氮气辅助蒸汽吞吐增油效果研究
- 格式：doc
- 大小：25.00 KB
- 文档页数：5
文档推荐
-
特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术页数:97
-
氮气辅助吞吐措施选井及方案编写建议页数:23
-
氮气辅助成型技术讲义页数:48
-
井楼油田氮气辅助蒸汽吞吐机理实验研究页数:4
-
氮气化学辅助吞吐工艺技术页数:1
-
氮气辅助蒸汽吞吐增油效果研究页数:5
下载文档原格式
合集下载
降黏剂+氮气增能技术在达14断块稠油油藏中的应用
·４８·
钻 采 工 艺
ＤＲＩＬＬＩＮＧ＆ ＰＲＯＤＵＣＴＩＯＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹ
２０１９年 ５月
Ｍａｙ２０１９
２．区块产能递减快 达 １４断块油藏埋藏浅，地层温度及气油比低，
注水效果不理想。短短 ６年，区块产量就从初期建 产的 ３８．５ｔ递减到 ８．９ｔ，递减达 ６９．９％。统计区块 阶段前平均动液面 ４８３ｍ，平均泵挂深度 ５３９ｍ，沉 没度仅 ５６ｍ，油井供液不足，整体表现为地层能量 不足，导致产能递减快。 ３．储层条件不宜热采
４８９．０７ｍＰａ· ｓ，为 中 孔 低 渗 层 状 普 通 稠 油 断 块 油 藏，开发过程中表现为单井产能低，平均只有 ０．３ｔ， 区块采出程度低，目前地质采出程度为 ３．５％。
二、开发难题
１．原油物理性质差 达 １４断 块 油 藏 运 动 黏 度 为 １１１．８３～４８９．０７
ｍＰａ· ｓ，平均运动黏度为 ２６３．２２ｍＰａ· ｓ；密度为 ０８７～０．９０ｇ／ｃｍ３，平均密度为 ０．８８ｇ／ｃｍ３，属小断 块低黏度稠油油藏 （见表 １）。加之该块储量品位 低，原 油 物 性 差，开 发、采 油、地 面 集 输 与 处 理 难 度 大，常规开发不能取得较好效果。
降黏剂 ＋氮 气 增 能 技 术 主 要 作 用 原 理：① 通 过 向 油 层 中 挤 注 降 黏 剂 ，使 稠 油 乳 化 降 黏 ，并 解 除 近 井 地 带 重 质 有 机 物 堵 塞 ，改 善 油 层 岩 石 润 湿 性 ， 降 低 油 水 界 面 张 力 ，从 而 使 稠 油 流 动 性 得 到 改 善 ， 激励深部稠 油 流 动；② 注 入 的 氮 气 在 储 层 中 呈 游
关键词：白音查干凹陷；低黏度稠油；降黏剂；氮气增能
ＤＯＩ：１０．３９６９／Ｊ．ＩＳＳＮ．１００６－７６８Ｘ．２０１９．０３．１４
CO2吞吐技术应用于深层稠油开发探究
CO2吞吐技术应用于深层稠油开发探究作者：孙继国来源：《中国新技术新产品》2012年第12期摘要：深层稠油开发问题一直是困扰着石油开采工作的难题，原油粘稠、流动性差，在井底和井壁附近的流动非常差，给采油工作带来很多困难。
不过近几年来，伴随着科学技术的发展，我国的石油勘查领域和采集行业石油勘探和采油工艺的技术水平都有了很大程度的提高，而这一行业难题也有了解决办法，既针对深层稠油油藏，利用CO2吞吐技术，实施CO2早期吞吐，使稠油开采的产量和经济效益都有了显著的提高。
文中就CO2吞吐技术的作用机理和注意问题等内容展开讨论，希望本文中的一些个人建议能对深层油藏稠油开采工作有所帮助，从而促进行业健康发展。
关键词：深层稠油开发；CO2吞吐技术；稠油油藏中图分类号：TE35 文献标识码：ACO2吞吐技术的引进，有效的解决了低渗透油藏稠油开采的问题，利用CO2吞吐的能量来补充低渗透油藏能量不足的问题，提高其渗透率，CO2吞吐技术能有效的解决深层稠油开采的问题，提高采收效率，从而达到增长增收的目的。
1. CO2吞吐技术提高稠油采收率的机理1.1提高原油的流动性C02气体之所以能有效的提高原油的采收率、增加经济效益，是因为其溶解在原油中会降低原油的密度和粘度，提高原油的流动性，也就是增加了原油的渗透率。
这样原油可以通过驱动力的作用，达到采油的目的。
1.2改变地层压力在一定的条件下，通过将一定体积C02气体融入原油中，会大幅增加原油体积，进而改变地层压力，地层压力的增加提供了驱油动力，从而增加采收率。
