蒸汽驱油田（精选9篇）
蒸汽驱油田 篇1
前言
小洼沙三段油藏己经进入高采出程度、高轮次吞吐后期, 根据数值模拟方法预计, 用蒸汽驱接替蒸汽吞吐开采方式可以进一步改善开发效果, 实现小洼油田的产量接替。从2003年开始, 开展了小洼油田洼38块沙三段蒸汽驱试验, 按照蒸汽驱筛选标准, 选择洼38块沙三段油层厚度大、净总厚度比高、地层压力相对较低的未水淹区的180万吨地质储量开展转驱试验, 按照蒸汽驱优化设计方法, 采用一套层系近70米井距, 整体规划6个井组, 规划方案注汽井6口, 采油井32口, 方案观察井6口, 设计注汽速率1.6t/ (d·ha·m) , 注汽速度216t/d, 井底蒸汽干度大于40%, 预计蒸汽驱阶段提高采收率14.6%。
一、蒸汽驱井组概况
汽驱试验井组共有6个, 生产井53口, 开井42口, 日注汽1074.6t/d, 日产液888.8t/d, 日产油97.1t/d, , 年采油速度达到了1.42%, 含水89.1%, 日采注比 (瞬时) 0.83, 累积采注比0.8, 日油汽比 (瞬时) 0.09, 累积油汽比0.1, 。地层压力2.64MPa, 地层温度115℃, 汽驱生产井井口温度42℃。汽驱后平均单井日产油由驱前的0t/d增加到目前的2.3t/d, 动液面由驱前的1330m上升到目前的1087m, 上升了243m;地层压力恢复了1MPa (由驱前的1.81MPa左右上升到目前的2.64MPa左右) 。目前试验区整体处于初期受效阶段。
二、蒸汽驱中存在的主要矛盾
1、采注比低影响排液和热交换效率
目前汽驱试验区瞬时采注比0.83, 累积采注比0.77, 低于方案要求, 不能保证油藏的降压开采, 继续开采会造成进入地层蒸汽干度降低, 蒸汽波及体积减小, 降低了热交换效率, 影响汽驱效果。
2、平面动用程度不均
汽驱试验区靠近断层, 边部的油层物性、油品性质要差于主体部位, 开展汽驱后相继投产了6口侧钻井, 由于物性和采出程度的差异, 造成油层平面动用程度不均, 各受效井的生产情况存在较大差异。
3、出现蒸汽超覆现象
从历次吸汽剖面测试结果分析, 中心注汽井不同程度出现蒸汽超覆现象, 且超覆现象逐渐严重。
三、提高蒸汽驱效果研究
1、加深泵挂提高油层生产能力
为了提高汽驱试验区采注比, 就要提高油层生产能力即采油指数
公式中采油指数J和地层压力Pr是一定的, 变量是产量q和井底流压Pwf, Pwf越大, q越小, Pwf越小, q越大。
对抽油机生产井, 由于冲程、冲次、泵径在生产时为一个确定的值, 所以泵的理论排量为一定值。因此就产生如下两种情况:
(1) 当油井生产能力较强时, 地层产量能达到泵理论排量值, 即产量q一定, 井底流压Pwf也一定。此时在满足沉没度的要求后, 泵挂位置与油井产量无关。
(2) 当油井生产能力较弱时, 地层产量不能达到泵理论排量值, 此时产量q受井底流压Pwf控制。
Pwf=ρgh+P套
式中h为动液面至油层中深的距离, 当泵的排量大于油井生产能力时, 泵会将动液面抽至泵吸入口处, 此时泵挂位置至油层中深的距离等于动液面至油层中深的距离, 液柱在油层中深产生的压力为井底流压。因此泵挂位置直接影响到油井产量, 即泵挂位置在大于静液面的情况下, 泵挂位置越深, 油井产量越高。
汽驱试验井组平均单井产液量19.9吨/天, 油井平均理论排量41.6吨/天, 根据以上推论, 属于地层产量不能达到泵理论排量值范畴, 因此采取加深泵挂井的方法提高油层生产能力。对于泵挂高于油层顶界40m、液量低于15t/d的油井加深泵挂到油层上界。
共实施加深泵挂井11口, 日增油6.7吨, 日增液56.4方, 累计增油179.6吨, 累增液718.5方, 具体情况见表1。
2、吞吐引效均匀动用油层
对见效差、供液不足的汽驱受效井进行吞吐引效, 共实施17口, 日增油28.3吨, 日增液184.2方, , 累计增油1260吨, 累增液22666方。平均单井提高产油1.7吨/天, 产液10.8吨/天。根据电位法及示踪剂监测资料显示, 目前生产井已大部分见效。
3、大剂量调剖改善蒸汽超覆程度
对蒸汽超覆严重的中心井洼38-37更32井实施大剂量调剖工作, 该井共有2个层, 上、下层厚度分别为10、21米。调剖前吸汽百分数分别为58.8%、41.2%, 实施调剖后吸汽百分数分别为51.5%、48.5%, 蒸汽超覆程度得到部分改善。
四、结论
加深泵挂、吞吐引效、大剂量调剖等提高汽驱效果的工作, 2005年实现了汽驱井组增油2050吨, 创效47万元, 见到了良好的效果, 确保汽驱油汽比0.1的实现, 是有效的提高小洼油田蒸汽驱效果的手段。
蒸汽驱油田 篇2
关键词：辽河油田;蒸汽驱;操作参数;调控
1 概述
油藏由于地层非均质性等因素的影响，平面上油井汽窜、纵向上储层动用不均等问题制约了蒸汽驱的开发效果。对于蒸汽驱先导试验取得的初步成果，目前还没有统一的蒸汽驱评价方法和评价体系，特别是转驱后的动态调控技术还不成熟，缺乏理论依据和支撑，导致措施增产效果不明显。
因此，研究稠油油藏蒸汽驱阶段的动态调控方法，寻找稠油油藏注蒸汽开发的规律，揭示油藏注蒸汽开发的主要矛盾和潜力，蒸汽驱注采参数影响汽驱开发效果的显著因素包括：生产井的井底流压、采注比、日注汽量和蒸汽干度等，其中对采出程度影响显著的是采出参数，如生产井的井底流压和采注比;对油汽比影响显著的就是注入参数，如日注汽量、注汽的干度和温度。地层压力一定时，生产井的井底流压限制了井的排液能力，一般油田现场从产量的角度出发也尽可能的降低井底流压，结合日注汽量对油汽比的显著影响，即采注比这一参数很大程度上决定了油藏开发的技术和经济效益。
2 高倾角区重力辅助汽驱技术研究
当区块地层倾角15～20°，受构造控制蒸汽超覆严重，注汽井下倾部位剩余油潜力较大，如何促使蒸汽向下转向是调控关键。在蒸汽驱阶段，油汽的运移不只受浮力、毛管力、压力梯度的影响，还受油藏倾角的影响，一般认为，倾角越大，蒸汽超覆越严重。蒸汽注入过程中，压力梯度是蒸汽运移的动力，界面阻力和浮力是蒸汽运移的阻力。因此，要实现蒸汽向下移动，就必须在地层中产生一致的、向下的压力梯度。降低上排注汽井注汽干度，通过热水重力作用使下倾方向压力梯度增加;再降低下排注汽井注汽强度，这样上倾方向蒸汽浮力就会减弱，同时上排注汽井热水压力作用使压力梯度改变，产生向下的压力梯度，从而使下倾方向压力梯度增加。
依次类推，最终使所有注汽井下倾方向压力梯度增加，热水重力驱油作用增强。通过油藏数值模拟对技术参数进行了进一步研究，研究表明：上排注汽井注汽强度1.8，干度30%;中间排注汽井注汽强度1.5;下排注汽井注汽强度0.9时，调控效果最佳。
3 低倾角区沉积相控调配技术研究
当地层倾角<10°的低倾角区，汽驱受效主要受沉积相控制，其次是构造影响，河道方向是优势方向，侧缘受效差。整体考虑，阶梯调控，限制主河道优势方向蒸汽波及，优先加强河道弱势方向受效，其次沉积河道两侧。低倾角区沉积相控调配技术要点：通过往逆河道或向主河道两侧逐级降低注汽强度，实现蒸汽转向。通过油藏数值模拟对技术参数进行了进一步研究，研究表明：第一排注汽井注汽强度1.8，往后各排注汽强度依次下降0.2。
