深层特稠油

2024-09-05

深层特稠油(共7篇)

深层特稠油 篇1

在稠油开发中,蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD是最常见的三种注汽开发方式。目前,国外蒸汽驱、SAGD开发一般应用在埋深小于600 m的浅层油藏,国内已实现了中深层油藏工业化实施。这三种开发方式对于油藏埋深超过1 300 m的深层特超稠油油藏又面临诸多开发难题:由于埋藏深导致热损失较大,难以满足蒸汽驱、SAGD开发高干度注汽的要求,不能形成有效蒸汽腔;而蒸汽吞吐开发进入高轮次生产后,周期油汽比逐步下降,经济效益变差,一般吞吐阶段采出程度不足30%,井间大部分剩余油难以采出,若不采取有效开发手段,油藏即将废弃,造成资源闲置[1]。采取数值模拟等方法,对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式可行性开展详细研究,并优选出与其匹配的最优注采参数,为深层稠油有效开发、进一步提高采收率提供了思路。

1 油藏地质特征及开发现状

1.1 地质特征

W油藏构造上位于辽河断陷中央凸起南部倾没带北端,为受北、西两条正断层所夹持的断鼻构造,构造高点靠近北部断层附近,地层向南东和南西方向倾没,地层倾角2°~14°,油藏埋深(1 290 m~1 450 m)。属于水下扇沉积,微相类型主要为辫状沟道微相、沟道间及中扇前端微相,岩石颗粒相对较粗,分选较差,以不等粒砂岩、砾状砂岩和砾岩为主。储层物性较好,平均孔隙度24%,平均渗透率1.362 μm2,为中高孔、高渗储层。纵向上发育三个砂岩组,隔夹层不发育,平均单井油层厚度35.83 m,油层连通系数0.98。20 ℃脱气原油密度0.987 g/cm3,50 ℃脱气原油黏度12 615 mPa·s。油藏类型为厚层块状纯油藏。

1.2 开发历程及现状

W油藏于1991年采用141 m井距、正方形井网蒸汽吞吐投入开发,1995年研究区产量达到高峰6.8×104 t,1999年进入递减阶段,到2003年8月,采油速度仅为0.2%,采出程度24.3%,平均吞吐周期7.7轮。为进一步改善吞吐后期开发效果,当年开展了蒸汽驱先导试验,到2005年井组数达到6个,2006年蒸汽驱产量达到高峰2.9×104 t。由于汽驱后蒸汽超覆严重,纵向上油层动用不均,油汽比仅为0.1,汽驱阶段采出程度9.3%。

截至2011年2月,W油藏研究区投产注汽井6口,开井4口,日注汽540 t;投产油井39口,开井25口,日产油40 t,采油速度0.9%,采出程度33.6%。

2 深层特稠油油藏转换开发方式可行性研究

2.1 地质模型

2.1.1 模型建立

利用Petrel建模软件,根据研究区构造和储层物性等数据,结合单井资料建立了2个井组的非均质三维地质模型。同时根据区域油层发育状况和射孔情况划分为16个模拟层,模拟网格为10 m×10 m(x,y),模拟区为30口井(直井28口,水平井2口),共计49×22×16=17 248个节点,由此建立了三维、二组分(油、水)热采模型。

2.1.2 历史拟合

历史拟合以实际注采条件及生产时间为基础,通过修正参数对其储量、产油量和产水量进行拟合(见表1)。W油藏自1991年蒸汽吞吐投入开发,拟合时间至2011年3月,历史拟合指标主要是拟合研究区地质储量、累产液、累产油、日产液、日产油等,单井累产液、累产油、日产液、日产油等[2]。

利用建立的地质模型对模拟区域进行了储量计算,实际地质储量与模型计算的地质储量基本一致,证实了地质模型的可靠性。模拟计算累产油与累产水分别为17.98×104 t、73.04×104 t,与实际相对误差在±3%以内,模拟计算的生产指标拟合程度较高,趋势正确,所采用的各项静、动态参数能够代表油藏渗流特点,模型可以作为下步研究所用。

2.2 转换开发方式可行性研究

2.2.1 W油藏具有转换开发方式的物质基础

通过利用数值模拟方法,证实了空间上剩余油饱和度形态基本与蒸汽波及体积保持一致,呈锥形分布。其中,Ⅰ砂岩组动用程度最高,蒸汽带波及区域剩余油饱和度较低(20%~30%);II、Ⅲ砂岩组动用程度较低,剩余油饱和度较高(50%~69%),主要分布于Ⅲ砂岩组以及II砂岩组下部蒸汽未波及区域。可见,W油藏剩余油依然富集,具备下步调整挖潜的物质基础。

2.2.2 油藏地质参数满足重力泄水辅助蒸汽驱筛选条件

重力泄水辅助蒸汽驱是以进入蒸汽吞吐开发后期的特深层巨厚砂岩稠油油藏为对象,针对地下存水量大、操作压力高引发的蒸汽热利用率低等问题和常规蒸汽驱、重力泄油无法实现经济开发的现状,利用水平井大排量注汽提高蒸汽干度,在其下部设计水平井重力泄水降低操作压力、提高热利用率。其开发机理为重力泄水作用、减少热损失作用和提高采注比作用[3]。重力泄水辅助蒸汽驱的油藏要满足以下条件:油藏埋深(1 000—2 000) m,油层厚度(20—180) m,剩余油饱和度大于30%,孔隙度大于18%,渗透率大于200 md,50 ℃地面脱气原油粘度大于5 000 mPa·s,油层隔夹层不发育[1]。W油藏相关地质参数基本满足重力泄水辅助蒸汽驱筛选条件,同时相似区块洼59块[4]重力泄水辅助蒸汽驱先导试验井组已见到了较好开发效果。可见,重力泄水辅助蒸汽驱可作为W油藏下步转换开发方式的首选。

2.2.3 数值模拟结果表明采用重力泄水辅助蒸汽驱方式可获得较好的开发效果

利用数值模拟方法进一步研究了目前井距条件下四种不同方式的开发效果(见表2),其井网注采关系如下:方式一为双水平井重力泄水辅助蒸汽驱,上叠置注汽水平井2口,下叠置泄水水平井2口,采油直井18口;方式二为直井+水平井重力泄水辅助蒸汽驱,注汽直井4口,采油水平井2口,采油直井16口,注汽直井射孔段底界距离水平段垂深上方为5 m;方式三为现井网调整汽驱,注汽直井2口,采油水平井2口,采油直井17口,将注汽直井射孔层位调整为Ⅲ砂岩组,采油井射孔层段与注汽井对应;方式四为现井网汽驱到底,注汽直井2口,采油水平井2口,采油直井13口。

从数值模拟结果看,方式一阶段采出程度最高,为18.4%,油汽比高、净产油多,经济效益好;从预测结束含油饱和度场图看,方式一动用程度最均匀。综合分析,对于研究区采用方式一,即双水平井重力泄水辅助蒸汽驱较为适宜。

3 重力泄水辅助蒸汽驱注采参数优选

为保证重力泄水辅助蒸汽驱取得较好的开发效果,对方式一进行了注采参数优化设计,确保项目的顺利实施。

3.1 转驱时机优选

对水平井进行循环预热,日注汽量140 t,数值模拟研究结果表明(见图1、图2):3个月后,双水平井井间基本实现热连通,即可转入重力泄水辅助蒸汽驱。

3.2 水平井纵向位置优选

分别就叠置水平井间5 m、10 m、15 m、20 m不同纵向距离进行了优选计算,结果表明(见表3):纵向距离为5 m、10 m时蒸汽过早扩展到下水平井,蒸汽冷凝后温度较高的热水甚至蒸汽会直接从下叠置水平井直接采出,注入蒸汽的热利用率较低;当纵向距离为15 m时,蒸汽腔没有扩展到下水平井,泄水量大,泄水通道宽,各项生产指标均为最高,开采效果最好;纵向距离为20 m时局部泄水,且泄水量小,易造成憋压,起不到蒸汽驱替的作用。

