向井筒的流动。

2.1.3 流体及岩石的热膨胀作用

注入高温蒸汽, 蒸汽膨胀的驱动和热量的传递使稠油受热膨胀, 资料表明:一般在200 ℃时体积膨胀10%左右。此外, 高温蒸汽注入也会使岩石发生膨胀, 孔隙体积缩小, 从而提高稠油的产出量。

2.1.4 溶剂抽提作用

地下稠油在高温蒸汽下会发生一定程度的水热裂解, 使原油重质组分降低, 轻质馏分增多, 起到一定的溶剂抽提作用, 也使稠油流动能力增强。

2.2 稠油注蒸汽开采技术缺陷

2.2.1 蒸汽的利用率低

注入的蒸汽对稠油加热, 从而达到降黏的目的。但是在蒸汽驱过程中较小黏度的热油推动较大黏度的冷油, 容易产生指进现象。

注蒸汽提高采收率过程中不仅加热了原油, 还加热了蒸汽波及区内的岩石、水、以及油藏上面的上覆岩层。矿场表明这方面的热损失相当严重。

蒸汽热量大部分用于加热岩石和向上覆盖层的散热, 投入产出比小, 这是注蒸汽方法最大的缺陷, 其根本原因在于注入的蒸汽在加热过程中没有选择性。

2.2.2 蒸汽对储层有损害[9]

◇ 造成矿物转化

高温、高压、强碱的蒸汽注入地层后, 与储层内的矿物发生反应, 形成一些敏感性矿物, 对储层产生潜在的影响。

◇ 固相微粒损害

注入的高温蒸汽使储层内的岩石颗粒脱落, 当随流体运移到孔喉处时, 大的固相微粒就可能产生“架桥”现象, 堵塞孔道, 造成渗透率降低, 从而影响注蒸汽开采的效果;另外, 固相微粒在高速液流情况下, 会随液体一起移动, 当速度降低时就会沉积在孔隙壁表面, 使孔道变窄。而在注蒸汽驱中, 注入汽可能会携带固相微粒进入储层, 骨架颗粒组分和黏土矿物的溶解也会产生大量固相微粒。

◇ 黏土矿物的膨胀

黏土中的蒙皂石是水敏矿物, 特别是在碱性介质条件下容易发生水敏, 从而使储层渗透率急剧下降, 甚至严重影响油气产量。

◇ 润湿性转变

岩石亲水是有利于水驱油的。但是蒸汽的注入会使一部分岩石润湿性发生反转, 成为亲油岩石, 从而不利于驱油。

◇ 乳化物堵塞

高黏原油在一定条件下容易形成油包水乳化物, 具有更大的动力黏度。而注入蒸汽产生的蒸汽凝析液更易与原油乳化, 所以注热水和注蒸汽开采对乳化问题非常敏感。因为地下乳化物的形成, 不仅极大地阻止了可动油的流动, 还增加了油、水之间的紊流, 致使乳化更加严重, 给稠油开采带来极大的困难。

3 VAPEX提高采收率技术

由于稠油自身的特性和其开采技术的特点, 决定了热采技术在稠油开采中的重要地位, 然而由于蒸汽加热原油的非选择性和蒸汽冷凝所带来的开采问题, 使注蒸汽技术的应用受到限制。因此笔者在此基础上提出了VAPEX技术, 在一定程度上克服了注蒸汽开采稠油的不足。

3.1 出砂冷采后VAPEX提高采收率机理

室内试验表明, 烃类溶剂能很好地溶解于稠油, 使稠油黏度大幅度降低, 稠油的流动性增强, 有利于开采, 具体归纳如下:

◇ 扩散作用。VAPEX提高采收率技术的成功与否与注入的烃类溶剂的扩散范围、接触面积有着直接的关系。而稠油出砂冷采后, 储层中形成大量的蚯蚓洞网络结构, 这些蚯蚓洞类似于储层中的裂缝, 有的长度达到近百米, 可以使稠油和烃类溶剂接触面增大, 便于扩散, 从而使大量的稠油流动起来, 有利于采出。