4 井网内高效水平井布署技术研究
通过井组蒸汽波及规律研究，在井组内蒸汽波及差、相邻注汽井优势方向外围区域部署水平井，可提高油层纵向动用程度和井组采注比，也为汽驱后期区域性转变汽驱方式做准备。通过研究，对水平井进行了进一步优化设计：水平段长度150左右，平面位置在油井与注汽井间1/3处，水平井效果最佳。
5 厚层汽窜井大修封窜技术研究
针对上倾部位油井汽窜、但厚层中下部剩余油较丰富的情况，通过大修挤灰后优化厚层射孔厚度，可恢复油井生产能力，提高油层纵向动用程度，也为蒸汽驱大修措施开辟了新方向。根据井温资料，统计不同井距下厚层超覆系数（150℃以上高温段厚度占厚层厚度的比例）。根据超覆系數，计算动用差厚度。为保证投产后能见效，在射开动用差井段的基础上，往上部再射开0.5～1米。通过优化后的厚层射孔厚度比原方案要求的射孔厚度要小，既能有效挖掘厚层底部剩余油，又能有效减缓油井汽窜。
6 蒸汽驱微型压裂技术研究
借鉴稀油低渗透大型压裂机理，创新高渗透稠油蒸汽驱油藏微型压裂技术。在高渗透稠油油藏实施压裂，由于地应力方位无法确定，存在压窜风险。
因此控制压裂半径在蒸汽腔以外，防止油井压窜是技术的关键。根据沉积微相、蒸汽流优势方向、注采井距等资料，运用压裂模拟软件对压裂裂缝形态进行模拟，合理控制加砂规模，优化压裂半径为30m左右。在实施过程中，与工艺部门相互结合，对压裂液、支撑剂等进行了优化设计。
7 结束语
①蒸汽驱是吞吐后的有效接替方式，热水驱开发时，井底注水温度要保证大于转热水驱时注汽井井底的温度。注入量过大，易导致水窜，影响开发效果。
②随着蒸汽驱的继续开发，累产油量不断增加，但阶段油汽比是逐渐降低的，经济效益不断变差。经过数模预测，继续汽驱6-7年产油量变得较低，经济效益变差，因而蒸汽驱继续开发7年后宜加大调控方式的力度。
③受储层非均质的影响蒸汽驱过程中平面上沉积及上倾方向蒸汽推进速度较快，纵向上渗透率级差小的亏空较大油层蒸汽推进速度较快，影响了蒸汽驱整体受效。
参考文献：
[1]曹仁义，程林松，高海红.蒸汽驱参数优化的正交数值试验（英文）[J].陕西科技大学学报（自然科学版），2009（01）.
作者简介：
蒸汽驱油田 篇3
锦92块是锦45块的次级断块, 构造上位于辽河坳陷西部凹陷西斜坡欢喜岭单斜构造第二断阶带, 主力含油层于Ⅰ组石油地质储量590×104t。目前区块的地层压力低, 油层供液能力差;吞吐轮次高, 注汽效果差, 吞吐油汽比趋近经济极限, 区块已经处于吞吐开发后期, 目前的开发方式难以维持区块产量稳定, 因此有必要通过油藏描述开展转蒸汽驱开发研究, 以改善该块开发效果。
1 油藏基本地质特征
锦92块属于锦45块的主力采油区块。锦45块发现于1979年5月, 构造上位于下辽河拗陷西部凹陷西斜坡的南部, 呈近东西走向。东西长7.5km, 南北宽2.3km, 构造面积16.3km2。开发目的层为下第三系沙河街组沙一中段于楼油层和沙一下+沙二段的兴隆台油层。该区位于西八千潜山带, 经历了多期构造运动, 断裂十分发育, 构造变得极为破碎, 地层在整体向东南倾伏的背景上呈现出被断层复杂化后而形成的不规则块状格局, 其中发育了一系列的有利于油气聚集的抬斜断块、断鼻构造以及滚动背斜, 局部地区受断层作用形成了连绵起伏、形态各异的构造小单元, 其中主力层于Ⅰ组整体呈现出西高东低的构造格局。本区物源总体上来自母岩为花岗片麻岩及中酸性岩浆岩组合的北西侧。储层岩性主要为灰色含砾不等粒砂岩、粗砂岩、细砂岩, 岩石分选性以中等~差为主, 颗粒磨圆度以次圆和次圆为主, 接触关系包括点-线接触、线接触、点接触三种接触类型, 胶结类型以接触型孔隙型为主, 孔隙类型以粒间孔、粒间溶孔为主。储层砂岩成分成熟度和结构成熟度中等, 成岩后生作用较弱~中等。沉积相主要为扇三角洲前缘亚相沉积, 微相主要有水下分支河道、河道侧缘、分支河道间湾等。纵向沉积演化表现为由老到新水退砂进、物源供给从北西方向供给为主。砂体剖面上表现为层多、层薄的特点, 于楼油层组的砂地比较高, 砂层较为发育;平面上, 锦92块北东展布, 往两翼逐渐减薄, 迭加连片。
根据岩心样品的物性统计分析, 于楼油层组的有效储层孔隙度平均值变化较大, 变化在10.1%~38%之间, 依据中石油行业标准, 跨越低孔、中孔、高孔、特高孔4个级别, 主要以中-高孔为主;同样各油组相应渗透率差别较大, 变化在30.6~3636×10-3μm2之间, 同样跨越低渗、中渗、高渗、特高渗4个级别, 从统计数据表明, 该区非均质性较强。于楼碳酸盐含量变化在2.6%~18.7%之间, 平均5.88%, 据统计, 其碳酸盐高值主要分布于岩性较细的钙质粉砂及泥质条带, 综合评价于楼储层为高-中孔和高-中渗型储层。泥质和碳酸盐含量中等。粘土矿物中高岭石占主导。层间非均质性较强。从总体上看, 砂体在平面上的展布受水道方向控制, 呈条带状展布。岩性以含泥不等粒砂岩、细砂岩为主;平均孔隙度32%, 平均渗透率属储层1120×10-3μm2, 油层主要受岩相、构造双重因素控制, 属于构造岩性油藏。
2 开采现状
锦92块1986年起分四套层系投入全面开发, 其中于Ⅰ组目前共有生产井214口, 开井207口 (含合采井) 。区块日产油151.9t/d, 平均吞吐11.6轮次。累积油汽比0.37, 回采水率107.8%。采油速度0.93%, 采出程度33.8%。随着开采时间的的增加, 地下亏空严重, 边底水入侵导致局部地区水淹严重。全块目前综合含水87.9%, 回采水率108.8%。回采水率大于100%的油井占47.9% (图1) , 综合含水大于90%的油井占53.8%;同时井况也逐年变差, 其中井下套变+落物井占总井数的18.0%, 套变井占总井数的46.4%。这部分井无法分注, 直接影响该块的注汽效果, 有少部分井套变在油层上部, 从而影响补层上返。仅2010年以来新增套变井16口, 有3口井因套变影响堵补措施未干成, 目前注汽生产, 有5口井因套变卡井无法生产, 目前关井3口, 侧钻2口。其余井都已带病生产。由于区块开发时间较长, 井网已经完善, 油井采出程度较高, 导致老井吞吐效果和措施效果越来越差, 产量构成表现为老井自然产量快速递减、措施产量急剧下降以及新井接替不足。尤其近3年来, 区块没有新井投产, 措施效果明显变差, 同时分注井也明显低于以往分注的水平。
3 转蒸汽驱可行性研究
锦92块投产至今实现了吞吐高效开发。随着吞吐轮次增高, 地层压力持续下降, 吞吐开发低产、低油汽比、低开井率、低效益等问题日益突出, 可采储量采出程度达到90.6%, 转换开发方式势在必行。与其采出程度相当、油藏条件相似的洼2007年开始蒸汽驱先导试验, 取得较好效果, 实现了吞吐末期产量有效接替, 同时邻块锦91块也取得了很好的汽驱效果, 汽驱规模不断扩大。邻块锦91块于I组2008年6月转驱, 与转驱前相比, 试验区年产油上升到原来的3倍, 日产油提升近4倍, 瞬时油汽比达到0.19, 蒸汽驱效果较好。