3.3 直井射孔位置优选

能否保证在较长时间内取得好的生产效果,与直井射孔井段和水平井之间的距离有直接关系。该块为反韵律沉积,直井射孔井段过高,不利于控制蒸汽超覆,储量损失严重;射孔井段过低,蒸汽很容易向压力较低的水平井推进,造成汽窜,使蒸汽波及体积减小。因此,需要合理选择直井射孔井段的位置(见图3)。

设定方案如下。

3.3.1 对应注汽水平井上部油层

结合吸汽剖面及产液剖面,油井射孔首先遵循:以对应注汽井上部油层已经明显动用的油层为界向上避射。数模研究中设定了射开剩余厚度1/3、 1/2和2/3三种方案,对应双水平井井间油层全部射开。

3.3.2 对应双水平井井间油层

数模研究中设定了射开双水平井间油层厚度1/3、1/2、2/3和全部射开四种方案,从数值模拟结果可以看出,对应注汽井上部已经明显动用的油层,以其为界向上避射,射开下部剩余厚度1/2、双水平井井间油层全部射开时净产油最多,为3.23×104 t。

3.4 注汽速度优选

注入油藏的蒸汽携带的热能将原油黏度大幅度降低,蒸汽中大量、连续补充的汽化潜热使得形成的蒸汽带不断扩展、驱替原油至生产井采出[5]。为保证重力泄水辅助蒸汽驱过程中在蒸汽腔内形成稳定的汽液界面,必须对注汽速度和采液速度进行优化,其取决于油层吸汽能力、注入压力及油井排液能力。根据油藏实际情况,对不同注汽速度条件下的井底干度进行计算,以注入压力为7 MPa为例,数模计算结果表明,当锅炉出口干度在99%时注汽速度达到180 t/d即可保证注入蒸汽井底干度达到50%以上。

采用高干度注入介质,设定单位体积注汽速率分别为1.2、1.4、1.6、1.8和2.0 t/(d·ha·m)。数模计算结果表明(见图4),单位体积注汽速率在(1.6—1.8) t/(d·ha·m)时,开采效果好,折算注汽速度为(210—240) t/d。

3.5 注汽干度优选

蒸汽干度是衡量注入蒸汽质量的重要标志。蒸汽干度高,注入蒸汽的冷凝水比例低,潜热水平高,有利于加热油层;蒸汽干度低,冷凝水比例高,油层加热程度有限,但不能利用蒸汽超覆加热上部油层,不能有效加热油层。因此,必须满足足够的井底蒸汽干度,以保证开发效果。

数值模拟结果表明(见图5),随着井底蒸汽干度的提高,重力泄水辅助蒸汽驱阶段采出程度不断提高;当干度由0.45提高到0.5时,净增油与采出程度均有较大幅度上升。因此,井底蒸汽干度应大于0.5。

3.6 采注比优选

采注比是重力泄水辅助蒸汽驱阶段保证汽腔形成和扩大的重要操作参数,能否保证油层压力相对稳定直接关乎方式转换的最终效果。采注比过低,会造成井底持续积液,汽液界面不断上升,影响汽腔发育;采注比过高,地层压力下降快,注汽井与生产井之间的压力梯度较大,汽液界面不断降低,不利于汽腔发育。

设定采注比分别为0.9、1.0、1.1、1.2、1.3、1.4。数模计算结果表明(见图6),采注比在1.2以上时,该方式具有较高的采收率。

通过模拟不同采注比下温度场和压力场变化,当采注比过大时,由于蒸汽过早突破造成阶段,生产时间明显缩短,影响开发效果。综合考虑,建议采注比为1.2。

3.7 最佳开发指标预测

按照重力泄水辅助蒸汽驱操作条件优选结果,采用上叠置水平井高干度注汽,锅炉出口干度大于95%,井底干度大于50%,初期日注汽180 t/d,三个月后注汽井单位体积注汽速率1.8 t/(d·ha·m),折算注汽速度240 t/d,采注比1.2,下叠置水平井日排液90 t/d。双水平井重力泄水辅助蒸汽驱单个井组预计生产8年,累注汽55.26×104 t,累产油11.87×104 t,阶段采出程度13.6%,累积油汽比0.215。

4 结论

(1)W油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,预计提高采收率13.6%,该方式为深层特稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率提供了新途径。

(2)重力泄水辅助蒸汽驱注采参数优选结果表明,叠置水平井井间距离15 m,注汽速度240 t/d,采注比1.2,井底干度在50%以上生产效果较好。

摘要:以W油藏为研究对象,应用数值模拟方法对深层特稠油油藏蒸汽吞吐后期转换开发方式进行研究。研究结果表明,该油藏适合双水平井重力泄水辅助蒸汽驱开发,最佳注采参数为:注汽速度240 t/d,采注比1.2,井底干度大于50%。该成果对深层稠油油藏吞吐后期进一步提高采收率具有重要指导意义。

关键词:特稠油,蒸汽吞吐,转换开发方式,重力泄水辅助蒸汽驱

参考文献

[1]任芳祥,周鹰,龚姚进,等.一种重力泄水辅助蒸汽驱提高深层超稠油油藏采收率方法.CN102278103A,2011—12—14

[2]李娇娜,郝爱萍,韩汝峰,等.古城稠油油田BQ10断块蒸汽驱注采参数优选.科学技术与工程,2010;10(18):4490—4502

[3]任芳祥.油藏立体开发探讨.石油勘探与开发,2012,39(3):11—12

[4]龚姚进,李培武,王平.洼60块稠油油藏吞吐后期二次开发研究与实践.石油地质与工程,2008;22(6):1—3

[5]张义堂,李秀峦,张霞.稠油蒸汽驱方案设计及跟踪调整四项基本准则.石油勘探与开发,2008;39(6):715—19

深层特稠油 篇2

1 中深层特稠油薄层油藏难于开发

进行开发的过程中, 无法有效扩散注入井筒的蒸汽, 这是由于薄油层吸气能力弱导致的, 而蒸汽憋压于井底附近, 导致长时间焖井且油层中无法注入蒸汽。发生焖井后, 井筒内进入高粘度的原油, 这就给下泵带来难度, 而分段洗井办法的采取从某种程度上而言, 冷伤害了地层。最终无法采出原油, 粘度大幅上升的原油位于井筒附近地层中, 集中于环井筒区域且不产生流动, 油井就会因出砂卡井。

1.1 油层深埋藏

在吞吐蒸汽时, 不断增加的油层深度同时降低了井底蒸汽干度, 也增大了井筒热损失, 不断增加的油井深度增加了井筒中产出液的流动阻力, 于是产生举升困难的现象。

1.2 原油高粘度

相对于油藏主体部位, 该类储层中原油有着更高的粘度、长时间的运移同时, 进一步加大了次生破坏的严重性。干度低、压力高是注入蒸汽过程中的典型表现, 而进行生产的过程中, 井筒、地层中的原油流动困难, 增强了携砂能力, 最终出现油井砂卡状况。

