174注9采地质方案730Word文档格式.docx
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图1-3KBM油田平面构造图
图1-4KBM油田东西向构造切面
图1-5KBM油田南北向构造剖面
图1-6KBM油田地层柱状图
第一阶段(1980年~1983年):
开发试验阶段,1980年实施火烧油层先导试验,1982年在该区东部开辟了蒸汽热采试验区;
第二阶段(1984年~1991年):
大规模开发阶段,分三套开发层系A+B+V(objectI)、G+D(object1II)、J1+J2(objectIII)。
到1990年,注采井网均已完善,平均日产油达到4177吨。
第三阶段(1992年~2000年):
从1992年开始,油田总产量呈递减趋势,到1999年初,平均日产油1100吨,含水率则高达85%。
第四阶段(2001年至今):
东区和西区正式进入大规模开发阶段,同时老区做了躺井重开和采油方式优化等工作。
油田产量开始回升。
图1-7KBM油田开发历程
3、中区目前生产状况
Ø
中区目前总体上采取行列切割分层注水方式开发:
2排注入井夹3排采油井,西部沿南北向切割,东部沿东西向切割;
井距有100m,150m,200m三种情况;
2套开发层系A+B+V(ObjectI)、G+D(ObjectII)。
ObjectI层系:
地质储量2.82亿桶,投入开发1.9亿桶,累积采出2400万桶,开发储量采出程度12.7%,地质储量采出程度8.6%,综合含水95.7%。
目前有生产井474口,注入井101口,生产运行曲线见图1-8,图1-9。
图1-8ObjectI开发层系原油生产运行曲线
图1-9ObjectI开发层系注入运行曲线
ObjectII层系:
地质储量4.88亿桶,投入开发4.69亿桶,累积采出1.13亿桶,开发储量采出程度24.1%,地质储量采出程度23.2%,综合含水95.6%。
目前有生产井708口,注入井139口,生产运行曲线见图1-10,图1-11。
图1-10ObjectII开发层系原油生产运行曲线
图1-11ObjectII开发层系注入运行曲线
中区整体开发状况:
总地质储量7.7亿桶,投入开发6.59亿桶,累积采出1.37亿桶,地质储量采出程度17.8%,目前中区总体日产油量1100桶,综合含水95.6%(图1-12),压力保持较低水平。
图1-12中区生产运行曲线
目前开发过程中主要矛盾:
(1)油田投入开发后,大部分油井投产初期就见水,无水采油期短,并且随着含水率的上升产油量直线下降,目前全油田地层压力保持较低水平,导致油层供液能力不足,加速边水的推进,致使油田采油速度低,采出程度低;
(2)中区属普通稠油油藏,原油流动性能差,注水开发效果差;
(3)油田所在地清水水源紧缺,价格昂贵,而油田产出的污水无处外排,已成为束缚油田生产发展的瓶颈;
(4)数据表明,KBM油田地层水矿化度目前仍高达3.4×
104mg/L,传统化学驱油剂因受矿化度影响而无法应用。
二、TBF驱油机理及性能特点
1、驱油机理:
TBF驱油体系以碳氢链为骨架,通过亲水、疏水比例的调控;
功能基团比例调控;
链结构调控;
离子、非离子单元比例调控,分子链侧基上接枝了大量功能基团(包括亲水、亲油、EO、巯基、季胺盐等等)的新型结构的单一组分的功能高分子。
根据活性基团在分子内及分子间的非键合作用规律,适用于各种油藏条件。
TBF驱实际上就是高分子胶束驱,在低浓度体系下就可以实现对原油增溶乳化、对油砂洗油、对强水淹段堵水、防膨固砂的目的,真正实现了一元化学驱。
2、TBF性能特点
根据室内试验研究及大庆油田、胜利油田先导性矿场试验效果,总结TBF驱油性能特点为“四、三、二、一”:
四:
它具有抗高温、抗高盐和抗生物降解、抗氧化降解的“四抗”功能。
抗盐可达20×
104mg/L,可用于任何油田采出污水配制驱替溶液;
三:
具有高效降粘、高效乳化、高效调剖的“三高”功能,驱替过程中,可以有序自动进行,实现高效驱油;
二:
具有注入井易注入、采出乳液易破乳的“两易”功能,便于现场使用、操作成本低;
一:
具有多功能单一组分,为一元化学驱,实质是高分子胶束驱,可用于三次采油或聚驱后的四次采油。
除上述性能特点之外,针对KBM油田地层粘土矿物含量高、成岩作用弱的特点特别设计的TBF产品有利于防膨固砂,能对储层起到保护作用,延长采油设备使用寿命。
三、TBF先导性试验区选择
1、TBF在KBM油田应用可行性分析
目前KBM油田开发的核心矛盾是:
稠油粘度大、流度比高使得水体突进问题严重;
地层水矿化度高、钙镁离子含量高;
采出液导致环境污染。
根据KBM油田地质、油藏特点及TBF性能特点,有如下认识:
(1)TBF适用于不同温度的砂岩油藏,而KBM油田油层深度为300m-500m,地下温度小于50℃,岩性也与之符合;
(2)针对采出程度较低、综合含水较高的老油田,TBF降水增油效果明显,KBM油田目前的状况适宜发挥TBF化学驱油技术的这一优势;
(3)TBF抗盐可达20×
104mg/L,而KBM油田产出污水矿化度只有3.4×
104mg/L左右,与TBF的配伍性很好,可直接用KBM油田地层水配制浓度为1500mg/L的TBF溶液;
(4)用KBM油田脱气脱水的油样(790mPa.s)做TBF降粘实验,其降粘率可达95%以上,而KBM油田原油的地下粘度为400mPa.s,降粘效果将会更好;
(5)针对KBM油田储层胶结差、粘土矿物含量高而可能导致的储层伤害,通过嫁接优选的功能基团利于储层防膨固沙、防颗粒流动。
基于上述认识,TBF能够改善KBM油田的开发效果,提高油田开发的经济效益。
2、TBF先导性试验规划
试验目的:
(1)实现高矿化度油藏高效调剖驱油,控制突进,扩大波及体积,提高驱油效率;
(2)实现高矿化度油藏稠油降粘,实现稠油常温开采;
(3)实现污水配制,节约清水水源,变废为宝,有利环保;
(4)有利防膨固砂和储层保护,提高采油设备使用寿命;
(5)使含水超过98%的死井复活,恢复开采价值,对KBM油田同类型油藏开发有指导意义。
预期目标:
使用撬装设备加注TBF化学剂及必要的流程配套设施,在达到投产要求后,开展稠油常温开采试验。
试验井组预计达到目标:
(1)实现稠油常温开采;
(2)应用油田地层采出的污水配置驱替液;
(3)油井含水降低,产量增加。
3、试验井组筛选原则
(1)选择地质情况清楚、构造简单、无裂缝及无断层破坏、小层单砂体连通状况好的object2层系;
(2)试验区生产历史过程明晰,尽量避开热采、注气驱、其它化学驱试验区;
(3)储层变异系数小于0.8,砂体厚度大于10m,平均渗透率800mD左右,井组连通系数>
80%,粘土矿物、火山灰含量低,剩余储量丰度高的地区;
(4)试验井网直接利用原来老井网,在排间距150m的情况下,利用3~6个月的时间得出试验趋势性结论,为全面制定KBM油田开发调整方案提供决策依据;
(5)排除有边底水问题的地区、地下有异常情况而不能搞清楚原因的井区、object1和object2层系之间存在窜槽的地区;
(6)中心井距离水井排要远以避开强水洗带,其他井要具备稳定可靠的地面生产条件;
(7)适当考虑地面施工工作量与工程条件。
4、试验井组筛选结果
基于KBM油田开发状况、先导性试验目的、井组选择原则考虑,筛选出KBM油田中区东部object2开发层系W4366、W4367、W1642、W1643四口井作为TBF先导性试验注入井,由2口老注水井和2口采油井转注组成TBF注入井,在排间距150m情况下形成4注9采面积井网(图3-1),井距150~170m,面积0.181Km2,平均有效厚度16.1m。
试验区一线采出受效井:
1口中心井(W1546),4口边井(W1452、W1545、W1547、W1804),4口角井(W1451、W1453、W1803、W1805),二线采出受效井2口(W1641、W1644)。
截止2009年6月,试验区在注的2口注水井合计日注水296.7m3,采出井单井平均日产液121t,日产油1.1t,含水99.1%,开发经济效益较差。
试验区生产数据表见3-1。