综合分析认为锦92块于I组目前已具备转蒸汽驱条件, 首先于I组储量最大, 油井最多, 采出程度偏低, 开发方式转换潜力大;同时于I组单井日产油只有1.2t/d, 在区块四个层系中最低;地层压力只有2.5MPa左右, 压降幅度大, 达到转驱条件;于I组年度油汽比最低, 只有0.25, 周期吞吐油汽比0.20左右, 接近经济油汽比0.15, 因此该块已经处于蒸汽吞吐开发后期, 蒸汽驱势在必行。依据蒸汽驱筛选条件锦92块于I组整体符合蒸汽驱筛选条件, 但受油藏非均质性影响, 在净总比、含油饱和度、原油丰度等方面存在实施风险, 因此应首先开展先导试验, 适时扩大转驱规模。
4 先导试验区选择
根据同类油藏开发经验, 为了降低汽驱风险, 根据锦92块地质特征及开采特点, 选定试验区位于构造较为完整 (断层发育相对较少) 、可扩展蒸汽驱井网的锦92断块中东部, 由锦45-31-270、30-270、31-290、30-290等四个井组构成。该区构造相对整装, 基本不发育影响汽驱的内部断层;地层压力较低, 经后期模拟研究表明平均地层压力在2.5MPa左右;与平面其他位置相比, 回采水率较低, 边底水侵入程度较低 (边底水侵入体积约0.3PV) 。实验区内纵向各小层多以河道发育为主, 储层较为发育。
5 蒸汽驱油藏工程设计
根据锦92块于I组实际参数应用油藏参数法预测该块蒸汽驱采收率在50.2%左右, 较继续吞吐开发可提高11.0个百分点。为了使油层中实现良好的蒸汽驱状态, 在油藏精细描述的基础上建立试验区油藏地质模型, 应用黑油热采模拟器对汽驱参数进行了模拟优化, 确定汽驱参数如下:注汽强度应大于1.5m3/ha·m·d, 最佳注汽强度1.8t/ha·m·d;井底干度达到50%以上, 力争55%左右;采注比1.15:1;注汽压力不应超过15MPa。
不同的油层厚度和产液能力条件下将会有不同的汽驱合理井网, 根据汽驱井网优化设计结果, 在锦92块有效厚度变化范围内, 若采用反五点法井网无论是118m井距还是83m井距注汽速度均小于95m3/d, 同时单井产液量均在91m3/d以上, 远大于实际产液能力;若采用反九点法井网, 当井距为118m时, 单井产液量需在60~108m3/d, 仍大于实际产液能力。当井距为83m时, 单井注汽速度可满足井底干度要求的同时单井产液能力基本与实际油藏相符。因此确定该块采用反九点法井网83m井距实施蒸汽驱部署注汽井4口、生产井21口、观察井3口。由于试验区井况差, 转蒸汽驱需钻更新井9口, 其中注汽井4口、生产井5口。另有3口井需调补层, 8口需大修 (其中观察井3口, 生产井5口) 。
根据油藏数值模拟结果, 锦92蒸汽驱先导试验区预计蒸汽驱生产8年, 按照注采比1:1.15, 定产液量生产, 累积注汽121.02×104t, 累积产油14.82×104t, 阶段采出程度10.42%, 平均采油速度1.64%, 累积油汽比0.12, 蒸汽驱末采收率48.8% (图2) 。
6 现场应用效果
2013年起锦92块于I组试验井组开始转驱以来两年内平均日注汽488t, 累积注汽27.34×104t, 累积产油4.1×104t, 目前采油速度1.86%, 阶段采出程度3.02%。
与按照数值模拟法预测的继续吞吐开采结果比较, 转驱动后阶段增油1.03×104t, 综合含水下降8.2个百分点, 实现了增油控水的预期目标, 取得了较好的转驱效果, 基本实现了吞吐后期的经济有效开发。
摘要：本文以全面收集、整理欢喜岭油田锦92块各项动、静态资料为前提, 精细刻画油藏地质体为基础, 改善开发效果为目标, 对该块转蒸汽驱的潜力及可行性进行分析, 优选了先导试验区。先导试验研究中综合应用黑油热采数值模拟、汽驱井网优化部署等各类技术开展蒸汽驱油藏工程设计, 为同类吞吐后期油藏的开发方式转换提供了有益借鉴。
关键词：蒸汽驱,先导试验,数值模拟
参考文献
[1]徐王东, 刘景安.草20块蒸汽吞吐转汽驱开采的可行性研究[J].油气采收率技术, 1994, 1 (01) :57-60.
[2]韩大匡.油藏数值模拟基础[M].北京:石油工业出版社, 1993:64-68.
[3]时晓燕.Petrel软件在精细地质建模中的应用[J].新疆石油地质, 2007, 28 (06) :773-774.
蒸汽驱油田 篇4
【关键词】概况；双高油藏；存在问题；治理对策；方案部署；深部调驱；实施效果；结论与认识
1、油藏概况
小集油田地处河北省沧县和南皮县跨界处，区域构造位置属黄骅坳陷，主要含油层位为下第三系孔店组孔一段，油藏埋深2727.6-3238.4m，孔隙度17%，渗透率49×10-3?m2，凝固点38.5℃。官979和官938断块位于小集油田中部，主要含油层位为孔一段的枣II、III和Ⅳ油组，含油面积2.0km2，地质储量886.73×104t，可采储量388×104t，采出程度40.82%；地层压力31.63MPa，压力系数1.08；地层水矿化度36235mg/L，温度113℃，属于典型的高温和高盐油藏。
两断块在深部调驱治理前，油井开井25口，日产液量2995.2m3/d，日产油90.86t/d，综合含水96.97%，采油速度0.35%，采出程度40.82%；注水井开井22口，日注水平2910m3/d，注采比0.97，累计注采比1.07。
2、存在问题
经过30多年的注水开发，油藏已进入特高含水的开发后期，主要存在两方面的矛盾：一是剩余油主要集中在主力油层，而主力油层水淹严重，剩余油高度分散，注水挖潜难度大。二是储层非均质性强，注水开发过程中平面、层间和层内矛盾突出，注入水单层突进，造成注水效率低，难以进一步提高采收率。
3、治理对策
油藏经过多年的注水冲刷后，形成了水流优势通道。根据井区生产动态上表现出的差异，利用系统模糊判别理论方法，将油藏优势渗流通道分为三种类型：无窜流、窜流发育区和窜流较严重区域。
针对不同窜注类型制定相应治理对策：即无窜流区表示油水井间不存在窜流现象，水驱均匀，直接实施深部调驱；窜流发育区表示油水井之间存在一定的窜流通道，适量封堵优势通道后再实施深部调驱；窜流严重区表示油水井之间已经存在严重的窜流通道，需应用高强度堵剂封堵优势通道后，再实施深部调驱。
4、调驱方案
⑴深部调驱方案
依据油藏开发矛盾，优选注采对应率高的16口注水井作为调驱井，涉及受益油井22口，形成16注22采的调驱井网，其中双多向受益井17口，占77.3%。针对中低渗和高温油藏特性，依据油藏孔隙体积和注水压力等情况，结合注水优势通道窜流发育状况和数字模拟结果，确定深部调驱注入0.1PV，注入量96.97×104m3，注入时间18个月。
⑵调驱体系研究