1.3 含泥量高、渗透率差

在主体沉积相带的前缘或边部往往是薄层稠油储层位置, 当降低了水动力条件, 于是沉积了细组份, 这些细组份是长期悬浮在水中的, 细组份的沉积具有泥质含量高、渗透率低、层薄等特点。蒸汽在吞吐时, 油层泥质含量高, 当地层中进入蒸汽时, 与原油和岩石产生热交换, 蒸汽变化为冷凝水, 在该作用下, 粘土矿物发生运移、脱离、膨胀等, 将油层的空隙进一步堵塞, 此时, 升高注气压力, 并大幅降低了渗透率, 使得蒸汽吞吐难度增加。较低的渗透率、层薄等增大了蒸汽进入地层的启动压差, 油井在进行生产时, 也就容易产生出砂现象。

2 水平井钻采工艺

钻采工艺以洼38块为例进行探讨, 扇三角洲沉积体系为其主力含油层位置, 前缘薄层砂沉积微相及河口砂坝沉积微相为主要沉积微相。前缘薄层砂微相泥质含量高、物性差、层薄, 因此未动用;河口砂坝微相泥质含量低、物性好、沉积厚度大, 直井生产具较高采出程度, 效果较好。为将油藏动用程度进一步提升, 并对油层与水平井接触面积大的优势加以利用, 将8口水平井部署于洼38块薄油层区域。

2.1 井筒加热技术

为了减少井筒中原油的运动摩擦阻力, 使原油粘度降低, 可采用油套环形空间掺热稀油、井筒电加热等工艺技术, 有效利用蒸汽能量, 从而促使油井产量提高。在应用配套才有技术后, 东H3井井口温度达到80摄氏度。

2.2 注采一次管柱注汽

与普通真空隔热管的内径相比, 注采一体保温管柱大11毫米, 这样可降低管柱内蒸汽注入摩阻。在井口压力相同的条件下, 与普通真空隔热管相比, 保温管注汽井底压力较高, 可有效解决油井注汽困难、注汽压力大等难题。与此同时, 发生焖井后转注、转抽时, 对下管柱作业实现了不动井、不洗井, 既预防发生地层冷伤害, 又缩短了作业占井时间。

2.3 油层防膨

由于水平井目的层含泥质量高, 位于前缘薄层砂微相, 因此, 采用聚季铵-氯化铵复合粘土稳定剂处理地层之后才进行水平井注汽, 就是为了能够有效预防粘土膨胀。粘土晶层间空隙内进入稳定剂NH4+离子后, 交换能力强、高正电价的阳离子被离解出来, 并将结合力弱的、附于粘土表面的阳离子取代, 对粘土自身水化作用形成抑制。与此同时, 阳离子与粘土表面的负电性很好地中和, 改善水敏性地层渗透性, 缩小距离、抵消分子斥力。除此之外, 粘土表面吸附了聚季铵分子N个正电荷, 从而形成牢固膜, 将地层中已经膨胀的粘土颗粒或粘土分子体系稳定, 最终达到抑制颗粒运移、稳定粘土的目的。

2.4 割缝筛管完井

当钻头突破目的层后, 进行注水泥固井, 并以设计井深为基准钻穿水平段, 按照砂岩粒度中值, 将适当缝距、缝宽的激光割缝筛管完井悬挂于技术套管尾部。该技术的特点在于一是能够最大限度将油井生产能力充分发挥出来, 降低对油层的污染;二是能够起到防砂的作用, 筛管外部利用大砂砾形成砂桥, 防砂作用良好发挥。

2.5 地质导向技术

钻井过程中诸多钻井工程因素都影响着水平井的油层钻遇率, 例如:储集层非均质性、构造不确定性等等。所以, 在进行钻井的过程中, 为对钻井进度及时跟踪, 以更进一步掌握岩性变化、目的层构造, 通过钻井现场的岩屑录井、随钻测井等对水平井地质设计进行及时调整, 从而对成功薄油层水平井钻井提供了保障。与此同时, 钻进水平段过程中, 须严禁起下钻作业, 此时由于疏松砂岩中的钻具为水平状态放置, 而起下钻具会垂深下降油中。

2.6 钻井设计的修正

因油层较薄, 先钻导眼的方法应用与水平段钻进之前, 并比较、分析原始地址资料与导眼获取的地质资料, 对油层产状进一步确定, 对水平段轨迹的调整进行指导, 并及时更新地质模型, 以确保油层钻遇率。

3 结束语

为提高稠油油藏采收率、利用配套钻采工艺技术辅助开发水平井, 文章探讨难以开采中深层特稠油藏水平井的原因。钻井是否能成功的关键在于井身轨迹的及时调整、随钻地质跟踪的加强等。在中深层特稠油薄层油藏, 开发时应采用水平井结合配套钻采工艺, 可确保开发效果。要确保该类油藏水平井正常生产, 须降低井筒原油粘度、提升注汽效果, 对技术进行改造, 采取酸化、防膨等油层保护技术, 才能在稠油区块薄油层中得到广泛应用。

参考文献

[1]王庆, 刘慧卿, 张红玲, 郑家朋.油藏耦合水平井调流控水筛管优选模型[J].石油学报, 2011 (2)

[2]赵清民, 岳湘安, 孙玉龙, 李宏鑫, 冀月英.水平井二元复合驱三维油藏物理模拟研究[J].石油钻采工艺, 2010 (5)

深层特稠油 篇3

1 原油脱水原理

1.1 蒸馏分离

将原油进行含水蒸馏, 直至原油温度升至300℃, 回收馏分, 然后将油、水分离后, 再将轻质馏分混合原油中。它的优点可将原油脱水到99.9%以上。缺点:对于稠油及特稠油会经常出现因水滴回落而造成的原油暴沸, 从而致使原油脱水失败。

1.2 重力沉降

将原油加入到原油脱水器中, 再加入适量水溶性破乳后, 在一定温度和压力条件下, 在重力作用下经过一定时间使其油水分离, 优点:省力、脱水后的原油不改变其成分;缺点:脱水速度慢, 脱水不彻底, 对特稠油及超稠油不可能脱水到含水低于5%。

1.3 磁场及重力脱水

适当加温降低原油的粘度, 再加上直流强电流, 使小油滴和小水滴发生电荷交换在重力和磁场力的作用下, 达到油水分离的目的。

电场压力:DC~6000V适当可调;

电极距离:2~8CM任意可调;

控温范围:室温~160℃适当可调;

优点:操作简单, 脱水速度相对较快, 省力;

缺点:对稠油及特稠油脱水率难以达到室内原油评价要求。

2 综合脱水法

2.1 综合脱水法原理

综合脱水法是我们比照现有的原油脱水方法, 总结其优缺点后, 提出一种新型的脱水方式。将原油脱水分为两步进行, 第一步对原油含水进行初步脱水即使用常规方法包括使用化学沉降脱水辅助以电极沉降脱水, 第二步进行蒸馏精脱, 利用稠油、特稠油高沸点的特点, 在200℃~300℃范围条件下进行蒸馏脱水。关键是解决了加热过程中容易产生的原油爆沸现象及原油外溢的问题, 为此, 我们设计了原油微量脱水装置, 经过反复修改、反复试验达到了预期的脱水效果。

2.2 原油脱水参数的确定

2.2.1 初脱时间的确定

以杜84杜家台原油和杜84管陶组原油为例, 进行了脱水时间实验, 实验结果发现脱水1h和脱水4h, 稠油的含水量无明显变化。因此, 为了节省时间, 提高工作效率将原油初步脱水时间选择为1h。

2.2.2 初脱温度的确定

初脱是在一个密闭的空间进行, 从理论上讲, 应选择能够脱水的最低温度, 同时, 脱水温度应在凝固点以上且保证原油具有一定的流动性, 因此选择了60℃, 80℃进行试验。实验发现60℃脱水后原油含水明显高于80℃脱水后原油含水率, 故初脱水选择80℃。