1.3溶解气驱在大量的C02气体的注入后，在所受到的压力降低后，则部分的融入气体由于压力的作用，会从原油中分离出来，气体的膨胀和气体分子的弹性驱动张力形成了原油内部的驱动力，这是驱油效果有了显著提高。
1.4降低界面张力，提高驱油效率据试验结果：C02在混相的时候是能达到完全驱替的效果的，而混相时的采收率会达到很高的比列，大概有90％以上。
二氧化碳单井吞吐增油技术的应用研究
二氧化碳单井吞吐增油技术的应用研究【摘要】我国的油田开采随着科技的发展正在飞速的前进，但是在很多的油田的储存层非均质性比较的糟糕，而且原油的粘度也十分的稠，所以对于一些普通的开采方法就有了限制性。
为了寻找更加高效率更有经济效益的采油技术十分的重要，目前发明的一种二氧化碳吞吐增油技术是很的有效，给石油的开采带来了很大的经济效益，利用二氧化碳采油的技术它更适合于比较深的油藏，并且对一些低渗透、高粘度的油层有着奇效，而且二氧化碳采油技术不仅仅局限于石油的开发阶段还可以应用与油田的中后期的开采，这对油田的开采就有了比较大的灵活性。
目前国内外都开始用二氧化碳技术，它可以说已经成为了一种主流技术，对于油田的增油有着神奇的效果，下面我们对这样技术进行一下探讨。
【关键词】二氧化碳增油技术油井开发1 二氧化碳增油技术的作用原理二氧化碳单井吞吐增油技术其实就是让原油的体积进行膨胀，当原油体积增大膨胀以后，原油之间的孔隙的体积也就随着增大了，这就十分的有利于油在介质孔隙里面流动，而且在注水驱动之后一些不可动的油会随着二氧化碳的溶解膨胀而挤出了介质孔隙，这样使得油的饱和度相比于以前变小了，并且随着油的膨胀，之后水被挤出了孔隙，这样就会发生渗透率的转换从而形成了有利于油流动的环境；并且随着二氧化碳的溶解，原油的粘度将会有着很大程度的降低，随着原油粘度的不断降低就会使得原油的流动性比较的高，这样就达到了注入二氧化碳增加油产量的目的。
当二氧化碳和地层的原油不断的融合，这样在一定的文温度下就会形成一种原油和二氧化碳的混合物质，在这种晴空下，混合物界面的张力是十分的低的，所以二氧化碳将会从原油中不断的提取分子形成二氧化碳富气相，，原油和二氧化碳通过汽化的作用他们的混相将会逐渐的正大，当达到一定的温度后，原油的密度和二氧化碳将会达到最接近值，这时就可以十分快速的将大量的原油汽化，这样就会将原油与二氧化碳完全的混相，之后我们在降低界面的张力，这样就是的油和水相对渗透率发生变化，从而将更多的油挤出来，实现了增油的目的。
稠油开采技术
吞吐和蒸汽驱技术为主，加拿大和美国有少部 分火烧油层产量。
4
稠油热采水平较高的国家，如加拿大、美 国，目前在新技术方面主要开展水平井、分支 井、蒸汽∼轻烃混注、井下蒸汽发生器、油层电 加热等项研究。
稠油冷采技术在加拿大、委内瑞拉等国有 一定规模的应用。 我国稠油资源分布较广，大部分含油气盆 地稠油与常规油呈现共生和有规律过渡分布的 特征，稠油资源十分丰富，约占总石油资源的 25%30%以上。
19
多井整体吞吐筛选标准
序号 1 2 3 油藏地质参数 原油粘度，mPas 相对密度 油层深度，m 油层有效厚度，m 净/总厚度比
①
等级 1 50-10000 0.9200 150-1600 10 0.4 0.20 0.50 0.10 10 200 2 50000 0.9500 1000 10 0.4 0.20 0.50 0.10 10 200
5
辽河油田从1982年9月在高升油田开始进行蒸汽
吞吐试验，稠油储量和产量逐年增加，从1994年开 始辽河油田已成为我国最大的稠油生产基地。到 2000年稠油储量占探明储量的46%，原油产量 1401.1×104t，其中稠油产量851.1×104t，占60.7%。
稠油产量中热采产量为720.21×104t，占84.6%。稠
14
（4）绝大多数油藏已经过2-3次加密，井距已接 近70-100米，从吞吐的角度来讲，已没有加密的 余地 （5）汽窜严重，蒸汽的有效利用率低
（6）尽管吞吐轮次较高，但加热半径有限，仅在 井筒附近区域温度有所升高 （7）吞吐动用半径较小，在井筒附近50米以内
在这种情况下需要寻找经济有效改善吞吐开
发效果的接替技术。多井整体蒸汽吞吐技术在这