为提高治理效果，深部调驱选用两类复合体系，发挥相互间的协同作用，做到“调”与“驱”的有机结合。其中前置段塞以封堵优势通道为主，为后续主段塞奠定基础，应用预交联体膨颗粒+高温连续凝胶体系，注入量9.44×104m3；主段塞驱替分散的剩余油，以“驱”为主，应用微胶团型凝胶，注入量87.53×104m3。
①预交联体膨颗粒+高温连续凝胶体系
预交联体膨颗粒是是由聚合物单体、交联剂、添加剂以及一定比例的粘土等组份，在地面交联后经造粒、烘干、粉碎、筛分等加工而成；粒径范围在0.1～3mm，膨胀倍数为5～30倍，适用温度≤120℃，耐盐性≤100000mg/L，热稳定性良好。颗粒在油藏中不断运移，堵塞多孔介质，压力升高；注入的颗粒再向深部运移，在油藏深部形成流动阻力，促使流体转向实现深部调驱，扩大注水波及面积。
连续凝胶体系主要选用耐高温的铬交联体系，将聚合物和交联剂混合注入地层后，在地层温度条件下，发生化学反应，形成高强度凝胶。该体系在110℃左右能形成高强度体系，强度达到5000-82000mPa.s，能满足油藏的封堵要求和高温特性。
②微胶团型凝胶体系
微胶团型凝胶以丙烯酰胺为主要原料，通过聚合和交联反应而形成的小顆粒物质产品。它含有渗析型表面活性剂，以微凝胶胶团形式分散于水中。微凝胶团平均直径几十纳米到十几微米，水化膨胀后达到几百纳米到几百微米；耐温120℃，耐盐180000mg/l，抗剪切能力强，能在线注入。微凝胶团表观粘度低，易进入油藏深部和微细孔隙中；它膨胀后具有很好的弹性，在储层孔喉中起到暂堵-通过-再暂堵的过程，能堵塞大孔隙吼道，增大注入水的流动阻力，也能增加微小孔隙中的水驱阻力，改变水驱方向，驱替细小孔隙中的剩余油。因此，微胶团型凝胶能满足小集深部调驱的需求。
5、现场实施及效果
⑴前置段塞采用常规调剖泵注入，施工注入强度低于正常注水强度，减小调驱体系对弱动用层的污染。主段塞采用在线注入，注入强度与正常注水强度一致，使调驱剂能随注入水进入油藏深部，充分发挥深部驱替作用。
⑵调驱治理后16口井注水指标明显改善，在同等日注水量条件下，注水压力由14MPa上升至18.1MPa，90分钟压降由10.5MPa减缓至3.0MPa，启动压力由11.1MPa上升至14.1MPa。
油藏开发形势好转，在1年半的时间内，阶段含水上升率由2.18下降到-0.128，自然递减率由2.18%下降到-24.12%；实现纯增油8711t，控递减增油19400t。
6、结论与认识
⑴应用数字模拟技术开展水流优势通道的识别，是制定深部调驱对策关键影响因素，对调驱效果起着重要作用。
⑵在应用耐高温的预交联+有机凝胶体系封堵优势通道的基础上，再注入微胶团型凝胶驱替油藏中分散的剩余油，是小集油藏深部调驱的技术途径，能完全适应油藏的治理需求。
⑶深部调驱能改善“双高”油藏的开发效果，是提高水驱采收率的重要技术手段；小集油田深部调驱治理为同类油藏开发探索了治理途径，为高含水老油田的治理提供借鉴。
参考文献
[1]卡尔J.埃克诺米德斯，肯尼斯G.诺尔特.油藏增产措施（第三版）.张保平译.石油工业出版社，2011
蒸汽驱油田 篇5
1.1 注采矛盾日益加剧
蒸汽驱大致分为热连通、蒸汽驱替、蒸汽突破三个阶段[1], 目前九6区齐古组蒸汽驱基本进入蒸汽突破阶段, 蒸汽的单向突进在注采井之间形成突破后, 汽驱效果变差, 从而导致油藏逐步递减, 在生产指标上表现为产油水平下降, 含水逐渐上升, 油汽比也呈下降趋势。该阶段主要存在两方面的矛盾, 一方面地层亏空随着蒸汽驱开采时间延长逐年增加, 另一方面由于地层非均质程度严重, 平面上油层渗透率级差达6.5倍, 纵向上同一口井渗透率相差8~9倍, 非均质系数0.43, 蒸汽发生指进和汽窜频率增加, 导致区域内高含水井增多, 大大降低汽驱的波及效率, 蒸汽的无效循环矛盾日益突出。
1.2 油层纵向动用不均匀
由于蒸汽的重力分异作用, 蒸汽进入到油层的上部, 油层上部的原油不断被加热采出地面, 随着汽驱进程的增加, 蒸汽超覆现象更加明显, 加热层的厚度逐渐减小, 不同时期同一口井的温度测试结果可以看出, 温度剖面的高点逐渐的向上移, 动用主要都为油层的中上部, 油层下部动用程度较低。
2 治理措施及效果评价
2.1 分类分治, 优化注采参数
根据生产动态和油藏静态结合研究剩余油分布的理论和方法[2]研究九6区汽驱区剩余油分布, 以沉积相带作为井组分类的主要静态参数、日产油水平﹑综合含水率﹑汽窜状况等参数作为蒸汽驱井组动态分类重要依据, 把汽驱井组分为4类, 见表1。
表1中, 整体见效井组:注采井都处于河道微相, 注采井之间驱替关系好, 典型井组96211生产曲线, 1998年5月转入蒸汽驱生产后, 井组产液水平和产油水平较吞吐阶段大幅度上升, 平均产液水平由转驱前的29.5t/d上升到转驱生产后60.2t/d, 平均产油水平由6.8t/d上升到16.7t/d。主要采取连续注汽方式, 注汽速度控制在55t/d, 继续扩大蒸汽波及范围, 提高驱油效率。
表1中, 局部见效井组:注汽井处于河道微相, 采油井处于河道和心滩微相, 由于井组内各单井见效时间不一致, 导致井组见效时间有所延迟, 典型井组96244生产曲线, 于1998年5月转驱后, 2000年5月以后产液水平、产油水平呈现上升趋势, 转驱前平均产液水平25.6t/d, 产油水平6.4t/d, 转驱后1998年5月到2000年5月平均产液水平22.9t/d, 产油水平5.0t/d, 可以看出2000年5月进入蒸汽驱替阶段后, 产液水平和产油水平大幅提升, 平均产液水平54.8t/d、产油水平9.3t/d。同时对井组中生产效果不理想的采油井实施吞吐引效, 既有利于提高单井采出程度, 也利于建立注采井之间连通, 调整平面的驱替关系。
表1中, 汽驱低效井组:注汽井处于心滩微相, 采油井处于河道和心滩微相, 注采井之间的驱替关系较差, 典型井组96027生产曲线, 于1998年5月转驱生产后, 产油水平变化不大, 转驱前的产油水平3.1t/d, 转驱后产油水平为2.6t/d, 表现为汽驱低效井组。井组主要采取间歇汽驱[3]注汽方式, 通过注汽速度的交替变化, 均衡油层温度、压力场, 改变蒸汽驱扫方向, 驱替死油区, 提高油层动用程度。注汽速度控制60t/d, 间歇周期为停6个月注6个月。
表1中, 产地层水井组:油藏南部位于构造的低部位, 水型分析资料表明产地层水, 一般井组日产油水平<2.0t/d, 综合含水>95%, 表现为产地层水井组, 目前油藏地层水主要为不活跃的边底水和岩性封存水。井组实施缓注强排措施, 停止注汽井组149井次, 节约蒸汽90.5139×104t, 累积增油量0.8677×104t。
2.2 整体高温封堵与优化注汽方式相结合, 提高蒸汽波及效率