2.2.3 原油微量脱水温度的确定

原油经过第一步初脱水后, 原油含水一般在0.5%~10%之间, 为了脱去这部分原油中含水, 第二步采取的是蒸馏法, 通过设定脱水温度分别为110℃、150℃、200℃、230℃、300℃分别进行蒸馏, 原油油温升至110℃后, 逐步升温能使原油中的水分逐渐蒸出, 当油温达到300℃后其超稠油中含水小于1‰, 因此, 选择脱水温度为300℃时, 停止脱水试验。

3 综合脱水法可靠性验证

3.1 原油脱水的回收率实验

经过初脱水和微量脱水过程, 对比原油油脱水的回收率, 发现原油经过两次脱水后含水率小于1‰, 原油回收率均达到99.5%以上。

3.2 原油脱水处理前后原油物性变化

对原油脱水后前后的原油物理性能进行了实验、比较, 见表1。

从上述反映原油的比对参数可以看出, 各类油品原油经此方法脱水处理后, 其原油组分及原油物性基本没有变化。

4 结论

通过大量的室内实验, 成功找到实现稠油、超稠油脱水至1‰以下的室内脱水方法且方法可行可靠, 解决稠油、超稠油室内分析评价的瓶颈问题。

摘要:在原油分析中首先面临的问题是原油脱水, 特别是稠油特稠油其脱水难度更大, 我们通过室内的一系列研究, 对比蒸馏分离、重力沉降、磁场及重力脱水及综合脱水法进行比较, 分析不同脱水方法的优缺点, 确定了室内进行稠油特稠油的快速脱水方法。

关键词:原油脱水,稠油,特稠油

参考文献

[1]G B/T6533-1986.原油中水和沉淀物测定法

[2]SY/T0541-2009.原油凝点测定法

[3]GB/T8929-2006.原油水含量的测定蒸馏法

深层特稠油 篇4

1 稠油注气回采阶段溶解气驱的“泡沫油”

“泡沫油”常用来描述通过溶解气驱开采的、井口油样有明显泡沫显示的稠油。加拿大西部几个稠油油藏的一次开采就表现为连续泡沫流, 其产量和一次采收率都异常高[3—5]。Smith首先发表了这种异常开采动态的详细结果[6];此后, 这种气油弥散的流动特性就成了很多研究项目的主题。泡沫驱油在国外已有40多年的发展历史, 在矿场实施中取得良好的效果[7]。即在未达到平衡时, 泡点压力下降, 形成拟泡点, 这样使气体留在油中的时间更长, 有利于形成泡沫油[8]。

在衰竭驱动过程中, 活油变成超饱和度气体, 当达到临界气饱和度阀值之后形成气泡[9,10]。注气吞吐降压生产过程中, 高压注入的气体会从原油中以气泡形式分离。在稠油中, 过饱和导致溶解气和自由气之间不平衡, 早期的不平衡现象涉及到气相从原油中析出和分离的延迟。存在一个“拟泡点压力”, 即随着气泡体积增长摆脱原油黏性束缚, 开始从原油中逸出时的压力, 其大小要取决于衰竭速度的大小。气泡会经历一个成核-增长-并联的一个过程[11]。鲁克沁深层稠油在进行非平衡态测定实验研究过程中也观察到泡沫油流的现象。研究者[12]在鲁克沁稠油天然气吞吐研究过程中提出了常规的四区渗流模型, 在回采过程中, 在拟饱和区为“拟单相流动”的泡沫油流, 油相为连续相, 气相均匀分散在油相中, 基本无气体“滑脱”现象, 为油井的主要生产期。

从数值模拟角度, 讨论稠油天然气吞吐过程中泡沫油的影响因素, 展示在非均质储层中泡沫油的渗流特征。

2 考虑泡沫油特征的数值模拟方法

本次模拟采用的是CMG模块中STARS泡沫油模型, 分别设计了分散相和连续相。其中分散相有Sbubble (微气泡) , Bbubble (大气泡) , 连续相有Heavy oil (重油) , NG (天然气) , Free Gas (自由气) 。泡沫油模型各组分及相态分布如表1所示。

在模拟过程中, 某相流体可以包含一个或者多个组分, 例如, 组分Water (水) 可以存在于液相, 气相及固相中。所有的物理属性根据组分所存在的相被赋值到对应的模型组分中。在这个动力学模型中, 除了Sbubble (微气泡) , 其他所有组分均遵循于通常定义。Sbubble (微气泡) 是当气泡尺度小于多孔介质中孔喉大小时油相中的组分。当气泡增长, 体积增加到孔喉大小时, Sbubble (微气泡) 会通过反应, 转变成气相中的Bbubble (大气泡) 。

泡沫油数值模拟中共用了六个化学反应, 如下。

2.1 气泡成核过程

气泡成核方程, (d N/dt) exp (-ΔE/kBT) 。由两个向前的拟动力学反应来描述气泡成核方程, 如下:

反应1:NG→SBubble;

反应2:NG+SBubble→2SBubble。

两个反应在油相中发生, 且均为非平衡反应。因反应1发生的条件是, 当网格压力低于泡点压力, 所以对反应发生的条件要加以约束。

2.2 气泡增长过程

反应3:SBubble→BBubble,

反应4:BBubble→Freegas,

反应5:NG+BBubble→SBubble+BBubble,

反应6:NG+Freegas→SBubble+Freegas。

反应3在油相中发生, 反应4在气相中发生, 均为平衡反应。反应5、反应6在油相中发生, 是非平衡反应, 用来模拟超饱和状态。

为了标定天然气吞吐模型中的泡沫油相关参数, 模拟前先选取室内岩心实验结果进行拟合作为参考依据。参照现场报告中所提供的天然气吞吐仿真物理模拟实验数据, 进行了历史拟合。原始地层压力27 MPa;天然气吞吐5个周期;平均每个周期地层压力下降4.3 MPa;设定平均压力5~6 MPa时为废弃压力, 结束实验。

3 具有泡沫油流特征的数值模拟研究

3.1 数值模拟参数准备

3.1.1 地层流体高压物性参数

以鲁克沁稠油有较为详尽的室内物模实验报告的样品为例, 经过WINPROP对高压物性数据的拟合, 得出一套能在STARS中直接应用的数据文件表2。

参考压力:30 MPa, 参考温度:100℃

3.1.2 相渗曲线

相对渗透率和残余油饱和度是描述多孔介质中多相流动的重要参数。选用YX1井的油水相对渗透率测定报告, 作为本次的油水相渗曲线数据。因在泡沫油模型中, BBubble是气相组分, 占据一部分气相饱和度, 但是BBubble的浓度将影响气相的流动, 所以在模型中对两组气-液相渗曲线进行插值并做敏感性测试, 以便得出存在BBubble的地层条件下气相的相对渗透率。

3.1.3 地质模型

讨论的油藏非均质采用垂向剖面模型, 选用鲁克沁稠油油藏真实储层平均渗透率90×10-3μm2。渗透率分布分别按变异系数为弱非均质程度0.2, 强非均质程度0.8, 建立不同非均质程度下的渗透率分布密度关系式如表3所示, 随机形成均值为90×10-3μm2时的渗透率分布场。模型中孔隙度按0.16考虑, 油层平均厚度为20 m, 井间距为420 m。其中KV/Kh=0.25。模型网格划分为29×1×50的垂向剖面模型。