9
此外，新疆、华北、辽河、吉林等油田也先
4
稠油热采水平较高的国家，如加拿大、美 国，目前在新技术方面主要开展水平井、分支 井、蒸汽∼轻烃混注、井下蒸汽发生器、油层电 加热等项研究。
稠油冷采技术在加拿大、委内瑞拉等国有 一定规模的应用。 我国稠油资源分布较广，大部分含油气盆 地稠油与常规油呈现共生和有规律过渡分布的 特征，稠油资源十分丰富，约占总石油资源的 25%30%以上。
19
多井整体吞吐筛选标准
序号 1 2 3 油藏地质参数 原油粘度，mPas 相对密度 油层深度，m 油层有效厚度，m 净/总厚度比
①
等级 1 50-10000 0.9200 150-1600 10 0.4 0.20 0.50 0.10 10 200 2 50000 0.9500 1000 10 0.4 0.20 0.50 0.10 10 200
5
辽河油田从1982年9月在高升油田开始进行蒸汽
吞吐试验，稠油储量和产量逐年增加，从1994年开 始辽河油田已成为我国最大的稠油生产基地。到 2000年稠油储量占探明储量的46%，原油产量 1401.1×104t，其中稠油产量851.1×104t，占60.7%。
稠油产量中热采产量为720.21×104t，占84.6%。稠
14
（4）绝大多数油藏已经过2-3次加密，井距已接 近70-100米，从吞吐的角度来讲，已没有加密的 余地 （5）汽窜严重，蒸汽的有效利用率低
（6）尽管吞吐轮次较高，但加热半径有限，仅在 井筒附近区域温度有所升高 （7）吞吐动用半径较小，在井筒附近50米以内
在这种情况下需要寻找经济有效改善吞吐开
发效果的接替技术。多井整体蒸汽吞吐技术在这
9
此外，新疆、华北、辽河、吉林等油田也先
二氧化碳及氮气在石油工程采油技术之现状和发展前景
二氧化碳及氮气在石油工程采油技术之现状和发展前景发布时间：2022-01-05T06:29:13.829Z 来源：《中国科技人才》2021年第23期作者：阳贵辉[导读] 随着社会经济的快速发展，能源需求量不断增加，石油资源的供需矛盾越来越突出，快捷、清洁地开采石油产品成为当前世界各国的首要任务。
随着科技的进步和能源的不断更新，人们开始寻求新的开采方法，其中二氧化碳和氮气在石油的开采中的应用就显得尤为突出。
本文主要研究的是二氧化碳在石油的采油过程中的具体应用，通过对国内外的相关资料的整理和学习，了解到目前的状况以及未来的趋势走向，为以后的工作提供借鉴。
本论文以实际的案例为基础，结合理论，从实践的角度出发，阐述了当前采油行业的现状及问题，并提出相应的对策建议，希望能够为今后的采油企业的节能降耗作出贡献。
阳贵辉河南油田新疆采油厂新疆 834099摘要：随着社会经济的快速发展，能源需求量不断增加，石油资源的供需矛盾越来越突出，快捷、清洁地开采石油产品成为当前世界各国的首要任务。
随着科技的进步和能源的不断更新，人们开始寻求新的开采方法，其中二氧化碳和氮气在石油的开采中的应用就显得尤为突出。
本文主要研究的是二氧化碳在石油的采油过程中的具体应用，通过对国内外的相关资料的整理和学习，了解到目前的状况以及未来的趋势走向，为以后的工作提供借鉴。
本论文以实际的案例为基础，结合理论，从实践的角度出发，阐述了当前采油行业的现状及问题，并提出相应的对策建议，希望能够为今后的采油企业的节能降耗作出贡献。
关键词：二氧化碳、氮气、石油开采一、石油开采技术概述1.1石油开采技术研究的重要性和必要性（1）石油开采技术的发展对社会的发展具有重大意义。
随着科技的不断进步，人们对石油的需求量越来越大，因此就有了新的开采方式，其中包括钻探、井筒采掘、井筒采掘等。
这些新的开采方法的出现不仅仅是为了提高产量，同时还能够保证质量，为国家的建设提供更多的便利条件。
塔河油田缝洞型油藏注氮气提高采收率技术研究
塔河油田主力油藏属于岩溶缝洞型碳酸盐岩油藏，溶洞是塔河地区奥陶系碳酸盐岩最有效的储集体类型，裂缝是次要的储集空间，基质部分基本不具有储油能力。
奥陶系储层埋深5400～6600m，注水替油是油田增产和减少递减的主力措施。
但油井经过多轮次注水替油后，油水界面上移，替油效果逐渐变差，很多油井注水替油失效导致高含水而停产关井。