图3-1TBF驱油试验井井位图
表3-1试验区生产状况数据表
5、先导性试验实施进度安排:
表3-2试验进度计划表
项目实施安排
甲方职责(KBM公司)
乙方职责(美亚能源)
双方共同职责
7月25日前
提交实验室实验报告;
组织技术代表团赴KBM油田现场考察;
设计并提交全套先导性试验方案。
7月31日
双方正式签署先导性试验合同。
8月1日
针对未来开展TBF先导性试验区块的9口一线井和2口二线采出井产液量、产油量、含水率的检测和记录工作。
8月10日
确定最终试验用TBF化学产品配方并组织生产。
8月20日
准备满足TBF先导性试验要求的成套撬装设备及相关文件;
准备其他先导性试验所需材料。
9月20日
办理成套撬装设备在哈国的使用许可。
现场工作人员就位,着手准备相关工作。
9月30日
完成先导性试验所需要的地面流程建设工作;
负责乙方运输至阿克套的先导性试验所需材料设备的清关工作,并将所有材料、设备运输至油田现场;
设备安装、管线连接。
成套撬装设备、TBF化学剂及其他试验用材料运输至阿克套。
10月10日前
双方共同完成先导性试验阶段的操作流程的最后审核、确认工作,TBF先导性试验启动。
2010年1月-2010年4月
双方根据试验期的试验效果(试验阶段的产量变化情况),预测未来长期使用该技术可能带来的影响,并对阶段增油效果进行简单经济评价,只要达到双方确认的试验效果目标,经双方协商一致,可组织对先导性试验进行验收,双方签署先导性试验验收报告。
四、TBF驱油方案设计
1、TBF储层保护
由于油田储层成岩作用弱,胶结差,粘土矿物和火山灰含量高,可能存在压敏、速敏和水敏等现象。
为了控制开发过程中由粘土矿物、火山灰及成岩作用差的砂体运移所造成的渗透率降低,对TBF碳氢链嫁接了具有防膨固砂作用的功能基团,以起到储层保护作用。
2、TBF深调控水
KBM油田历经29年开发,高含水期会形成一些大孔道,而地层本身在形成过程中也会存在高渗透条带。
这种高渗透层的存在会使得TBF溶液快速突破到采油井,威胁试验及开发效果。
油田特高含水期储层中的强水淹段砂岩表面带负电荷呈现亲水性,针对KBM油田美亚能源特别设计了适用于高矿化度油藏的TBF-TI型调剖剂进行深度调剖。
该调剖剂是一种新型的、在一元功能型高分子表面活性剂中引入了超支化阳离子表面活性基团的选择性封堵剂。
当TBF-TI型调剖剂进入水层时,阳离子表面活性基团吸附在被水冲刷出来的砂岩表面,使水层由亲水转变为亲油,增加了水的流动阻力,起到堵水调剖作用(图4-1)。
图4-1TBF-T1型调剖剂堵水作用原理图
(1)调剖深度的确定
根据高含水期油田开展聚合物驱前调剖深度的通常做法,250m井距五点法井网调剖深度控制在20~90m之间,即可有效的防止注聚合物期间的突进矛盾。
试验井组井距只有160m左右,调剖目的是防止稠油冷采时水突进,兼顾调剖过深会导致油被驱替到井组外影响试验效果、采油井注TBF出现增产见效的时间会随调剖深度增加而延长,综合考虑上述各因素认为调剖深度为20m比较适宜。
MPa
(2)调剖剂用量的确定
室内岩心试验TBF-TI型调剖剂与TBF-CI型驱油剂具有乳化油功能相似性,组合段塞用量试验结果对最终采收率影响不大(表4-1)。
表4-1调剖剂段塞优选试验
KBM油田属三角洲前缘-前三角洲相沉积,砂体非均质性相对河流相小;
稠油油田注水开发指进现象较常规油田严重,稠油油田注水开发形成的水洗大孔道所占储层面积、体积少于常规油田。
基于上述几点认识,在调剖半径小于20m时,注入量应适当减少即可达到调剖目的,而调剖剂用量的不足在后期注TBF-CI型溶液时可以弥补。
因此最终确定整个注入井组采取全调剖方式,TBF-TI型调剖剂用量为应用20m调剖半径时孔隙体积的一半(表4-2)。
TBF注入井需要注入浓度为1500mg/L的TBF-TI型调剖剂溶液13840m3,干粉20.76t(表4-2)。
表4-2注入井组调剖剂用量表
3、TBF降粘驱替
由于TBF溶液乳化降粘驱油机理目前还没有商业数值模拟软件可以模拟,注入参数的优化以现场试验认识及室内岩心实验结果为基础进行优化设计。