目前蒸汽驱进入中后期生产, 汽窜干扰已经由井组内扩大到井组间, 当汽窜由井组间扩大到整个区域, 井组的窜扰矛盾进一步加剧时, 单井组的封堵措施不能改变区域的整体窜扰情况, 采取整体高温封堵调剖措施[4], 为了改善蒸汽在平面上的波及方向, 采取平行主河道的方向进行间注措施, 采取分两批平行于主河道方向间注的, 间注过程中垂直主河道方向压力低, 蒸汽会沿着垂直主河道方向推进, 从而改善蒸汽沿主河道方向突进快的矛盾。
2.3 人工地震辅助采油
人工地震辅助采油[5]是利用地面人工震源或井下人工震源与油藏岩石频率共振所建立的波动效应, 以低频的机械波形式传到地层, 调整井间油水运动状态, 从而实现多口井增产的目的。振动波具有强穿透力的机械振动作用、空化作用、在液体、固体介质中传播距离远等特点, 振动有利于清除油层堵塞及提高地层相对渗透率。
九6区油层埋藏浅, 震动能量损失小, 于2000年开始共在5个区域实施, 累积增油量1.1687×104t。人工地震辅助采油技术现场实施操作简单易行, 见效快, 而且不会对油层产生污染。
3 结论
(1) 汽驱井组存在物性差异, 导致汽驱井组的见效程度不一致, 通过对汽驱井组的精细划分和分类管理, 能有效建立注采井之间的驱替关系, 达到提高油藏采收率的目的。
(2) 汽驱中后期汽窜、水窜的增加, 导致油藏含水逐步上升, 利用整体高温封堵调剖和大规模平行主河道的间注方式相结合, 扩大蒸汽在平面上的波及程度。
(3) 人工地震辅助采油技术现场实施操作简单易行, 见效快, 经济效益明显, 而且不会对油层产生污染。
摘要：为提高蒸汽驱效果, 采取分类分治的原则对不同类型井组实施不同的注汽方式, 整体高温封堵调剖与大规模间注相结合、人工地震辅助蒸汽驱等措施, 形成蒸汽驱中后期开采配套技术, 对提高浅层特稠油蒸汽驱开发效果具有重要意义。
关键词：九6区,蒸汽驱,特稠油,井下震动,治理措施,连续注汽,间歇注汽
参考文献
[1]许心伟, 张锐, 何中.稠油蒸汽驱开采特征及转驱程序研究[J], 特种油气藏, 1998, 02:24-27
[2]李胜利, 于兴河, 高兴军等.生产动态和油藏静态结合研究剩余油分布的理论和方法[J], 资源与产业, 2006, 02:63-66
[3]刘新福, 宋鹏瑞.间歇注汽法——提高蒸汽驱效果的重要方法[J], 新疆石油地质, 1997, 01:89-91
[4]何德文, 刘喜林, 暴富昌.热采井高温调剖技术的研究与应用[J], 特种油气藏, 1996, 03:36-43
蒸汽驱油田 篇6
印度尼西亚 (以下简称印尼) 苏门答腊Duri油田是世界上最大的蒸汽驱开采油田之一, 目前由雪佛龙印尼石油公司负责开发。该油田的热采特点:重质原油API重度大约是25, 产层胶结疏松, 产层深度300～700 ft (1 ft=30.48 cm) , 蒸汽温度300～400 ℉。为了制定有效而经济的完井方案, 需要解决若干严重的生产问题, 其中之一是出砂问题。当前该油田每天产砂量高于100×104 lb (1 lb=0.454 kg) 。因为严重的出砂现象, 需要再次完井作业和砂子处理作业, 而且砂子使设备严重磨损, 这无疑极大增加了油田的开发成本。
2002年开展了一个项目研究工作以评价油田的完井效果。该项目研究内容:①有关历史资料进行分析, 如修井作业的类型与次数, 产出砂粒尺寸与数量, 受损衬管的特点与数量, 卡泵周期;②对本地产的充填砾石性能进行评价 (完井时使用本地砾石或Ottwa砾石) , 如本地砾石在蒸汽中的溶解特性, 本地砾石充填参数是否满足API砾石充填标准;③防砂筛管生产厂家的资质审查及其筛管质量检查;④防砂完井现场施工资料的检查。
2 对产出的固体颗粒进行评价
为了弄清固体颗粒的来源及其产生原因, 在全油田范围内从井口、地面各集油站进行流体取样及固体颗粒取样。井下作业时也对捞出的砂子进行取样。取样资料表明, 产至地面的砂粒尺寸很小, 而井筒中的砂粒尺寸则很大, 这些大尺寸的砂粒是完井施工时的充填砾石, 这进一步表明砾石充填效果不好。
过去对小尺寸砂粒产生的原因不清楚:是来自地层本身还是来自蒸汽与地层之间的相互作用。该油田的地层矿物含量如表1所示。为了确定砂粒产生的原因, 进行了室内实验, 其过程如下:①用原始地层盐水驱替岩心, 逐步降低流体盐度以模拟蒸汽作用而造成的地层水盐度下降现象;②测量低浓度盐水对小尺寸颗粒和岩心渗透率的影响;③用高浓度NaCl溶液浸泡岩心;逐步降低盐水浓度并驱替岩心;④用某浓度盐水驱替时测量其稳定的岩心渗透率;⑤最后用蒸馏水驱替岩心以模拟蒸汽驱过程。
在上述实验中, 在蒸馏水驱替岩心之前岩心的渗透率不变, 而在蒸馏水驱替岩心时, 因黏土微粒流出岩心而导致岩心渗透率上升 (该油田的岩心孔喉尺寸较大) 。
对地面设备砂样、筛管砂样与微乳液中的砂样分析后发现, 这些砂样都是黏土颗粒。这一现象与室内实验观察结果一致。结合室内实验结果与矿场资料分析结果, 确定了产出颗粒即是因地层中流体流动而产生的地层颗粒。根据这一结论, 对影响完井效果的因素进行了分析。
3 完井分析
该油田的常用完井方式是20/40目的砾石与12尺寸规格的绕丝筛管裸眼完井。其他完井方法如压裂充填与固化树脂包层砂充填被证明效果不好。然而, 效果较好的砾石充填完井方法也存在一定程度的卡泵现象, 并需要不定期更换筛管。
在生产过程中, 如果油井大量出砂, 那么通常采取的措施是起钻提出防砂筛管, 并再次进行砾石充填完井。这一施工又称为再次完井。在过去的几年中, 再次完井周期与卡泵施工周期延长, 这表明完井效果逐步得到了改善。另外, 有关资料表明, 热洗作业也使完井效果得到了改善。然而, 该油田有大量的油井, 大量的施工作业会导致生产成本明显上升 (去年有400井次的施工作业) 。
为了降低生产成本, 必须合理制定修井方案, 其中要分析以下资料:单位时间内的卡泵数量, 油管中砂柱高度, 产至地面的砂量, 防砂筛管损坏情况。对几口出砂严重的油井起钻后, 发现砾石充填层中有孔洞。这些孔洞的产生原因还不清楚, 但认为其原因是砾石充填层不符合标准, 或高温蒸汽使部分砾石得到了溶解。
防砂筛管的堵塞也是一种常见的生产问题, 其堵塞物是沥清、CaCO3结垢物与细砂粒。堵塞后, 防砂筛管温度局部上升, 最终导致筛管腐蚀。
最近, 在现场中使用了一种图像显示仪, 将该仪器下入防砂筛管内部即可直接观察筛管是否受损及其受损程度, 这为筛管更换施工设计提供了更准确的资料。目前, 这种技术仍在改善。
还有一种确定该油田筛管更换的经验方法。如果3个月内出现3次卡泵现象, 或出现100 ft以上的砂堵, 那么筛管上可能有孔洞, 即可能要进行筛管更换作业。
但是, 卡泵的原因不一定是筛管受损。筛管有20/40目的砾石充填层。如果这一充填层中无孔洞, 那么能够通过该层的砂粒中径是54 μm或更小 (不产生堵塞) ;能够通过该层的砂粒中径最大值是100 μm。12规格绕丝筛管的尺寸范围是250～325 μm。如果卡泵砂粒中值是100 μm或更小, 那么筛管与充填层状况良好;如果卡泵砂粒中值是352 μm左右, 那么筛管正常, 但是充填层中出现了孔洞。因此, 仅仅依靠卡泵现象不能说明筛管工作状况, 而要结合泵中砂粒尺寸分布资料进行分析。如果泵中砂粒尺寸是100 μm或更小, 那么不需进行筛管更换作业。砂粒尺寸激光分析技术是最常用的方法。砂粒尺寸筛分法不能准确分析44 μm及以下的砂粒分布情况。