3.2 非均质储层天然气吞吐泡沫油流多相渗流特征

3.2.1 模拟网格大小的影响

油藏数值模拟中存在数值弥散影响模拟结果, 对于涉及分子扩散能力较强的气体参与运算的组分模拟时, 模拟网格尺寸是非常有必要讨论的。当选择好合适的网格尺寸, 可以有效回避数值弥散带来的误差。本次模拟, 采用二维模型, 纵向上分别选取5、50个网格来充分展示网格尺寸对注气模拟的重要性。

如图1所示, 网格尺寸大小对注气吞吐开采有很大的影响。以天然气 (NG) 在气相和油相中累积产出情况可以看到, 采用纵向为5个的粗网格进行模拟得到的累积产气量中天然气的比例较采用细网格 (50个) 高很多, 相应的细网格模型中溶解在油相中的天然气量就高, 形成微泡沫的可能性就大很多。

图2所示粗细网格模型中, 油相中的微泡沫摩尔分数在细网格模型中要高。究其原因, 吞吐生产过程中, 细网格模型中压力下降幅度没有粗网格大。天然气仍溶解在油相中或者以微气泡形成存在其间, 使得油相的流动性能较高, 吞吐开采效果好。

由于本模型考虑泡沫油现象是非平衡特征, 在大网格模型中非平衡特征更明显 (即, 大网格中需要更多时间达到平衡) 、扩散, 弥散, PVT与非平衡特征都是相互关联的。所以在进行模拟设计时, 一定要建立适宜的网格模型反映真实的注气动态。

3.2.2 非均质程度的影响

建立渗透率非均质程度分别为0.2, 0.8的地质模型, 同时在模型中考虑气体扩散, 设定四个不同扩散系数 (0.000 05, 0.000 5, 0.005, 0.05 m2/d) , 模拟结果显示如图3所示, 当气体扩散水平较低时, 非均质程度对天然气吞吐的开采影响较小, 几乎不存在。当扩散水平较高时, 非均质的影响效果显现。

从图3模拟结果图上看到, 当气体扩散水平较低时, 非均质程度变大原油的采出程度减小, 而气体的采出程度几乎不变, 这种采出程度的差异与流体的流度差别有关。当气体扩散程度增加到一定程度后, 对于非均质程度低的储层, 气体优先从储层突破影响原油的生产, 致使表现出较均质的储层采用注气吞吐的方法反而原油产量偏低情况。

3.2.3 注入气体溶解速率的影响

模拟过程是在拟合了实验结果基础上, 将组分NG溶解速率常数分别缩小了0.1, 0.2, 0.3, 0.5, 天然气吞吐指标发生较为明显的变化。

从图4 (a) 可以看到, 当组分NG的溶解速率降低50%, 采收率从14%降低到11.4%, 溶解速率降低90%时, 采收率降低了一半。气体溶解速率从侧面反映出气泡形成速率的大小, 如图4 (b) 所示, 当溶解速率高气泡形成速率就高, 在油相中形成微泡沫的程度就越大, 当溶解速率低时, 油相中的微泡沫的比例降低。当组分NG的溶解速率降低50%, 累积采油量中的微泡沫也降低了近一半。对于天然气吞吐稠油提高采收率主要贡献度就是来自稠油中的微泡沫相。

4 结论

(1) 基于考虑泡沫油流的数学模型, 利用三维三相考虑物理扩散的组分模拟方法, 着重讨论在非均质油藏中泡沫油对天然气吞吐回采过程的影响。

(2) 模拟网格大小对泡沫油的影响表明, 在大网格模型中非平衡特征更明显 (即, 大网格中需要更多时间达到平衡) 、扩散, 弥散, PVT与非平衡特征都是相互关联的。所以在进行模拟设计时, 一定要建立适宜的网格模型反映真实的注气动态。

(3) 当气体扩散水平较低时, 非均质程度对天然气吞吐的开采影响较小, 几乎不存在。当扩散水平较高时, 非均质的影响效果显现。

(4) 气体溶解速率快慢影响油相中微气泡的存在多少, 当溶解速率低时, 微气泡少, 影响了稠油的流动性, 累积采油量减少。

摘要:深层稠油油藏的有效开采是世界性的难题, 天然气吞吐开采是有效的方法之一;其中天然气吞吐回采阶段泡沫油流的驱油特征研究尚不深入。采用考虑泡沫油的数值模拟方法, 以吐哈鲁克沁油田深层稠油油藏天然气吞吐为实例, 从模拟网格尺寸、油藏非均质程度、注入气溶解速度等角度, 对吞吐回采阶段的“泡沫油流”的渗流特征展开描述。研究结果表明, 数值模拟研究要建立适宜的网格模型才能反映真实的泡沫油流动态;注气气体扩散水平较高时, 非均质的影响效果显现, 气体优先从储层突破影响原油的生产;当注入气体溶解速率低时, 微气泡少, 影响稠油的流动性, 累积采油量减少。

关键词:深层稠油,天然气吞吐,数值模拟,泡沫油

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深层特稠油 篇5

高3块蒸汽驱达不到理想效果的原因:

(1) 蒸汽吞吐后油藏压力低, 难以建立较大的生产压差。

(2) 蒸汽吞吐后油井存水量较高。

(3) 蒸汽吞吐后油层动用不均, 转蒸汽驱初期注入蒸汽加热存水, 造成注入蒸汽干度降低, 并且易形成热水窜进, 严重影响油井产量。

(4) 冷油带由注汽井向生产井推进, 生产井井底将出现一个短暂的降温过程, 使入井原油渗流阻力增大, 不利于提高油井排量。

综上, 蒸汽驱已无法满足稠油老区开采要求, 因此, 火驱开发能否提高稠油老区采收率是本次研究的重点, 近年在胜利油区和辽河油区火烧油层试验也取得了一定的进展, 为我国火烧油层技术的开展提供了宝贵经验。

1、火烧油层驱油机理

火烧油层, 国外又叫“就地燃烧” (In-Situ Combu st ion) , 因为它主要是利用油层本身的部分燃烧裂化产物作为燃料, 利用外加的氧气源和人为的加热点火手段把油层点燃, 并维持不断的燃烧, 燃烧生热使温度达到1000℃, 实现复杂的多种驱动作用。火烧油层的采收率常可达到50%以上, 并且可以在比蒸汽驱采油更复杂, 更苛刻的地层条件下应用, 因而是对稠油和残余油开采的一种具有诱惑力的热采技术。

总的来说, 火烧油层法有以下特点:具有注空气保持油层压力的特点;有相当于水驱的面积波及系数;具有蒸汽驱, 热水驱的作用;有二氧化碳驱的性质;具有混相驱降低原油界面张力的作用;热源是运动的, 所以火驱井网, 井距可以比蒸汽驱, 化学驱更灵活。

2、火驱开发可行性研究

2.1 油藏概况

高3块属厚层块状重质稠油油藏, 油藏埋深-1510~-1700m, 探明含油面积5.0 km2, 石油地质储量4730.4×104t, 原始含油饱和度为60%, 油层孔隙度为20%-25%, 油层渗透率为1200×10-3-2500×10-3µm2, 原始地层压力为16.1MPa, 原始气油比为24-39m3/t, 地层温度 (1500m) 为53.5oC, 地层条件下原有粘度为518m Pa·s, 50 oC地面脱气原油粘度为2000-3500m Pa·s, 20oC地面脱气原油密度为0.94-0.96g/m3。截至2010年10月高3块共有各类井523口, 采油井419口, 点火注气井19口, 气井16口, 观察井27口, 未建未投井2口, 报废井40口, 油井开井220口, 区块日产油136t/d, 日产液323t/d。综合含水58.1%., 平均单井核实日产油0.6t/d., 年产油4.9801×104t., 累积采油1128.99×104t., 累积产水341.26×104t, 采油速度0.2%, 采出程度23.87%, 平均吞吐6周期, 回采水率26.9%。

