多元复合热载体增油技术.docx
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多元复合热载体增油技术
多元复合热载体增油技术
一、前言
目前大部分油田都已进入二次采油的中后期,注水(注蒸汽)开发效果越来越差,开发矛盾正日益突出,综合递减增大。
开发实践表明:
应用经济、有效的开采技术转换目前的开发方式已迫在眉睫。
因而各种转换开发方式的研究和试验在各油田已陆续展开。
多元热流体(以下简称高温混合气)采油技术正适应了目前开发形势的需要。
利用气体开发提高油田采收率技术,目前在全世界越来越受到石油开发工作者的重视,应用范围越来越广泛。
科学技术的进步为大范围使用气体采油提供了可能性。
气体的分离、提纯、压缩、装载、运输、增压等设备与装置日渐成熟,为在油田的大范围推广和使用提供了硬件条件:
室内物模实验及数字模拟技术的研究成果,为现场的使用提供了理论依据。
高温混合气开采技术正是众多气体采油技术项目中的最具前途的一个新开发的项目。
二、高温混合气采油技术说明
(一)高温混合气开采机理
注入高温混合气开采原油主要有三个方面的作用机理:
1.可较快提高地层压力
(1)高温混合气注入速度可达到14400~24000m3/d,比常规注水恢复地层压力速度快;
(2)由于气相渗透率远大于液相,因而压力波及范围更大、更快,驱替效果和排液效果更好;
(3)高温混合气在地层内的重力分异作用,形成局部气顶和气体的超覆,具有重力驱油作用,并能够在一定范围内压制底水或边水。
2.防析蜡和降粘
(1)原油物性对温度变化非常敏感,温度越高物性越好,高温混合气中的水蒸气热焓高,既可保证注入介质的温度又可防止油层析蜡,对稠油又有降粘作用;
(2)高温混合气中的二氧化碳具有一定的溶解性,可使稠油粘度降低20~30%。
3.改善微观驱替效果
(1)高温混合气中添加表面活性剂,可减小驱替介质与原油界面的表面张力,降低驱替压力,同时改变岩石表面的润湿性,从而提高驱替效率;
(2)高温混合气添加发泡剂形成的泡沫,可封堵非均质油层中的大空隙及通道,具有调驱作用,提高储量的动用程度;
(3)高温混合气中的二氧化碳溶于水中具有酸化作用。
提高油层渗透率;
(4)高温混合气中添加防膨胀剂可防止粘土矿物的膨胀;
(5)高温混合气可防止对油层的冷伤害;
(6)高温混合气非常适合水敏以及注水较困难的区块。
(二)高温混合气不同的使用方式
1.稀油油藏(含高凝油油藏)
(1)对于具有气顶(或无气顶)带边、底水的层状或块状砂岩、裂缝性油藏,可采用注入高温混合气的方法,即可提高地层压力又可压制边底水,提高油井产量、控制含水上升速度或降低含水;
(2)对于注水开发油藏(尤其是中质油油藏),确定合理的段塞比及注入参数,实施水与高温混合气段塞驱,降低原油粘度,扩大扫油面积,提高注入介质的波及体积;
(3)对于析蜡严重的油藏,可用高温混合气进行解堵和驱替;
(4)对于水琐严重地区,高温混合气添加防膨剂等药剂可有效解除水锁,并将井底周围存水大量排出;
(5)高温混合气特别适合水敏油藏、高凝油藏和不适宜注水开发的油藏补充能量驱替采油。
2.中质稠油油藏
(1)对于高轮次吞吐开发的中后期油藏,油汽比已到经济极限值,采用高温混合气驱或与水蒸气混注或进行段塞驱,是改变蒸汽吞吐开发方式的经济有效方法之一;
(2)常规开发的稠油有藏,利用高温混合气辅助蒸汽吞吐即经济又有效;
(3)蒸汽吞吐过程中所产生的大量井下存水,利用高温混合气进行吞吐排液,既可继续向油层提供热量同时大量的气体又可将地下存水排出,提高稠油油藏的回采水率;
(4)高温混合气适宜原油粘度小于5000mPs的普通稠油油藏的吞吐开发。
三、高温混合气产生原理及设备简介
混合气发生器成套装置是利用液体火箭发动机高压高温燃烧技术研制的一种油田用石油热采注气装备,它是由混合发生器本体、高压空气供应系统、水供应系统、燃料供应系统和测控中心五部分组成,它所用的工作介质是燃料、空气和水。
混合气发生器具有低成本、热效率高、灵活机动等特点
1.气-汽发生器工作原理
其工作原理是:
利用燃烧学、流体力学、传热学、工程热力学的原理与工程技术研制的供石油热采使用的“高温混合气体注气装置”,其原理是:
用空气中的氧作为氧化剂,用柴油(原油、天然气)作燃烧剂,在高温下进行燃烧,产生高温燃气(2000℃),再通入水与之掺混进行热交换,使水吸热汽化,使燃气放热降温,所产生的蒸汽燃气混合气成分为水蒸汽(干度大于95%)50%,氮气(N2)40%,二氧化碳(CO2)10%。