4 砾石充填砂的性能评价响因素
为了降低施工成本, 常用20/40目的当地砂。为了确定其特性, 对当地砂与Ottawa砂进行了性能测试。当地砂子中有杂色颗粒, 这些杂色颗粒在高温蒸汽作用下发生物理反应而使当地砂整体性能下降。对当地砂与Ottawa砂的偏振光分析结果表明, 与Ottawa砂相比, 当地砂中的多晶体颗粒含量较高并具有明显的多角性, 这些多晶体颗粒抗压强度低于Ottawa砂中的单晶体颗粒抗压强度, 而且当地砂的抗压强度未满足API RP-56抗压强度标准。
关于“高温蒸汽作用下的砾石充填砂性能”的SPE文章不多, 但这些文章都有一个共同结论:pH值与温度对硅质砂粒有溶解作用。蒸汽分解后会产生OH-与CO2, 进而形成HCO3-, 从而使蒸汽中的pH值与碱度上升。OH-溶于水相中使其pH值上升。pH值上升幅度取决于进入蒸汽发生器之前水相中的HCO3-数量。实验表明, 硅质砂粒在水相中的溶解速度随着水相中的pH值与温度的上升而增加;水相pH值低于9.0时, 硅质砂粒溶解速度很低而且是温度的函数;当水相pH值高于9.0时, 其溶解速度急剧上升, 而且几乎以指数规律变化。
以上述理论为基础, 对Duri油田的两种砂子进行了相关实验, 其内容简述如下。pH值范围8.4～9.8, 温度270 ℃, 实验时常用pH值8.4, 因为该油田产出水的pH值都在8.0～8.4之间。pH值大于8.4的实验结果表明, 当地砂的溶解度远远高于Ottawa砂的溶解度;pH值是8.4时, 两种砂粒的溶解度接近而且很低。因此, 当地砂适合于该油田的砾石充填完井。
据相关专著报道, 在较高pH值与温度下硅质砂粒 (砾石充填砂) 很容易溶解, 但是Duri油田的有关资料则表明, 蒸汽对充填砂的溶解作用对生产几乎不产生影响。该油田还有一项资料表明, 在最近某一时间段内, 100口蒸汽驱油井的单井筛管更换施工量与非蒸汽驱油井的单井施工量接近。这又进一步证明, 在该油田使用当地砂未对生产造成负面影响。
5 施工作业规范与筛管生产监督
矿场资料表明, 防砂施工过程满足行业标准。下步施工时, 要进一步加强对入井流体中杂质含量的控制 (过滤装置技术规格必须达标) ;在施工过程中监督人员要按质量体系标准记录施工过程。
由多方代表组成产品质量小组对厂家产品进行审查。审查前, 要向厂家提前递交检查内容表格。
在防砂筛管的设计与生产过程中, 雪佛龙印尼石油公司派出的专家小组一直实施了监督, 包括对生产设备的校准及产品的检验。另外, 产品质量计划中还有“应对不合格品的措施”。
6 结论
通过对Duri油田防砂完井方法的评价, 得出了以下结论:
◇ 地层流体的流动导致了地层固体颗粒流入井筒中, 其尺寸小于44 μm。
◇ 采用砾石充填完井后, 大量地层微粒 (<44 μm ) 流过充填层而进入井筒。
◇ 与Ottawa砂粒相比较, 当地砂粒的抗压强度低而且多棱。
◇ 在270 ℃及水相pH值等于油田产出水的pH值的条件下, Ottawa砂与当地砂的溶蚀率一样。
◇ 防砂完井时, 要严格执行有关行业标准, 以获得更好的效果。
◇ 更换防砂筛管的原则要进一步完善, 只根据一定时间段内的卡泵次数与井内砂堵高度而决定起钻换筛管作业不合理。对卡泵砂粒与砂堵砂粒进行砂粒尺寸分布分析能准确评价出砂问题。
◇ 绕丝筛管产品质量合格, 生产厂家有较好的产品质量计划。
7 下步工作几项建议
◇ 在该油田的其他区块开展蒸汽驱采油。
◇ 在防砂完井作业过程中执行有关行业标准。
◇ 按照API RP-56标准选择砾石充填砂。
◇ 采用优质防砂筛管以延长筛管寿命。
蒸汽驱智能调控技术 篇7
1 技术思路
1.1 设计思路
提高抽油机井生产系统效率和管理水平的关键, 就是确保供采关系协调, 即机采参数与地层供液能力相匹配, 以达到最优的泵效及系统效率。通过监测油井供液能力相关参数, 动态调整抽油机的机采参数是智能采油的核心思想。
通过对比, 选择井底流压作为控制依据, 而流压主要由套压及沉没度对应的压强构成, 起到主要影响的就是沉没度, 该参数由油井动液面确定;油井泵效取决于抽油机的冲程、冲次等参数, 但其关键参数为冲次。则动液面和冲次这两个关键参数之间存在着一定的逻辑关系, 这就是智能调控的主要方向。
1.2 关键技术
智能调控技术的关键控制参数为沉没度与油井冲次, 这两个关键参数对应着两个关键技术, 即动液面自动测试技术和油井冲次模糊控制技术。
1.2.1 动液面自动测试技术
智能采油的关键参数是动液面, 动液面反应油井地层供液能力, 其准确程度直接决定了智能采油能否成功应用。常规测试液面技术为回声法, 按声速确定方式分为音标法和节箍法, 按声源分为声弹、高压氮气、无声弹测试技术等。稠油开发中, 动液面波动大, 且油套环空内的介质组成复杂, 温度、含水、组成随周期变化, 因此很难测准。在环套空间内存在的气液混合带会反射声波造成虚假液面, 即俗称的泡沫层[1]。
智能采油系统以音标法为基础, 采用亚声波作为回波信号, 亚声波频率小于20Hz, 在油套环形空间内传播距离远, 能量消失的慢, 测出率和自动识别率高。相比传统的测试动液面设备, 该设备不需要自带氮气瓶, 采用两种方式发声:高套压下回收套管气发声, 在低套压下使用打气泵将套管气打入井中产生亚声波声源, 从而杜绝高压氮气瓶在无人值守的情况下出现的安全隐患, 实现连续自动测试动液面。
1.2.2 模糊控制技术
模糊控制是近年新兴的一种先进控制方式, 所谓模糊控制, 就是在控制方法上应用模糊集理论、模糊语言变量及模糊逻辑推理的知识来模拟人的模糊思维方法, 用计算机实现与操作者相同的控制。
蒸汽驱智能调控技术通过模糊控制算法计算频率, 首先由回声仪器测出当前动液面的值, 并将当前动液面与目标动液面的差异和差异变化转换成为适于模糊运算的模糊量, 然后将这些量在模糊控制器中加以运算, 最后采用重心法再将运算结果中的模糊量转换为精确量, 将得到的结果结合调节步长等参数计算获得最后的调节频率, 从而控制抽油机冲次。
蒸汽驱智能调控技术所运用的模糊控制技术, 不仅具有控制抗干扰能力强, 响应速度快, 对系统参数的变化有较强的鲁棒性的特点。而且具有闭环控制的特点, 即输出端通过“旁链”方式回馈到输入端, 并参与对输出端再控制的特性。
智能调控技术在调控过程中, 不仅能够实现数据的传输、记录、实时调控等功能, 而且该系统具有温度保护智能调控功能, 能够在超温的情况下自动降低冲次, 使生产井温度始终保持在安全温度之内, 防止井喷的发生。在对抽油机进行控制保护的过程中, 如果达到报警条件, 系统能够实现自动报警, 自动调节, 保证生产, 维持抽油机正常运行。
2 现场应用及效果分析