2.2 火驱以来开发效果

自2010年6月转火驱开发以来, 在区块中部及北部按照反九点面积注采井网共转火驱19个井组, 动用含油面积1.1km2, 地质储量680×104t, 目的层为莲花油层6、7砂体, 目前日注气26.8×104m3, 累注气2293.3×104m3, 注气压力1.0-4.2MPa。根据一线油井产出气组分分析显示, 试验区O2含量与驱前基准值基本相同, 组分值低于2%, 说明火驱后O2利用率很高, 同时监测到一二线有48口井N2稳定上升趋势, CH4含量稳定递减, 因此判断试验区目前正常燃烧 (图1) 。根据观察井测温数据显示, 目前目的层温度130oC-140oC。井组一线油井101口, 驱前开井63口, 日产液106.2t, 日产油55.6t, 综合含水48%, 平均单井日产油0.88t, 目前开井51口, 日产液147.3t, 日产油57.3t, 综合含水65%, 平均单井日产油1.12t, 阶段产油0.851×104t, 采油速度0.27%, 瞬时空气油比3673m3/t, 阶段空气油比2678m3/t。其中中部4井组为第1批转驱点火井, 历时时间最长, 一线油井见效最为明显, 中部一线油井22口, 驱前开井22口, 日产油16.3t, 日产液46.2t, 含水64.8%, 平均单井日产油0.7t。目前开井18口, 日产油27t, 日产液73.1t, 含水60.4%, 平均单井日产油1.6t。其他火驱井组由于试验历时时间短, 火驱增油效果不明显。

综上所述, 高3块自2010年6月转火驱开发以来, 火烧油层驱油已经见到一定效果, 说明稠油老区在经过多轮吞吐后, 依然可以有效提高采收率, 通过高3块火驱试验得到以下认识:

(1) 火烧油层有利于提高油层温度, 降低原油的粘度, 提高区块采收率;

(2) 火烧油层技术为稠油开发较为成熟的技术, 经论证和实践表明火烧油层开发方式可行;

(3) 火烧油层技术可大幅度提高采收率, 是稠油油层蒸汽驱后有效的接替技术, 建议稠油老区在进一步深入研究的基础上, 尽早开展火驱小型先导试验。

参考文献

[1]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京:石油工业出版社, 1997:39-40.[1]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京:石油工业出版社, 1997:39-40.

[2]张锐.稠油热采技术[M].北京:石油工业出版社, 1999:518-519.[2]张锐.稠油热采技术[M].北京:石油工业出版社, 1999:518-519.

深层特稠油 篇6

齐40块为辽河油田蒸汽驱[1,2]试验区块, 1998年10月实施4井组先导试验, 2003年7月实施7井组扩大试验 (图1) , 2006年开始工业化规模转驱, 截至2008年3月已全面进入蒸汽驱工业化开发阶段。本文系统论述了齐40蒸汽驱的油藏条件、方案设计、实施效果, 实施中遇到的问题和采取的调整措施, 系统地总结了试验中的开发规律和经验认识, 对国内外同类油藏开发具有很好的指导作用, 示范意义重大。

1 齐40油藏及开发概况

齐40块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡上台阶中段, 为扇三角洲前缘相沉积, 主要发育水下分流河道、河口砂坝、分流间及前缘薄层砂等4种微相类型。断块内地层总体上由北西向南东倾没, 北部地层较陡, 地层倾角一般为10°~25°, 南部逐渐趋缓, 地层倾角一般为4°~12°。开发目的层为莲花油层, 油藏埋深625~1050m, 岩心分析孔隙度平均为31.5%, 渗透率平均为2.062μm2, 为高孔、高渗储层。原油密度为0.9686g/cm3 (20℃) , 50℃地面脱气原油粘度为2639.0m Pa·s, 凝固点为2.2℃, 含蜡量平均为5.8%, 胶质+沥青质含量为32.7%, 属高密度、高粘度、低凝固点稠油[3]。断块含油面积7.9km2, 石油地质储量3774×104t, 是辽河典型的中深层中—厚互层状普通稠油油藏。

齐40块发现于1981年, 1987年以200m正方形井网投入蒸汽吞吐开采, 1990年确定采用莲Ⅰ、莲Ⅱ两套层系两套同井场井网, 1994年整体加密成141m井距, 1998年底整体加密成100m井距, 2002年主体局部加密成70m井距[4]。至2005年底, 该块平均吞吐13个周期, 累积吞吐油汽比0.65, 采出程度30.4%, 全块进入到吞吐后期, 平均单井日产油仅2.2t/d, 油藏平均压力由9~11MPa降至2MPa左右, 吞吐效果及经济效益明显变差。

2 蒸汽驱工程设计要点

2.1 方案设计要点

2.1.1 先导、扩大试验方案设计要点

(1) 井网:先导试验为4个70m井距反九点注采井组, 扩大试验为7个70m井距反九点井组。试验层位均为莲Ⅱ油层组。

(2) 注汽速率:井组按1.8t/ (d·ha·m) 设计, 单井日注汽速度120~150t/d。

(3) 注汽方式:采用笼统注汽方式 (分注工艺不成熟) 。

(4) 采注比:1.0~1.2。

(5) 井底蒸汽干度:大于50%。

(6) 油藏压力:控制在4MPa以下。

(7) 射孔方式:新钻注汽井射开小层下部1/2, 新钻生产井射开下部2/3。

(8) 结束方式:汽驱至经济极限油汽比 (0.15) 以下转热水驱开发。

(9) 转驱安排:1998年10月先导试验转驱, 汽驱4年后, 扩大试验转驱。

2.1.2 工业化转驱方案设计要点

根据先导、扩大试验结果, 对整体方案进行了重新优化。

(1) 井网:共设计139个井组, 其中莲Ⅰ油层100m井距反九点井组27个, 莲Ⅱ油层70m井距反九点井组38个, 合采区莲花油层70~100m井距反九点井组74个。总井数731口, 其中注汽井139口, 生产井547口, 观察井45口。

(2) 注汽速率:1.6~1.8t/ (d·ha·m) 。设计日配注蒸汽15640t/d, 平均单井日注汽速度112t/d。

(3) 注汽方式:118个井组分层注汽方式 (8个井组采用逐层汽驱方式) , 21个薄层井组采用笼统汽驱方式。

(4) 井底蒸汽干度:大于50%。

(5) 采注比:1.0~1.2。

(6) 油藏压力:控制在2~3MPa。

(7) 结束方式:汽驱至经济极限油汽比 (0.15) 以下转热水驱开发。

(8) 转驱安排:2006年底转驱65个井组, 2007年底分批转驱74个井组 (图2) 。

2.2 方案设计主要指标

先导试验开发8年, 累积注汽116×104t, 累积产油21.1×104t, 累积油汽比0.18, 蒸汽驱采出程度24.5%。

扩大试验蒸汽驱开发8年, 累积注汽151×104t, 累积产油25.6×104t, 累积油汽比0.17, 蒸汽驱采出程度20.0%。

工业化蒸汽驱 (含先导、扩大共150个井组) 开发18年, 累积注汽6367×104t, 累积产油1121×104t, 累积油汽比0.18, 蒸汽驱采出程度29.7%, 最终采收率60.1%[5,6]。