(1)采出程度对TBF体系提高采收率的影响
为了认识在不同开发阶段开展的TBF溶液体系驱油效果,对单管岩心采出程度驱替到40%、50%、60%状态下,改注一定体积的TBF溶液体系,对比不同采出程度下开展TBF溶液驱提高采收率的幅度(图4-2)。
试验结果显示TBF溶液体系驱油提高采收率在10%以上,而且初始状态采收率越低,TBF溶液体系驱油提高采收率的幅度就越大(表4-3),即开展TBF溶液体系驱越早,获得的采收率提高幅度也就越大。
图4-2不同采出程度下注TBF溶液体系提高采收率幅度对比试验
表4-3不同剩余油饱和度情况下活性体系提高采收率情况
(2)注入量优选
在水驱岩心到含水为98%的情况下,开展TBF溶液体系驱油试验,TBF溶液用量为0.1~0.5PV。
TBF溶液驱油结束后,后续水驱到含水为98%为止。
试验结果表明TBF溶液体系用量在0.3PV之后,采收率增幅趋缓,0.3PV用量作为试验井组TBF溶液体系驱油用量。
表4-4岩心注入PV数与提高采收率关系
(3)注入浓度优选
在岩心试验过程中使用相同量的母液、不同浓度的TBF溶液驱油,观测驱油效果,可以得出:
随着浓度的升高,采收率相应增高,而浓度的增加对TBF溶液体系的粘度影响不大;
在浓度超过0.15%时采收率增幅变缓。
根据上述试验结果,采取1500mg/L的TBF浓度注入。
表4-5注入浓度优选
(4)关于注入压力、注入速度的一些经验认识
根据以往化学驱经验、试验数据以及数模结论认识,注入速度、注入压力对采收率影响较小,该参数一般根据注入井的破裂压力、采油井的产量计划情况来确定。
试验井组破裂压力为6.1MPa,根据井网规则及实际生产情况,确定单井平均日注溶液量为140m3,注入压力限制在6.1MPa以内,注入速度为0.25PV/a。
4、试验井组驱油方案
(1)注入井方案
试验区井组调驱注入方案为:
调剖段塞:
4口井共注入浓度为1500mg/L的TBF-TI型调剖液13840m3,共注入TBF-TI型调剖剂干粉20.76吨(表4-6),平均单井日配注量140m3。
驱油段塞:
注入溶液浓度为1500mg/L的TBF-CI型溶液0.3PV,4口井平均单井日配注量140m3,累积注入0.3PV溶液量后转入后续水驱,到中心井含水98%时结束。
上述调剖、驱油药剂全部使用KBM油田的采出污水配置,注入速度0.25PV/a,4口井平均单井日配注量140m3,在半年(180天)内设计注入TBF调剖剂、TBF驱油剂共100800m3,TBF干粉总用量151.2吨(表4-6)。
表4-6半年内TBF注入量明细
试验过程中可根据油水井动态变化情况适当调整TBF试验设计方案;
考虑在整个先导性试验期内TBF化学剂运输、施工过程中正常损耗(+2.5%),及可能的注入量调整(+8%),美亚能源负责提供整个先导性试验用TBF化学剂总量167吨,于6个月内分批运至哈萨克斯坦阿克套。
(2)采出井方案
按照面积井网关系并利用地层系数匹分法,中心井日配产液水平为150吨,试验区其他一线、二线受效井配产见表4-7。
表4-7试验区采出井配产数据表
五、TBF地面注入工艺流程
1、注入TBF工艺流程简介
TBF为粉剂,采用油田污水配制。
通过分散装置,将TBF干粉用污水配制成8000mg/L母液,在熟化装置进行完全溶解熟化后,经提升进入注聚泵加压,计量后与高压污水稀释、混配成1500mg/L浓度的注入液,通过单井注入管线送往井口。
TBF先导性试验的主要工艺流程示意如下(图5-1)。
图5-1注入流程示意图
2、注入TBF工艺流程设计
根据注入流程示意图,注入流程主要包括两部分:
配制流程和注入流程。
根据KBM先导试验的工作安排,先导试验区注TBF井4口,按照单井注入量140m3/d,单井注入浓度1500mg/L,KBM油田地层压力为4.3-5MPa设计,试验区日注入溶液560m3/d,日消耗TBF干粉0.84吨,考虑到安全余量,取日注入量600m3/d,干粉0.9吨进行设计。
设计规模