为验证数字化采油智能控制系统在蒸汽驱开发中的作用, 在原来试验的基础上, 2015年8月在蒸汽驱内优选3口井作为试验井进行试验。为便于分析, 所选择的3口试验井均选择在先导试验区的杜32-50-K34井组。3口试验井分别为杜32-48-34、杜32-49-35、杜32-51-K33。试验要求三口井在满足供采能力匹配的同时, 不能超过设计温度, 避免闪蒸防止汽窜。
杜32-48-34井油层中深989.55m, 泵深945.9m, 8月4日开始对该井采取智能调控, 连续试验8d, 该井设计降低冲次提高泵效, 实施智能调控后油井冲次由4.8次/min下降到3.9次/min, 油井日产液、含水、井口温度保持平稳, 泵效由实施前的71.7%提高到85.1%, 吨液耗电由5.0k W·h/t下降到4.4k W·h, 效果较好。
3 效益分析
蒸汽驱智能调控技术的目标是为了提高抽油机井生产系统效率和管理水平, 该系统经试验按照设计液面, 能够实现自动调整冲次, 达到稳定井底流压, 提高泵效, 减少电能消耗的目的。
参考文献
稠油油藏蒸汽驱可行性研究 篇8
l稠油的具体性质
温度的变化对稠油粘度的影响十分的明显, 如果温度呈现出升高, 那么稠油的粘度就会明显的降低。对温度有很强的敏感性, 随着温度升高, 稠油粘度显著降低。随着温度的升高, 粒子的布朗运动显著, 那么沥青质、胶质就会逐渐的溶解, 那么稠油内部的结构就会变得更加的松散, 它的内聚力就会降低, 因此粘度就会变小。
2 稠油蒸汽驱的原理
2.1 原油加热降粘作用
随着往油层内注入的蒸汽的不断的增加, 那么油层的温度也会随着不断的增加, 那么稠油的粘度就会不断的下降, 这样就能很大程度上改变流度比, 这就是稠油的增产机理。
2.2 蒸汽的蒸馏作用
随着蒸汽的不断注入, 那么就会在有层中形成相应的蒸汽带, 它的实际温度是跟井底蒸汽的温度是一样的, 这就使热结带后面的存在的油能够在高温下部分产生了气化, 并被推到前面。在遇到温度相对较低的油层的时候, 混合物就会重新凝结成为液体, 这样就形成了轻油带。
2.3 重力分离作用
原油和水的密度要远远的大于蒸汽的密度, 所以在进行蒸汽驱的时候, 就会产生汽水分离的效果, 蒸汽就会覆盖于油层的上面, 不断的扩展, 而蒸汽凝结的水则会在油层下面向前推进。
2.4 在实际应用中, 由于蒸汽在于冷壁面接触就会发生凝结换热的现象, 那么蒸汽就会变成液体
所以, 在注入蒸汽的实际操作过程中, 在锅炉到油层的过程中, 热量的损耗是十分大的。并且在蒸汽注入时还会形成窜流, 使蒸汽驱的效果打折。所以, 怎样更好的减少不必要的热量损失, 尽量减少窜流, 进一步提高稠油开发的效果, 是提高蒸汽驱开发效果的重要部分。
3 稠油高温气体辅助蒸汽驱开采的增产机理
如果有微量的不凝性气体在蒸汽中存在, 那么就会对凝结换热有巨大的影响蒸汽中如果存在微量的不凝性气体, 将会对凝结换热产生极大的影响。所以, 可以尝试利用氮气来辅助蒸汽驱开采稠油, 这样就可以进一步的降低混气化的压力, 能够相应的起到保持蒸汽的问题、降低蒸汽干度的速度、减少热损失的实际作用, 进而有助于纵深地层稠油与蒸汽之间的热交换过程, 进一步的强化对稠油中的轻质组分的蒸馏效果。同时, 在蒸汽中加入二氧化碳, 可以进一步提高开发效果。因此, 除了上述的驱油机理之外, 对于氮气、二氧化碳辅助蒸汽驱提高采收率机理还包括如下五个方面。
(1) 可以充分利用贾敏效应, 进一步的降低残余油饱和度氮气与蒸汽混合注人, 提高波及效率。氮气在储集层中产生贾敏效应, 堵塞狭窄的孔隙喉道, 从而调整注气剖面, 使气体向周围均匀波及, 使原来呈束缚状态的原油成为可动油, 从而降低残余油饱和度。
(2) 增强岩石的渗流能力。因为地层水中如果有二氧化碳融入那么就会形成探索, 就会使岩石中的白云石、方解石等矿物溶解, 这样矿物颗粒之间的空间就会变大, 这样就增强了岩石相应的渗流能力。
(3) 当二氧化碳溶解于稠油中以后, 因为羧化作用, 油分子之间的相应的吸引力就会减小, 那么流体间因为流动所产生的内摩擦力就会进一步的减小, 最终稠油的粘度也会相应的减小。同时, 因为氮气在地层中产生的气泡能够是油水气变成乳液状液体, 使稠油的粘度进一步的降低, 最终能够提高稠油的驱油开采效率。
(4) 在二氧化碳注入稠油以后, 稠油的体积就会变大, 能够膨胀10%-40%, 进一步增加了原油的内动性, 减少了毛管和流动的阻力, 进一步提高了稠油的流动能力。
(5) 热蒸汽与氮气混注充分利用了氮气驱油时弹性能量大的特性, 可弥补由蒸汽冷凝所减小的压力, 从而保持地层压力。
4 室内模拟实验
4.1 实验方法
参照我国的行业标准《S Y厂I6384—1999稠油油藏高温相对渗透率测定》和《SY厂I1 63 15—1997稠油油藏驱油效率的测定》进行实验。实验的基本原理是在注入蒸汽时, 同时注入二氧化碳、氮气或二者组成的混合气体。
4.2 实验结果分析
(1) 在注入蒸汽的同时, 在加注了其他的相关气体之后, 呈现出相渗曲线向右移动, 等渗点随之向右移动, 油水两相共渗区不断增大, 残余油饱和度减小, 油相相对渗透率显著增加的特点
(2) 相对于蒸汽驱来看, 在采用高温气体辅助蒸汽驱之后, 无水采收期均有所延长, 无水采收率也有所提高。而氮气和二氧化碳辅助蒸汽驱提高幅度最大, 达到了3l4%, 二氧化碳辅助蒸汽驱提高了33.43%, 氮气辅助蒸汽驱的无水采收率提高了95.58%。
(3) 相对蒸汽驱而言, 采用高温气体辅助蒸汽驱时的驱油效率有了明显的增加。各种驱替方式的驱替效果从弱到强依次为:蒸汽驱、二氧化碳辅助蒸汽驱、氮气辅助蒸汽驱、氮气和二氧化碳辅助蒸汽驱。
从实际情况来看, 应用蒸汽驱开采稠油油藏要注意几点, 一是要充分利用干度高、温度高的蒸汽开采稠油油藏;二是因为在蒸汽注入的过程中容易产生热能的损耗和窜流, 所有影响蒸汽驱开采效果的主要因素之一就是向及平面上的汽驱波及系数不高;三是利用二氧化碳和氮气辅助蒸汽稠油开采, 能够减少蒸汽热损耗较大、波及系数不高的问题, 能够有效的维持或恢复地层压力使稠油体积膨胀, 降低稠油粘度, 提高岩石的渗流能力;四是各种驱替方式的驱替效果从弱到强依次为:蒸汽驱、二氧化碳辅助蒸汽驱、氮气辅助蒸汽驱、氮气和二氧化碳辅助蒸汽驱。
蒸汽驱受效井的射孔监督 篇9
关键词：蒸汽驱井,射孔,作业,监督
蒸汽驱采油是通过注汽井连续的向井内注入高温高压蒸汽,周围采油井采油提高稠油采收率的有效方法,而为提高蒸汽驱的效果,难免要进行注汽井、采油井的层段调整,其射孔涉及到由于井温高易使射孔弹提前爆炸和射孔过程有可能出现蒸汽闪蒸,这就给射孔带来了很大的风险,也给射孔监督提出了挑战。