2.3 实施技术要求

(1) 平衡钻井, 采用新型泥浆, 保护油层, 井底位移小于10m。

(2) 套管选用TP100H型高质量管材, 注汽管柱选用E级真空隔热管。

(3) 锅炉承压10MPa, 供汽能力高于配注10%, 锅炉出口干度达到75%, 井底干度达到50%。

(4) 有条件井均采用分层注汽工艺。

(5) 量油系统:各井点测含水, 单独计量, 全块日核实产量独立计量。

(6) 优化机、杆、泵设计, 将生产流压控制在1~3MPa[7]。

(7) 作业过程中防止对油层造成冷伤害。

3 试验取得的阶段效果

3.1 试验阶段效果

3.1.1 先导试验取得成功

先导试验转驱前共钻新井18口, 新井在转驱前进行了1~2轮吞吐预热, 1997年底吞吐采出程度达到24%。1998年10月4个井组转入蒸汽驱生产, 至2007年12月, 试验共进行9年, 试验累积注汽140.8×104t, 累积产油24.7×104t (不计二线井受效增油3.3×104t) , 采注比0.89, 油汽比0.18, 年均采油速度3.2%, 采出程度28.7%。试验取得了较好的开发效果, 超过方案设计指标。

3.1.2 扩大试验效果有所改善

扩大试验7个井组转驱前吞吐采出程度29%。注汽井利用原老井, 由于吞吐动用造成的层间差异无法用限流射孔措施来弥补, 造成井组转驱后平面矛盾和层间矛盾均较为突出, 汽驱效果一度不理想。从2003年7月转驱到2006年12月底, 试验进行3.0年多, 扩大试验累积注汽111.1×104t, 累积产油10.8×104t, 采注比0.68, 油汽比0.10, 平均采出速度2.4%, 采出程度8.4%。

2007年以后, 虽然采取多种提液增排措施见到了一定效果, 汽驱阶段日产油一度达到160t/d, 瞬时油汽比达到0.19, 但由于注汽井控制油层厚度问题没有得到根本解决, 改善的效果维持时间不长。目前正试验间歇注汽采油, 在日产油稳定在100t/d左右的基础上, 油汽比由低谷期的0.12上升到0.18。

3.1.3 工业化蒸汽驱试验

65个井组含油面积1.41km2, 储量1333×104t, 吞吐采出程度31.9%。2006年元月开始进行转驱建设, 期间共钻井111口, 包括更新65口注汽井和34口生产井, 新钻12口观察井, 于2006年12月~2007年3月集中转驱。

转驱后汽驱效果显著, 目前处在突破阶段。至2008年12月底, 汽驱阶段累积注汽488.1×104t, 累产油74.5×104t, 阶段采注比0.85, 阶段油汽比0.14。2011年5月, 日注汽5304t/d, 日产液6608t/d, 日产油1110t/d, 综合含水83.2%, 采注比1.25, 油汽比0.21。

74个井组含油面积3.15km2, 储量1885×104t, 吞吐采出程度32.8%。2007年开始转驱建设, 期间共钻井157口, 包括更新74口注汽井和64口生产井, 新钻19口观察井, 于2007年12月~2008年3月分批转驱。

转驱后汽驱生产正常, 目前处在驱替至突破过渡阶段。至2011年5月, 日注汽6718t/d, 日产液6380t/d, 日产油850t/d, 综合含水86.7%, 月采注比0.95, 月油汽比0.13。

3.2 试验阶段效果分析

从先导试验、扩大试验、65井组和74个井组单井组对比结果可以看到:

(1) 转驱后各井组日产液均有大幅度上升, 其中:先导试验液量上升幅度最大, 是由于1998年先导试验区油层压力水平高 (4MPa) , 油层能量较为充足;扩大试验液量上升幅度最小, 是由于当时提液措施不及时造成的;工业化转驱的65个和74个井组液量上升幅度适中且较为平稳, 反映出在油层低压下 (1-2MPa) 人工举升的成果 (图3) 。

(2) 转驱后各井组日产油均呈上升趋势, 其中:先导试验与65井组汽驱增油效果最好, 扩大试验与74个井组则最差。分析原因:先导试验区吞吐采出程度最低, 剩余油饱和度高, 加之各类增产措施较为及时;65井组位于油藏主体部位, 油层厚度大, 油层连通性好, 剩余油量高;扩大试验由于注汽井纵向控制程度低, 造成单层突进现象严重, 加之提液措施不及时, 汽驱井组波及范围小, 驱油效率下降;74个井组由于位于外围, 储层物性普通较差, 吞吐采出程度最高, 剩余油饱和度低 (介于48~50%) , 处于汽驱油藏标准下限 (图4) 。

(3) 转驱后各井组含水上升规律基本相同, 两年之内含水均控制在82~88%, 其中65井组含水最低, 为80~84%;74个井组由于上述原因, 含水最高, 一般为85~89%, 而先导、扩大试验含水居于其间, 一般为82~86%。这种有规律的含水上升或下降趋势, 有利于工业化试验汽驱进程的预测研究 (图5) 。

由于国内外没有中深层稠油开展工业化蒸汽驱的先例, 其开发机理、阶段特点、配套技术等方面均浅层蒸汽驱有很大程度的不同, 因此, 实施中遇到的各种问题均需要自主研究并加以解决, 主要是:

(1) 先导试验初期对高度泄压油藏钻井和完井的油层保护认识不足, 试验区新井没有采取适当的油层保护措施, 新井产能受到一定程度的影响。

(2) 对老井井况估计不足, 特别是对利用作注汽井的老井固井质量和使用寿命估计不足, 造成扩大试验无法应用限流射孔来调整吸汽剖面, 个别注汽井有管外窜槽情况, 加重了蒸汽沿高渗层突进情况的发生。

(3) 由于陆上沉积环境造成的油藏非均质较为严重, 转驱后蒸汽优先进入低压的吞吐亏空层, 造成纵向吸汽厚度降低, 汽驱储量控制程度低, 影响最终采收率。

(4) 由于先导、扩大试验采用D级真空隔热管柱, 材料质量和隔热性能不能完全满足蒸汽驱高温条件下的需要, 造成管柱变形后环空积水, 散热点较多, 高套压, 井底蒸汽干度一度达不到50%。

(5) 井组转驱后, 单井生产差异较大, 高液面、高产液、高含水井与低液面 (不受效) 、低产液井并存, 高倾角部位上、下倾方向生产井差异大, 平面矛盾较为突出。

4.2 采取的主要对策

(1) 新钻井采用新型泥浆体系, 严格控制泥浆比重;对污染严重、产能低的井, 采取吞吐引效、加密射孔等措施恢复油井产能见到了较好效果。

(2) 工业化转驱的注汽井全部采用新井, 保证了井况和固井质量。对井况问题突出、严重影响提液的老井及时进行更新或大修, 保证了注采井网的完善。

(3) 注汽井采用自主研发的一级两段和二级三段分层注汽工艺, 通过投捞井下配汽嘴, 调整分层注入量, 提高单井组吸汽程度5~20%不等, 有效降低了单层突进现象, 提高了蒸汽波及体积。

(4) 真空隔热管柱选用质量更好的E级, 并加大了入井前质量检测力度。注汽井口采用高温不压井汽驱专用井口, 减少了注汽井动管柱作业对蒸汽腔造成的伤害。

(5) 加强转驱后井组的动态调控, 科学制定调控界限标准, 实施分类跟踪, 分类评价, 分类治理。对受效好、井口温度高于90~100℃的生产井实施控套生产、机械或化学调剖、适当降低井组注汽速度等措施, 保证了稳定生产。对高液面、高含水生产井, 视井组平面波及和井口温度情况, 实施70mm大泵增排或单层堵窜。对出砂严重井, 采用下入沉砂泵、防砂泵等携砂生产工艺。对地层倾角大的生产井, 对上倾部位井进行限产, 对下倾生产井进行增排。