日配注TBF溶液量为600m3/d,需要8000mg/L母液量112.5m3/d,配制母液污水用量112.5m3/d,混配母液污水用量487.5m3/d。
设计压力
注入部分设计压力上限:
8MPa;
母液配制部分设计压力上限:
0.6MPa;
其他部分设计压力上限:
1.0MPa。
主要设备选型原则:
参照有关规范,选用低剪切高效设备、阀件、仪表,使母液系统保粘率>
90%。
工艺部分
(1)污水来水部分
需要从现场的高压污水干线引一支线,经减压后接入分散装置的水粉混合器。
(2)分散装置
采用国内技术成熟的风送式聚合物分散溶解装置来分散TBF干粉。
选用配制能力为15m3/h分散装置,配制母液浓度为8000mg/L。
整套装置采用集中式控制系统,自动化程度较高,装置的主要电器元件、控制仪表及机泵均引进国外成熟产品,充分保证该套装置在技术上的先进性与可靠性。
(3)熟化罐
根据与KBM油田共同制定的方案,利用现场的两台50m3卧式分离器改造后作为熟化罐试用。
用2台15m3/h螺杆泵各自连通1座分离器,将初分散的TBF溶液进行循环,充分溶解和熟化。
(4)母液提升泵
选用1台10m3/h、0.6MPa螺杆泵用于母液的提升。
喂入泵设变频器控制。
(5)注聚泵
由于注入剂粘稠,注入泵上液困难,采用喂入泵将母液提升到注入泵进口,选用注入量5m3/h、注入压力8MPa的注入泵2台,1台工作,1台备用,用一拖二变频器控制,控制注入泵的启停和工频、变频工作。
由于注入剂配制过程中有气泡产生,每台注入泵的进口均需设稳压器及排气阀,以保证注入泵的正常工作。
(6)母液混配
采用自动混配调节器自动控制母液和污水的配比,使TBF溶液实际浓度控制在设计的1500mg/L误差范围之内。
建立包含4口井流程的汇管分水器,以便把配好的TBF溶液分配到单井,预留DN80管线与注入设备出口对接;
整体设计配制和注入站为撬装式结构,采用三撬装块方案,分别是:
分散熟化撬装块,注入撬装块,值班室撬装块。
所有阀门采用低剪切的球阀或者蝶阀。
配制注入站内流程简图见图5-2,各撬块布局见图5-3,主要设备见表5-1。
表5-1主要配制注入设施一览表
序号
名称及规格
单位
数量
1
分散装置PDU15-8000/0.4(Q=15m3/hP=0.6MPaN=10kW)
套
2
熟化罐(卧式分离器)50m3
座
3
喂入泵(Q=10m3/hP=0.6MPaN=10kW)
台
4
注入泵3ZP-5.0/8型(Q=5.0m3/hP=8MPaN=22kW)
5
熟化罐循环泵(Q=15m3/hP=0.6MPaN=10kW)
图5-2配制和注入站内流程示意图
图5-3各撬块布局示意图
动力分析
用电负荷详细情况见表5-2。
表5-2用电负荷一览表
负荷名称
电压等级(V)
单套功率
(kW)
运行
套数
分散装置
380
10
熟化罐循环泵
喂入泵
注入泵
22
自控系统
(1)主要控制内容如下:
熟化罐液位检测,高液位、低液位报警。
注入泵高压7.0MPa声光报警,8MPa停注入泵。
以上控制内容安装在配置车间,并远传到值班室内的PLC计算机系统。
(2)仪表选型
①液位监测选用单法兰液位变送器。
②压力检测选用智能压力变送器和压力开关。
3、地面工程双方合作施工有关事项
根据设计方案,全套设备整体布局占地面积约300平方米(12米×
25米),全部电力负荷约100kw。
美亚能源负责提供全套撬装设备并运输至哈萨克斯坦阿克套。
需要KBM油田现场做好以下配套工作:
●选定撬装式设备的安放位置,尺寸为12米×
25米;
并将选定的位置示意图反馈给美亚能源;
●在预定位置引入高压污水管线,并降压至1MPa备用,建议用DN40玻璃钢管线;
●在预定位置引入高压污水水源,以备连接注水管线,建议用DN50玻璃钢管线;
将4口水井注水管线引入到预定位置;
●在预定位置引入150KVA变压器,以备注入设备动力连接;
●预制或准备
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- 174 地质 方案 730