2.设备系统
产生高温混合气的设备系统主要由以下5部分组成:
①混合气发生器(气-汽发生器)②高压空压机
③燃料(柴油)供应系统④水供应系统⑤测控系统
①气-汽发生器②高压空压机
③水供应系统④柴油供应系统
⑤测控系统
3.基本参数
该装置的高温混合气体产生量,按不同需要可在600~1000m3/h间选择。
由电脑监控进行自动化机械操作。
可车装或吊装在车上,随时转场使用,并直接安放在井口旁向井下直接注气。
该装置的基本参数如下:
蒸汽燃气混合气体产生量:
G=600~1000m3/h
燃料(以柴油为例)消耗量:
Gr=60~85kg/h
电力消耗:
235Kw
高温混合气体干度:
≥95%
高温混合气体压力(随井压自动调节):
P=1~25MPa
高温混合气体温度(按采油工艺需要设定):
T=150~350℃
4.气-汽发生器装置的特点:
4.1能源利用率高
该装置产生的高温高压气(汽)体全部注入到地层,都得以有效的利用。
与同类热注设备比较能源利用率非常高。
4.2不污染环境
由于发生的混合气体全部注入地层,不向大气排放,因而不对环境产生污染,是一套极佳的环保设备
4.3含有效成分
由于产物是烟道气和蒸汽,其中含CO2的气体,与原油混相,可以有效的改变流体性质。
特别对稠油、高凝油可以起到降粘和降凝的效果。
因而提高油田的开采效果。
4.4体积小、重量轻
该装置采用集装式组合,结构紧凑,重量轻、体积小、安装方便,是理想的热注设备。
4.5投资小、运行成本低
4.6技术参数
其主要技术参数如下:
设计压力25Mpa
排量600~1000m3/h
混合气温度150~350℃
发生器外型
长1.7~2.5m
最大直径200mm
重量200kg
空压机电机功率185kw
四、现场试验及效果
(一)气-汽段塞技术(WAG技术)提高采收率油田试验
1998年气-汽发生器试验装置研制成功后,当年在曙光油田杜66块的曙1-43-530井组进行了气-汽段塞驱开采工艺试验。
试验取得成功后,于2000年在美国SPE发表题为“气-汽段塞驱提高中质稠油采收率”的论文。
同年美国JPT杂志予以转载。
气-汽段塞实际上就是WAG技术。
有关试验情况简介如下:
(1)曙1-43-530井组概况
该井组位于曙光油田杜66块东部,杜家台油层,下层系,平均油层厚度17.4m,平均孔隙度24%,平均渗透率675×10-3um2,地下原油粘度107.8mPa.s,地面脱气原油粘度107.8mPa.s,原始地层温度470C,原始地层压力11MPa,目前地层压力1.01MPa,采取蒸汽吞吐方式开采,平均吞吐周期5.3,区块平均油汽比0.44,平均单井日产油1.8t,综合含水64%,采油速度1.28%,采出程度25.8%,平均油井动液面981m,油层埋深1020~1160m.
(2)试验情况
l第一段塞
1998年12月7日开始,中心井43-530井注入气-汽混合物,1999年2月10日结束。
实际试验参数:
累计注入时间:
1106hr(65d)
注入压力:
7~8MPa
注入温度:
200~2500C
累计注入量:
72×104M3
井底压力:
4.11MPa
井底温度:
88.80C
吸气-汽厚度:
15.4m占总厚度的确33.6%
1999年4月18日开始注热水,注入参数如下:
注水压力:
0~2MPa
注水温度:
80~900C
日注水量:
100M3
l第二段塞
1999年12月3日开始注入第二个段塞,至2000年1月20日。
累计注入时间:
936hr(48d)
注入压力:
6~10MPa
注入温度:
200~2500C
注水压力:
3~5MPa
注水温度:
80~900C
日注水量:
100M3
l资料录取
吸气剖面测试:
1998年报12月16日测四参数,测试曲线见下图:
测试结果表明:
井深900m处温度曲线出现明显拐点,认为是气水混相带。
油层底部吸气好,层号:
49、50、51、48、44。
吸气厚度15.4m,占油层总厚度的33.6%。
地层压力测试:
试验前测得地层压力为1.01MPa。
注气后,距中心注入井100m的43-0530井,测压结果为2.47MPa。
油井液面测试:
油井液面测试结果见下表:
测试结果表明:
油井液面大幅度升高
生产井气组分分析:
试验进行到后期三口井发现有气窜现象,为此取9井次的气样进行分析,结果见下表:
(3)试验效果
曙1-43-530井组的气-汽段塞驱开采工艺试验进行了二轮注气-汽的水的段塞驱过程。
我们考察15个月的生产数据,生产曲线见下图:
由上述曲线可看出:
15个月的试验期,见到产液量大幅度增加,含水下降,产油量增加的好效果。
截止2000年1月31日止,该井组累计增产原油4215.8t。
试验之初,9口生产井有4口停产。
日产液14.2t,井组日产油1.7t,综合含水88%,该井组几乎处于停产状态.试验后(1999年3月13日)4口停产井全部恢复生产,井组最高日产液48.5t,日产油29.2t,含水39.8%。
见到非常好的增产效果。
(二)油田试验结论
1998-2000年期间,在辽河油田共进行气-汽段塞驱试验5井次(4个井组),吞吐试验2个井次。
通过上述试验取得如下认识:
(1)气-汽段塞驱(WAG)试验见到提高地层压力、降低油井含水、提高产液及产油量的好效果。
说明此项技术(WAG)提高油田采收率是可行的。
(2)此次试验尚存在不足。
其一,气段塞过大,其二,段塞数量太少。
因此,表明试验参数控制合理,效果将会更好。
(3)采用吞吐方式效果较好,两口井分别注高温混合气72000m3、75000m3分别增油556吨、479吨,平均单井增油518吨。
主要原因有:
l两口的原油粘度较低为3000--4700mPs,注高温混合气前两口井由于地层能量低,产量较低,平均单井产油0.4吨。
l高温混合气中的CO2与原油混相,可以有效的改变流体性质。
特别对稠油、高凝油可以起到降粘和降凝的效果。
CO2+N2作为助排剂,提高了油井产量,因而提高油田的开采效果。
l高温混合气即可提高地层压力又可压制边底水,提高油井产量、控制含水上升速度或降低含水;
l蒸汽吞吐过程中所产生的大量井下存水,利用高温混合气进行吞吐排液,既可继续向油层提供热量同时大量的气体又可将地下存水排出,提高稠油油藏的回采水率。
可见常规开发的稠油有藏,利用高温混合气辅助蒸汽吞吐即经济又有效。
(三)胜利油田孤岛采油厂现场试验
为了配合中石化进行的《提高稠油油藏采收率技术研究》先导试验,探寻新的稠油增油工艺,解决注水、注聚等措施后的接替增油工艺。
孤岛采油厂选GD2-31N520井组做混合热流体驱油,实施提高稠油油藏开发效果的现场试验。
该井组周围的20口井,依据地层构造条件和距离分为一线采油井9口,二线采油井11口,。
在注入施工过程中,分别对一线采油井、二线采油井的油井产液量、产气量、温度、动液面及油套压、示功图等参数进行监测。
对一线采油井加密观测,二线采油井每天监测,二线以外的采油井定期观测。
根据监测资料进行
GD2-31N520井作为混合热流体驱的注入井,对周围井及时观察变化情况。
GD2-31N520井位于中二中Ng5稠油单元低效水驱转蒸汽驱的调整区的中心部位,与它同层近距井有18口。
根据设计要求注入,用段塞方式,加入0.04%的泡沫剂,从注气第6天注入一定比例的DP-4泡沫剂,注入施工严格按预定方案进行。
根据收集监测资料进行分析、研究、调整优化注气参数。
注57天,空气进入量约61.56万m3,(9927m3/d)注入泡沫剂共4100kg,最后注100m3水作为封堵。
孤岛采油厂工艺所经过对周围井组进行认真细致的观察分析研究认为:
与DG2-31N520井同油层的邻近的一线井共9口,在DG2-31N520注气后出现了增产、稳产的变化。
这说明注气井影响到周围井,特别是31-522和32-526井明显增产。
日统计这两囗井共增油3311.4吨;二线井11口也有不同程度的增油表现。
五、高温混合气选井及现场条件要求
1地质构造上贴近顶部;
2油层井段相对集中,完井质量合格;
3油层单层厚度大于2m;
4油层连通系数大于0.3;
5油层孔隙度大于10%,渗透率大于10毫达西;
6井场具备变压器且不小于250KVA(或者具有同样功率的发电机);
7注气井口要求是热采井口;
8注气管柱最好采用热采管柱。
六、结论
经试验表明,混合高温泡沫热流体工艺技术是油田开发后期提高采油率的有效方法,它能迅速提高油藏能量,增大原油的举升力,采用该技术有效动用剩余油,可提高采收率8~10%。
该工艺特别适用于,具有渗透率差异大的稀油油藏和注水(蒸汽)开发的普通稠油油藏,尤其是对不适宜注水开发的稀油(裂缝)油藏,普通稠油油藏(冷采、吞吐)开采后期,提高采收率尤为适宜;在适合该工艺的油藏中,注入混合热流体驱油,在技术和经济效益上是可行的,适合在油田推广。
目前高温混合气体工艺技术每年在内蒙油田、辽河油田等油田实施100~120井次,年增油4~5万吨,取得了较好的经济效益。
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