另外。
注水只能把油井地下溶洞溢出口以下的油驱替出来，但对溢出口以上顶部的“阁楼油”却难以动用，使得井周高部位大量剩余油无法采出，影响了采油效益。
因此，寻找合适恰当的技术以提高这类油藏的采收率对于油田高效开发来说至关重要。
一、为什么应用注氮气技术基于国内制氮工艺技术成熟，氮气气源量大，空气中氮气含量78％，且氮气难溶解于原油，1m3原油最多能溶解氮气28m3，混相压力为50-100MPa，油藏条件下注入的N2是非混相状态，可有效形成气顶替油效果好，确定了氮气作为注气替油气源。
并且气体注入地层后，在重力作用下向高部位上升，会形成“气顶”，排驱原油下移，同时补充地层能量，减缓由于地层能量下降造成的递减以及控制含水上升，抑制底水锥进，可有效启动单纯注水无法驱动的“阁楼油”。
因此开展注氮气动用高部位“阁楼油”无疑是碳酸盐岩缝洞型油藏长期稳产的重要技术手段。
二、注氮气技术的选井原则通过分析注水替油失效井静态及生产动态、计算剩余可采储量，制定了井筛选原则：1.地震反射特征表明储集体具有一定规模；2.井点周 围的高部位有明显反射特征；3.钻遇溶洞或主要生产层段位于岩溶风化面30m以下；4.储量丰度高，累产油量大，底水锥进造成水淹的油井；5.注水替油效果变差或失效后，动静态资料表明具有剩余油潜力。
三、注氮气工艺实现流程及优化1.注入方式优化初期在进行注氮气时，采用的是液氮作为注入气源，虽然油井现场试验效果好，但存在着液氮组织困难，且液氮成本高，投入产出比高，经济效益低的问题。
针对上述问题，提出了利用撬装膜制氮机与35MPa制氮拖车配合注水泵实行气水混注的方式，在满足注氮施工要求的同时大幅度降低了成本。
氮气段塞热处理技术在新庄油田的应用效果评价
（８）泡沫油机理。注入氮气后，氮气虽然少量溶解与超稠油 中，但当进行吞吐生产时井底压力下降，气体从原油中析出，对于超 稠油，溶解在原油中的气体以微气泡的形式存在而不易脱出，即形成 泡沫油，而泡沫油的粘度比原始的超稠油粘度低很多，这对超稠油吞 吐开采是非常有利的。 ３ 氮气段塞热处理效果分析 ３．１ 措施前后效果统计
（１）保持地层压力，增加弹性能量。氮气是可压缩气体，其体 积系数大，１ｍ３液态氮在常温常压下可化为６９６．５ ｍ３的气体，油井注入 氮气时，氮气体积在高压条件下被压缩存储能量，油井注汽结束后投 入生产时，随着地层压力降低，被压缩存储在地层中的氮气体积会迅 速膨胀，产生较大的附加能量，具有较强的助排作用，在生产中较大 地提高油井产能，提高回采水率。
表２ 措施前后效果统计表
３．２ 措施阶段效果统计 ７１井 次 累 计 注 蒸 汽 １３４１５吨 ， 累 计 注 氮 ７９４１２８标 方 ， 累 计 产 油
７６８４吨，增油６１８７．６吨，平均单井生产５５．１天，单井累计产油１０８．２ 吨，单井日产油２．０吨。油汽比０．５７（见表３）。
（６）驱替作用。利用氮气与原油间的密度差异，重力驱替“顶 存”油藏，降低油水界面，迫使束缚油产出。
（７）抑制边水。氮气优先进入水体，降低油水界面：针对边水 活跃的油藏，注入的氮气可以抑制边水锥进，降低油井综合含水，其 机理是利用油水间粘度差，注入的氮气首先进入水锥，使其被迫沿地 层向构造或油层下部运移，使水锥消失，并且降低了油水界面。
２ 氮气段塞热处理技术原理
２．１ 氮气的基本性质 常 温 常 压 下 ， Ｎ２为 无 色 无 味 的 气 体 ， 惰 性 ， 相 对 分 子 质 量 为
２８．０１３，密度为１．１６０ｋｇ／ｍ３。 Ｎ 临２ 界 压 缩 系 数 为 ０．２９２，偏心因子为 ０．０４０。在常压下，温度为２９８Ｋ时，气体粘度为１７５．４４ × １０－７ ＭＰａ· Ｓ，气体热导率为０．０２４７５Ｗ／（ｍ·Ｋ）；温度为１２３Ｋ时，液体粘度为 ０．０３８ ＭＰａ· Ｓ， 液 体 热 导 率 为 ０．０６４６Ｗ／（ ｍ· Ｋ） 。 当 温 度 为 ６３．１５Ｋ时，凝固成雪状的固体。 ２．２ 改善开发技术机理