锦45蒸汽试验区为锦91断块于I油层组,顶面总体构造形态为一单斜构造,位于该断块的中西部,油藏类型为中-薄互层状边水油藏,油水界面-1 020～-1 040m含油面积0.34km2,地质储量225×104t。有效厚度28.0m,净总厚度比0.43。按蒸汽驱筛选标准,锦45块于I组属于Ⅱ类A开发单元。试验区于2008年5月开始转入蒸汽驱开采方式,目前井口温度大幅度上升,地下温度场已初步形成,试验区完成了热连通向蒸汽驱替过渡,2010年5月为更大程度发挥蒸汽驱的效果提供保证,经详细论证,决定补射方案实施过程避射的5小层(共4口井,先射45-23-270),因为已到了蒸汽驱的受效阶段,给射孔及监督带来了一定的问题。
1 蒸汽驱井的射孔现场存在问题及处理建议
针对锦45-23-270等4口井实施补层射孔的问题,由射孔监督组织射孔(测井公司)、采油、作业召开了蒸汽驱生产井补层射孔作业协调会,研究探讨了蒸汽驱生产井补层射孔中可能出现的如射孔弹在下井过程中由于温度过高提前爆炸或起爆失败、作业过程中蒸汽闪蒸造成井喷以及硫化氢中毒等问题,并进行了安全评价和风险识别,提出了切实可行的预防应对措施。认为目前的超高温射孔技术各项指标能够满足蒸汽驱生产井补层射孔的要求,在目前的注入压力和地层压力条件下,只要按要求采取灌水压井就不会发生因蒸汽闪蒸发生汽窜而导致的井喷,同时也可以有效去除作业环境中的硫化氢,作业队伍按井控要求实施作业能够有效规避施工中的各种风险,保证油井作业过程中的施工安全。
1.1 交底
射孔监督对试验区及作业井的地质构造位置、构造类型、油气藏类型及其特征进行了解并收集临井资料、井口温度、井下温度,尤其是注汽井的相关资料,了解地质设计以及工程设计中与射孔施工有关的内容和要求,并向施工队伍交底。
1.2 射孔方式、射孔弹型的选择
由于井内温度较高,只能选择油管传输射孔方式,加之不了解井内温度,射孔弹只能选择耐高温的射孔弹,而选择耐温多高的射孔弹又要求必须测准井内温度。射孔校深存在由于井内温度高,而造成烧毁电缆的问题,因而选择耐高温的电缆与仪器进行施工,针对易发生射孔管柱下井后不起爆的问题,应设计两种起爆方式保证顺利完成射孔作业。
1.2.1 测准井内温度
由测井公司对施工井进行井温测试,采用光纤直读方式,测试过程中要定时灌水,以便准确测量在实际作业环境下井下温度降低和回升的变化情况;测量中除记录井温变化外,重点要求准确测量井壁、特别是直井段温度。测温时间可以适当延长,以便准确掌握井下温度变化规律,为下步工作提供翔实的第一手资料。经测试施工井锦45-23-270在937m温度最高达147℃。
1.2.2 射孔弹、射孔方式、校深
在测准井内温度及充分灌井的情况下射孔,采用油管传输射孔并选用目前条件下耐温220℃的超高温射孔弹,测井公司要设计两种起爆方式保证射孔成功,采用两次校深方式,校深要在低温区完成。
1.3 施工保证
射孔作业要在白天实施,射孔用油管必须为新油管(保证畅通),严把作业质量,测井公司应配备仪器性能良好的仪器(并有备用仪器),以防意外,施工时要不断地向井内灌入压井液即降低井内温度,又防止硫化氢的溢出。
1.4 射孔时作业队伍的选择
针对蒸汽驱受效井的射孔作业,作业过程中容易发生井喷以及硫化氢中毒等事故发生,必须选择具有资质、技术水平高、经验丰富的队伍,且一定要做好防喷、防硫化氢等措施。
测井选择技术好、责任心强的队伍并按要求提前到达现场且必须有1名副科级领导在现场指挥射孔作业。
配合射孔的特车队伍,必须有1名业务熟练的队长在现场组织施工。
1.5 施工队伍的协调及现场管理
由于施工时存在射孔队伍、作业队伍、防喷车辆等3家单位的协调问题,除要求射孔时作业科、采油区、作业队要有专人到现场协调组织作业外,要求现场必须有专人负责总的协调,同时还要做好应急响应工作,要求厂调度值班室要有专人值班,以便随时启动应急工作。
1.6 应急响应
密切关注井口压力变化,并随时做好硫化氢监测工作,如果现场出现井喷、硫化氢大量溢出等事故,应做好预案,并按标准启动应急响应程序。
2 蒸汽驱受效井的射孔监督措施
在蒸汽驱受效井的射孔施工过程中,为防止任何可能出现的问题,造成时间、人力和物力的巨大浪费,作为测井监督,必须严格督促施工队伍按标准规范施工,确保施工质量。
2.1 做好施工前的各项准备工作
2.1.1 到井对施工队伍的监督检查
对测井施工队伍的装备、人员、施工准备情况进行检查,按合同规定对技术及操作人员进行资质检查,对设备仪器的种类、型号和数量进行核实,并检查是否有打捞工具等。
对作业队伍的资质进行审查,看其是否能满足射孔的要求。
对特车队伍的资质审查,看是能达到配合射孔作业的要求。
2.1.2 到井后对相关资料的收集与验收
到达井场后及时检查井场的场地情况,了解压井液的性能、井身结构、井身质量、是否有井下复杂情况,现场车辆摆放是否利于施工、泵罐车是否待命以及罐车是否装满压井液等,逃生通道是否有利于人员撤离等。
2.1.3 到井后组织召开施工协作会
做好作业、射孔、特车等单位交底,并开会,做好对仪器的现场安装、调试的监控检查,测井仪器车在井场按规定标准摆放,严格执行有关安全技术标准。
2.2 做好射孔施工时的监督检查
测井监督要熟悉射孔施工时的所有工艺流程、标准规范,并帮助测井小队分析处理出现的问题。
校深:看标图是否符合要求,是否有深度比例为1:200的综合解测井释成果图、1:200放射性-磁性定位测井图和射孔通知单(射孔设计方案)。
装枪:按排炮单(装炮单)对射孔器进行组装,装枪时要仔细阅读、审核排炮单,严格按排炮单所提供的枪型、弹型、孔密、相位及施工工艺等进行器材准备。其次是对组装完毕的射孔枪进行标识,标明型号、下井序号、米数和实装弹数。
井筒内液面是否达到射孔施工设计要求,压井液类型是否符合设计方案要求。
3 射孔施工
(1)根据所测温度锦A5-23-270井选择耐温为220℃的DP36PYX24-5射孔弹,89枪16孔/m油管传输方式;采用加压起爆与投棒起爆两种方式。
(2)测套标:先进行硫化氢检测,通过监测仪的检测,证明井口没有硫化氢,可以施工,但仍要做好防硫化氢的措施。测套标做好标记(低温区校深),下枪。
(3)下炮枪:按排炮单下枪,严格控制下油管的速度为300m/h以下(30根油管),必须在每下5根油管向井内灌清水压井液,降低井内温度;并进行硫化氢的检测,经检测,没有硫化氢;如有硫化氢,灌压井液的频率要加大,到检测不到为止。
(4)测油标:下完射孔管柱后,测油标,调整管柱,加油管0.72m。
(5)校深后投棒起爆,射孔成功。
(6)捞棒,进行起枪身作业,并仍然做好灌清水与硫化氢监测。
(7)检查射孔的发射率,对起出的射孔枪按射孔设计要求进行检查,经检查全部发射,发射率100%,射孔成功,进行下部作业。
4 施工总结
蒸汽驱受效井的射孔施工,由于存在高温、高压(蒸汽突破)、硫化氢等因素,给施工带来了很大的难度,而在充分了解与分析的基础上,认真的分析可能出现的各种因素,施工是安全可行的,在锦45-23-270成功的基础上,又陆续对另外的3口井进行了补层射孔作业,通过4口井的射孔施工,使蒸汽驱井组损失的38万t地质储量得到了动用,井组日增原油18.2t,年增油3 476t,为蒸汽驱的全面受效提供了保证。