5 结论

(1) 齐40蒸汽驱油藏适合蒸汽驱开发。通过研究先导、扩大试验实施过程中暴露出来的问题, 认真加以攻关解决, 形成的分层注汽、高温隔热、低压钻井、高温举升和动态调控等先进的配套技术, 有效保证了工业化转驱的顺利实施。

(2) 齐40块蒸汽驱先导、扩大和工业化蒸汽驱生产实践证明, 油藏参数设计合理, 符合油藏实际, 开发过程中取得的经验教训为今后蒸汽驱生产提供了有益指导。根据目前工业化蒸汽驱开发趋势, 断块蒸汽驱采收率有望达到30%, 进而使最终采收率达到60%。

(3) 动态跟踪分析和及时调整是保证汽驱取得成功的重要一环。而提高综合配套措施效果, 提高油汽比, 控制投资成本, 则成为今后蒸汽驱工作努力的方向。

参考文献

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[2]柴利文.中深层块状稠油油藏蒸汽驱开发试验主要问题及对策研究[J].特种油气藏, 2005, 12 (6) :44-47

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深层特稠油 篇7

关键词:中深层稠油,油藏开采,汽驱采油

1 中深层稠油油藏汽驱采油采收率影响因素

汽驱采油在世界很多国家的油藏开采中被广泛应用, 但由于中深层稠油油藏复杂, 其油层有效厚度、油层净总、油藏埋深、原油粘度对汽驱采油的有效应用具有明显的制约性影响。

(1) 油层有效厚度。汽驱采油采收率与油层的厚度相关, 太厚则产生强烈的蒸汽上覆作用, 影响其纵向的动用程度, 太薄则无法有效集聚顶底盖层的热量, 同样削弱了油层的开采效果。譬如某中深层稠油油藏A区油层厚度9.0m, 汽驱采油率为42.08%, B区油层厚度4.0m, 汽驱采油率为31.28%。

(2) 油层净总。汽驱采油率在其他参数守恒情况下, 油层净总的比值增大, 则采油率随着增大, 反之降低, 譬如某中深层稠油油藏净总比值保持在0.6以下, 并逐渐降低, 汽驱采油效果急剧降低, 并直至0.4以下的净总比值, 基本不会产生有效的汽驱采油效果, 而净总比在0.6以上, 同样没有太多的汽驱采油效果改善空间, 因此可以判断保持0.6左右的净总比值, 汽驱采油效果处于最佳状态。

(3) 油藏埋深。油藏埋深直接决定蒸汽的干度, 而蒸汽的质量是决定汽驱采油的压力的关键, 因此随着油藏埋深的加大, 汽驱采油的效果会越来越差。尽管现在的隔热技术基本成熟, 在1600m埋深的油藏蒸汽亦可转变成热水, 但仅仅界定于1600m埋深, 大于此值的, 汽驱采油的效果基本“捉襟见肘”。

(4) 原油粘度。原油粘度保持在最佳值以下的, 汽驱采油率基本不受影响, 但大于此值后, 开采效率会越来越低。中深层稠油油藏50-5000m Pa·s范围内的原油粘度, 汽驱采油率为60%-54%的下降幅度, 但原油粘度大于5000m Pa·s后, 汽驱采油基本得不到较好的开采效果。

2 中深层稠油油藏汽驱采油技术应用建议

鉴于上文提到的中深层稠油油藏应用汽驱采油技术的影响因素, 要求我们在应用汽驱采油技术的时候, 要同时兼顾这些影响因素。笔者根据在工作实践中总结的汽驱采油应用经验, 提出以下几方面的建议措施:

2.1 建立油藏计算模型

中深层稠油油藏计算模型的建立, 是综合油层有效厚度、油层净总比值、油藏埋深、含油饱和度、原油粘度几种参数, 并借助专用的数值模拟软件, 在选定的油藏生产区域, 设置纵向的模拟层, 其网格规格为54m、51m、3m, 然后在250m埋深的油藏内部, 调整油层压力、温度、含油饱和度、渗透率, 最终确定体积系数为1.014, 借助油藏计算模式所提供的物理参数和模拟实际测取值, 可为汽驱采油技术的应用提供在注汽强度控制、采注比调整、蒸汽干度控制、转驱时机控制等方面的便利条件。

2.2 控制注汽强度

注汽强度的约束条件为井底蒸汽干度、不同埋深油层采注比, 分别以9.0m、5.0m埋深的油层为例, 其采注比分别为1.2、1.3, 蒸汽干度均为50%, 在这些参数的约束下, 利用油藏计算模型分析了气注强度对开采效果的影响, 其中9.m埋深油层140t/m·km2·d的注气量为1155057t, 耗费约3427d的生产时间, 生产163181t的油量, 单井日平均产油效率为2.3t/d, 开采率为31.9%;5.0m埋深140t/m·km2·d的注气量为410357t, 耗费约2073d的生产时间, 生产64779t的油量, 单井日平均产油效率为1.5t/d, 开采率为22.6%。以上数值的研究结果显示, 中深层稠油油藏汽驱采油的注汽强度需要控制在最佳范围内, 既不能太高, 也不能太低, 这样才能够取得较好的开采效果。

2.3 调整采注比

采注比对汽驱采油的开采效率影响最大, 当采注比大于最佳值, 会表现出采出程度升高, 而小于最佳值, 会表现出油层压力上升, 使得加热带体积缩小, 驱替效果差。对采注比的调整, 一方面要综合不同埋深油层的含油饱和度, 原则上含油饱和度越大, 汽驱采油率呈上升态势, 譬如某中深层稠油油藏的含油饱和度为70%时, 可开采40m3的原油, 含油饱和度40%时, 可开采20.8m3的原油, 从70%-40%的含油饱和度, 降幅尽管只有30%, 但原油开采量下降了二分之一左右, 由此可见汽驱采油技术的应用, 要掌握好油藏的含油饱和度。另一方面是根据油藏的工程理论计算汽驱采油的技术经济效益, 分析哪个模拟数值对采购率的影响最小, 以此推断出在该油层汽驱采油的最佳采注比。

2.4 控制转驱时机

汽驱采油的转驱时机, 是在确定有效油层厚度之后, 根据蒸汽吞吐注入和驱注采参数, 分为3-6个周期数值模拟研究的温度场等, 综合分析汽驱的生产动态和最终采收率, 以控制热连通问题的出现, 这也是避免汽窜现场的重要举措。除此之外, 在油层5.0-9.0m埋深的范围内, 还要借助一定规格的反九点法井网, 在温度场和饱和度场处于良好分布状态时, 确定最佳的转驱时机。

2.5 应用间歇驱动方式

汽驱采油技术的应用, 蒸汽突破后的汽窜现象, 是影响驱油效果的重要因素, 期间需要通过应用间歇驱动方式, 一方面增加蒸汽比容和波及体积, 控制汽驱采油系统的排液能力, 并改善低渗透层吸汽的状况, 分别在10%、30%、50%蒸汽干度下, 对不同压力的饱和湿蒸汽比容进行调整, 另一方面是提高蒸汽干度、驱油效率、热利用率, 并以自渗驱油的方式, 减少产出液热损失, 以此避免汽窜现象的出现。

3 结束语

综上所述, 中深层稠油油藏油层有效厚度、油层净总、油藏埋深、原油粘度对汽驱采油的有效应用具有明显的制约性影响, 要求我们需要在建立油藏计算模型的同时, 分别控制注汽强度、调整采注比和控制转驱时机, 并采用间歇驱动方式, 防止汽窜问题的出现。

参考文献

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