（１）保持地层压力，增加弹性能量。氮气是可压缩气体，其体 积系数大，１ｍ３液态氮在常温常压下可化为６９６．５ ｍ３的气体，油井注入 氮气时，氮气体积在高压条件下被压缩存储能量，油井注汽结束后投 入生产时，随着地层压力降低，被压缩存储在地层中的氮气体积会迅 速膨胀，产生较大的附加能量，具有较强的助排作用，在生产中较大 地提高油井产能，提高回采水率。
表２ 措施前后效果统计表
３．２ 措施阶段效果统计 ７１井 次 累 计 注 蒸 汽 １３４１５吨 ， 累 计 注 氮 ７９４１２８标 方 ， 累 计 产 油
７６８４吨，增油６１８７．６吨，平均单井生产５５．１天，单井累计产油１０８．２ 吨，单井日产油２．０吨。油汽比０．５７（见表３）。
（６）驱替作用。利用氮气与原油间的密度差异，重力驱替“顶 存”油藏，降低油水界面，迫使束缚油产出。
（７）抑制边水。氮气优先进入水体，降低油水界面：针对边水 活跃的油藏，注入的氮气可以抑制边水锥进，降低油井综合含水，其 机理是利用油水间粘度差，注入的氮气首先进入水锥，使其被迫沿地 层向构造或油层下部运移，使水锥消失，并且降低了油水界面。
２ 氮气段塞热处理技术原理
２．１ 氮气的基本性质 常 温 常 压 下 ， Ｎ２为 无 色 无 味 的 气 体 ， 惰 性 ， 相 对 分 子 质 量 为
２８．０１３，密度为１．１６０ｋｇ／ｍ３。 Ｎ 临２ 界 压 缩 系 数 为 ０．２９２，偏心因子为 ０．０４０。在常压下，温度为２９８Ｋ时，气体粘度为１７５．４４ × １０－７ ＭＰａ· Ｓ，气体热导率为０．０２４７５Ｗ／（ｍ·Ｋ）；温度为１２３Ｋ时，液体粘度为 ０．０３８ ＭＰａ· Ｓ， 液 体 热 导 率 为 ０．０６４６Ｗ／（ ｍ· Ｋ） 。 当 温 度 为 ６３．１５Ｋ时，凝固成雪状的固体。 ２．２ 改善开发技术机理
蒸汽吞吐于蒸汽驱的原理及计算
蒸汽吞吐开采
发布：多吉利 来源：
减小字体 增大字体
蒸汽吞吐开采 一、原 理 （一）基本概念 蒸汽吞吐方法简言之就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数大，加热油层中的原油，然 后开井回采。通常，注入蒸汽的数量按水当量计算，每米油层注入 70～120t；蒸汽，注入 10～2）天；注 入蒸汽的干度要高，井底蒸汽干度要求达到 50％以上；注入压力（温度）及速度以不超过油层破裂压力为 上限。关井焖井几天后开井采油。我国多数新的稠油油藏，不论浅层（200～300m）还是深层（1000～16 00m）， 大量生产实践中都出现第一周期吞吐时，由于油层压力保持在原始压力水平，开井回采都能自喷生产一段 时间，因而峰值产量较高。当不能自喷时，立即下泵转抽。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、 焖井及回采。 注蒸汽作业前，要准备好机械采油设备及出油条件，油井中下入注汽管柱———隔热油管及耐热封隔器。 通常将隔热油管及封隔器下到注汽目的层以上几米处，尽量缩短未隔热井段。注蒸汽锅炉及水处理设备调 试正常后，开始通过注汽管柱向油层注汽。注汽工艺参数（注入压力、蒸汽干度、注汽速度、周期注汽量 及注汽强度）根据油藏地质参数及原油粘度等进行优化设计。注完预定的蒸汽数量后，停止注汽，关井， 也叫焖井。焖井时间一般 2～7 天，目的是使注入近井地带油层的蒸汽尽可能扩展，扩大蒸汽带及蒸汽凝 结带（即热水带）加热地层及原油的范围，使注入热量分布较均匀。在回采阶段，当油层压力较高时，油 井能够自喷生产。装较大油嘴自喷来防止油层出砂。开井生产最初几天，采出液中含水率很高，往往最初 的 1－2 天几乎全是蒸汽凝结水。但很快就会出现产油高峰。高峰期的产量往往很高，超过常规采油时的 几十倍，这正是增产的主要时机，一切工艺措施应追求高峰期尽量延长。高峰期产出的原油温度很高，一 般超过注汽温度之半。回采阶段生产管柱中的原油及凝结水携带出大量热能，因而原油粘度很低，有利于 抽油泵及杆柱正常工作。随着回采时间延长，由于油层中注入热量的损失及产出液带出的热量，被加热的 油层逐渐降温，流向近井地带及井底的原油粘度逐渐增高，原油产量逐渐下降 。当产量降到某个界限时（经 济极限产量或极限井口原油温度），结束该周期生产，重新进行下一周期蒸汽吞吐。第二次注汽、焖井及 开井回采。