◇ 降黏作用。稠油出砂冷采后, 稠油溶解气降低、稠油黏度增加使流动性也变差, 但是VAPEX技术的关键就是可以降低稠油黏度而大量地采出。

◇ 选择作用。在VAPEX技术中, 烃类溶剂具有很强的选择性, 即只溶解在稠油中, 基本上不溶于水、岩石和上覆盖层。这一优点使该工艺利用率高, 成本相对低, 而且环保, 有望用于出砂冷采后的稠油油藏, 并且对储层的厚度、孔隙特征、含油饱和度、含水饱和度等没有特别要求。

◇ 抽提作用。室内试验表明, 气态烃类溶剂比液态烃类溶剂更易使稠油重质组分降低, 轻质馏分增多, 起到一定的溶剂抽提作用, 也使稠油流动能力增强。

3.2 VAPEX技术的应用优势

实践研究表明, VAPEX技术用于开采稠油是可行的, 并且在国内外的稠油开采中都有成功的实例。目前虽然没有达到商业化的应用规模, 主要是考虑到其热值含量低以及储层条件等的制约, 但是对于原油黏度低于1 000 mPa5s的储层和无法用注蒸汽来开采的含水稠油区块效果更好。

由于大部分的稠油都含有一定量的沥青质, 一般可达到质量分数20%左右, 也正是这些沥青质的存在使稠油的黏度增大, 流动性降低。此外, 稠油储层埋深一般都比较浅, 而VAPEX技术是在稠油储层中加入足够量的高温低分子烃, 一方面溶解的烃会使稠油稀释和沥青脱出, 从而在一定程度上达到混相, 大大降低原油黏度, 增加其流动性, 同时采出的原油方便运输、利于炼化, 还可以增加原油的市场价值;另一方面, 没有溶解、凝结的烃类则会在储层内部形成一定的压力, 这对于稠油的开采也是有利的。

VAPEX技术及优点归纳如下:

◇ 与注蒸汽相比VAPEX技术溶剂使用量少, 利用率高, 效果明显, 同时考虑到注蒸汽过程中加热蒸汽所消耗燃料和所排放的有害气体, 不利于油田实现节能减排和可持续发展战略, 而VAPEX技术则可以扬长避短, 补其不足。

◇ VAPEX技术没有因蒸汽凝结水与油藏黏土相互作用而造成对油藏伤害的问题, 如水敏膨胀、渗透率减小等储层损害问题。

◇ VAPEX技术可以在常温下操作, 与注CO2技术对比, 地面和井下设备要求不高, 对设备腐蚀也小, 同时不受气源和管线铺设投资大的限制。

◇ VAPEX技术容易实现溶剂再循环利用, 产液中所含的溶剂可以在井口回收, 再注入地层。

◇ VAPEX技术也适用于薄的储层, 并且对储层不会造成污染。

4 VAPEX技术展望

VAPEX技术在国外特别受重视, 例如加拿大拥有世界石油储量的六分之一, 其中95%为常规注蒸汽等热力方法不能经济开采的沥青油砂[15]。他们不惜人力和财力研究开发沥青油砂的各种装置和工艺技术, 其中VAPEX技术开始于90年代初, 加拿大卡尔加里大学、帝国石油公司、加拿大国家矿产能源中心等单位对其开展了多方面的研究, 提供了大量的可行性报告[10,11,12,13,14]。剩余的一些薄储层、高含水储层等难动用的储层无法用传统的热采技术来开采, 而VAPEX技术则显示了在难动用储层的巨大潜力。但是, VAPEX技术也存在一定的技术难题:①注人剂的成本高;②安全问题有待进一步解决;③VAPEX技术工艺和设备还需深入研究。所以笔者建议, 一方面加强对不同稠油储层的技术评价, 做好技术储备;另一方面结合储层的地质特点和各种技术的优点, 真正做到“对症下药”。