如此多周期吞吐作业，最后转入蒸汽驱开采。一般每个周期的采油期由几个月到一年左右，甚 至有二年的实例。一般蒸汽吞吐周期可达 5～7 次，国外虽有高达 22 次的报导，但超过 10 次的也很少见。 蒸汽吞吐方法是一种强化热采手段，年采油速度数倍于常规采油方法，一般达到 3％～8％。因此，不仅产 量增加快，而且投资回收快，经济效益好。多周期吞吐的生产动态见示意图 8－3－6a，辽河油区的一口井 实际生产动态。 （二）增产机理 稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产机理如下。 1．油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理。 向油层注入高温高压蒸汽后，近井地带相当距离内的地层温度升高，将油层及原油加热。虽然注入油层的 蒸汽优先进入高渗透层，而且由于蒸汽的密度很小，在重力作用下，蒸汽将向油层顶部超覆，油层加热并 不均匀，但由于热对流及热传导作用，注入蒸汽量足够多时，加热范围逐渐扩展，蒸汽带的温度仍保持井 底蒸汽温度 Ts（250～350℃）。蒸汽凝结带，即热水带的温度 Tw 虽有所下降，但仍然很高。形成的加热 带中的原油粘度将由几千到几万毫帕秒降低到几个毫帕秒。这样，原油流向井底的阻力大大减小，流动系 数 Khμ 上上成几十倍地增加，油井产量必然增加许多倍。 2．对于油层压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后也充分释放出来，成为驱油能量 受热后的原油产生膨胀，原油中如果存在少量的溶解气，也将从热原油中逸出，产生溶解气驱的作用。这 也是重要的增产机理。在蒸汽吞吐数值模拟计算中既使考虑了岩石压缩系数。含气原油的降粘作用等，但
发布：多吉利 来源：
减小字体 增大字体
蒸汽吞吐开采 一、原 理 （一）基本概念 蒸汽吞吐方法简言之就是将一定数量的高温高压湿饱和蒸汽注入油层，焖井数大，加热油层中的原油，然 后开井回采。通常，注入蒸汽的数量按水当量计算，每米油层注入 70～120t；蒸汽，注入 10～2）天；注 入蒸汽的干度要高，井底蒸汽干度要求达到 50％以上；注入压力（温度）及速度以不超过油层破裂压力为 上限。关井焖井几天后开井采油。我国多数新的稠油油藏，不论浅层（200～300m）还是深层（1000～16 00m）， 大量生产实践中都出现第一周期吞吐时，由于油层压力保持在原始压力水平，开井回采都能自喷生产一段 时间，因而峰值产量较高。当不能自喷时，立即下泵转抽。蒸汽吞吐作业的过程可分为三个阶段，即注汽、 焖井及回采。 注蒸汽作业前，要准备好机械采油设备及出油条件，油井中下入注汽管柱———隔热油管及耐热封隔器。 通常将隔热油管及封隔器下到注汽目的层以上几米处，尽量缩短未隔热井段。注蒸汽锅炉及水处理设备调 试正常后，开始通过注汽管柱向油层注汽。注汽工艺参数（注入压力、蒸汽干度、注汽速度、周期注汽量 及注汽强度）根据油藏地质参数及原油粘度等进行优化设计。注完预定的蒸汽数量后，停止注汽，关井， 也叫焖井。焖井时间一般 2～7 天，目的是使注入近井地带油层的蒸汽尽可能扩展，扩大蒸汽带及蒸汽凝 结带（即热水带）加热地层及原油的范围，使注入热量分布较均匀。在回采阶段，当油层压力较高时，油 井能够自喷生产。装较大油嘴自喷来防止油层出砂。开井生产最初几天，采出液中含水率很高，往往最初 的 1－2 天几乎全是蒸汽凝结水。但很快就会出现产油高峰。高峰期的产量往往很高，超过常规采油时的 几十倍，这正是增产的主要时机，一切工艺措施应追求高峰期尽量延长。高峰期产出的原油温度很高，一 般超过注汽温度之半。回采阶段生产管柱中的原油及凝结水携带出大量热能，因而原油粘度很低，有利于 抽油泵及杆柱正常工作。随着回采时间延长，由于油层中注入热量的损失及产出液带出的热量，被加热的 油层逐渐降温，流向近井地带及井底的原油粘度逐渐增高，原油产量逐渐下降 。当产量降到某个界限时（经 济极限产量或极限井口原油温度），结束该周期生产，重新进行下一周期蒸汽吞吐。第二次注汽、焖井及 开井回采。如此多周期吞吐作业，最后转入蒸汽驱开采。一般每个周期的采油期由几个月到一年左右，甚 至有二年的实例。一般蒸汽吞吐周期可达 5～7 次，国外虽有高达 22 次的报导，但超过 10 次的也很少见。 蒸汽吞吐方法是一种强化热采手段，年采油速度数倍于常规采油方法，一般达到 3％～8％。因此，不仅产 量增加快，而且投资回收快，经济效益好。多周期吞吐的生产动态见示意图 8－3－6a，辽河油区的一口井 实际生产动态。 （二）增产机理 稠油油藏进行蒸汽吞吐开采的增产机理如下。 1．油层中原油加热后粘度大幅度降低，流动阻力大大减小，这是主要的增产机理。 向油层注入高温高压蒸汽后，近井地带相当距离内的地层温度升高，将油层及原油加热。虽然注入油层的 蒸汽优先进入高渗透层，而且由于蒸汽的密度很小，在重力作用下，蒸汽将向油层顶部超覆，油层加热并 不均匀，但由于热对流及热传导作用，注入蒸汽量足够多时，加热范围逐渐扩展，蒸汽带的温度仍保持井 底蒸汽温度 Ts（250～350℃）。蒸汽凝结带，即热水带的温度 Tw 虽有所下降，但仍然很高。形成的加热 带中的原油粘度将由几千到几万毫帕秒降低到几个毫帕秒。这样，原油流向井底的阻力大大减小，流动系 数 Khμ 上上成几十倍地增加，油井产量必然增加许多倍。 2．对于油层压力高的油层，油层的弹性能量在加热油层后也充分释放出来，成为驱油能量 受热后的原油产生膨胀，原油中如果存在少量的溶解气，也将从热原油中逸出，产生溶解气驱的作用。这 也是重要的增产机理。在蒸汽吞吐数值模拟计算中既使考虑了岩石压缩系数。含气原油的降粘作用等，但
单家寺油田超稠油油藏提高蒸汽吞吐采收率研究
【 关键词】 超稠油油藏； 率； 油分布； 采收 剩余 数值模 拟； 井网加 密
稠油 一般 是指 油层 条件 下粘 度大 于 ５ ｒ ａ ｓ ０ Ｐ ．．相 对密 度大 于 ａ ０ ２ 的原油 ， ．０ ９ 国外亦 称重油 ， 可细分为普稠油 、 特稠油和超稠油 （ 天然 沥青 ） 大类 ＿ 三 ｌ 中超稠油主要指标为粘度大 于 ５ ０ ０ｍ ａ ｓ辅助 ＿ 。其 ０ ０ Ｐ ．． 指标 相对密度大于 ０ ８ ， ． ０ 随着原 油粘 度的不断升高 。 ９ 开发 难度加大 。 单 ５ 块位于单家寺油 田西区， ６ ６ 单 西东部 ． 主要含油层系为馆陶组下 部 ．油藏埋深 １８ — １０ ５ ℃ 面原油粘度 ４ ６ ０ ９ ５ ０ Ｐ ．之 ０ ０ １５ ｍ．０ 地 ５ ０ ８ ０ｍ ａ ｓ 间 。 水较弱 ． 边底 属于受前震旦 系变质岩基底控制 的由北 向南倾没 的 鼻状 构造超稠油油藏口 。单 ５ 块 自 １ ８ 年 进行常规试油 ． ０ 年 开 ６ ９４ ２ ０ ０ 始注蒸汽试 采 ．０ １ 到 ２０ ２０ 年 ０ ３年采用 ２０ ｌ １ ０ ｍｘ ４ ｍ反 九点法 井 网实 施了主体产能建设 、 ５ 块东扩 、 ５ 块南扩 。 中在 主体部位部署 单 ６ 单 ６ 其 ｌＯ ￣ ４ ｍ小井距反九点法井 网蒸汽驱先导试 验井组 ． Ｏｍ １１ 截至 ２ ０ 年 ０９ １ 月 累积投产井 ９ １ 开井 ６ １ ２ ６１ ． ２ １１，平均单井 日 ２ 产液 ３ ． 。日 油 ３ｔ 产 ４ ８ ｔ含水 ７ ． 采油速度 ２ ％。 ．， ２ ５ ％， ４ ． 采出程度 １． ０ ０ ％。 ３ 生产井在转蒸 汽驱以前 。 平均单 井累积产油量 ０ ７ ７ ｌａ 单位面积 ． ０ｘＯ ， ３ ｔ 累积净产油量只有 ０１０ ｘ ０ ／ａ小井距生产效果较好 （ １ 。 ． ９ １４ｈ ， ７ ｔ 表 ） ２ ０ 年 １ 月， ０９ １ 小井距平均单井产量 Ｏ ９ ｌ ４ 采出程 度 １ ． ％， ． ｘ ｔ ９ ｏ， ８６ ０ 单 位面 积累积 净产 油量 ０ ８ ｘ Ｏ／ａ ． ５ ｌ￣ｈ ．大井 距平均 单井 产量 １ ４ ８ ｔ ＇ ．ｘ １ １ ． 出程度 １． 单位面积累积净产油量 ０ ３ ６ １４ｈ 。小井距 采 ０ ％． ４ ． ０ ｘ ０ ／ａ ５ ｔ 生产井 在间歇 汽驱 的情况 下 ． 单井累积产量 只 比大井距少 １％。 ０ 但采 出程度 、 单位面积累积净产油量都远高于大井距生产井。 １３ －配套工艺技术研究 根 据单 ５ ６块地质特 点， 针对该 区油层保护 、 防砂 、 注汽 以及蒸 汽 驱工艺进行 了革新和引进 ． 成了适合单 ５ 块超稠油 油藏 地质特点 形 ６ 的工艺技术体系。 １ ．油层保护技术 ．１ ３ 钻井施工 、 固井过程 、 射孔及作业过程 、 注汽过程 中与油层 接触 均 会造成损坏 ． 大量 的室 内研究 和矿场实践表 明． 油层损害 因素 主要 表 １蒸汽吞吐提高采收率研究 ． 现在以下几个方面 ： 固相颗粒堵 塞损害 、 液相损 害、 敏感性损 害、 实 压 １１ ．动态变化规律研究 损害等 通过室 内试验和实践经验 ． 过程 中使用 聚合物钻井液体 钻井 １１１ ．．周期指标变化规律研究 含砂量＜ ％． ３ 固相含量＜ ％。 ８ 使用 ３ ％阳离子乳化沥青保护油层 。 近 目前单 ５ 块最高吞吐周期达到了 １ 个周期 ． ６ ０ 随着周期 轮次的增 系。 附加密度 ： 油层 ０ ５ ０１ ｍ ｏ储集层 Ａ Ｉ ． ～． Ｃ ３ ０ Ｏ Ｐ 滤失量 ≤ 加， 井筒 附近油层 含水饱和度不 断上升 。 单井 日 下降 ， 期含水 升 平衡压力钻井 ， 油 周 １ ｚ 高 ， 生产效果逐渐变差。根据大井距生产井周期生产情况看 ， ６ ４ ｌ 固井过程 中控制 固井水泥 中粒径 中值小 于 ５ ｍ的 固相 颗粒含 周期 前 ｍ 个周期生产情 况较好 ． 周期油汽 比大于 ０ ． ７周期单井周期产油降 量 。 ．第 ５ １． ． ２配套 防砂技术 ３ 至 １６ｔ ３０， 油汽 比降为 ０ ５ 开发效果变差 ． 距蒸汽驱试验 区周期 ．， ４ 小井 通过超稠油油藏 出砂 机理分析 ． 内研究 及应用效果显示 ． 室 单一 指标 同全区基本一致 。 个别周期开发效果 略好 的绕丝管防砂难 以防住 细粉砂 ： 化学 防砂工 艺有效期较短 ， 不适应防 １． ．２累积产量分布规律研究 １ 而予充填石英砂十 高温涂料砂封 口＋ 绕丝管管 内砾石充填工艺 单 ５ 块超稠油油藏平面上累计 产油分布不均衡 ．主要受投产时 砂需求 ： ６ 有效期长 ， 适合单 ５ 块超稠油开发需要 。 ６ 间 和边 底水 的 影响 。截 止 ２ ０ ０ ６年 １ ２月 。整 个 单 ５ 块 累 积产 量 防砂强度高、 ６ １． ． ３注汽配套工艺技术 ３ ８ ． ４ ｘ Ｉ １ ４ ４ １４ 平均单井累积产油量 ｏ ４ ７ ｌ４ 从 累积产量平面分布 ９ ｏ， ． ４ ｘ ｔ ８ ｏ。 单 ５ 块由于原油粘度高 ．地层条件下渗流具有较大 的启动压力 ６ 来看 ， 主体部位单井 累积产量大于 １ ｘ ０ ： ． １４ 主体部位靠 近北部 断层 、 ２ ｔ 因而导致 初期注汽启动压力高 ． 为此应采用添加 驱油剂降低注 西部与单 ６ 西交叉 区域 产量较低 ， 主要因为储层物性变差 ． 同时受纵 梯度 ． 向上馆陶组上部地层水侵入影响造成的 ： 东扩 、 南扩井投产时间短 ， 受 汽压力处理工艺。室内试验结果表 明． 加入驱油降粘剂能显著降低界 使渗流过程毛管 阻力下 降， 降低注汽压力 。根据现场试验 ， 注 边水影响大 ， 平均单井 累积产量低 。小井距试验区的单井 产量在 ０ 一 面张力 ． ． ８ 汽前挤入驱油剂储 性柴油） ， 降低注汽启 动压力 ， 防止碱敏 。 ｌｉ ｌ４之间。 ＿ Ｏｔ ｘ
复合吞吐技术辅助组合式注汽技术在超稠油开发中的研究与应用
复合吞吐技术辅助组合式注汽技术在超稠油开发中的研究与应用周 健,刘 莹,姜国庆(中油辽河油田分公司特种油开发公司,辽宁盘锦 124010) 摘 要:杜229块是辽河油田“九五”期间重点产能建设区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。
关键词:超稠油;组合式注汽;复合吞吐;水平井 中图分类号:T E357.44 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)16—0090—03 杜229块位于曙光油田曙一区南部,是辽河油田“九五”期间重点产能建设区块之一,构造上位于辽河盆地西部凹陷西部斜坡带中段,含油目的层主要为新生界下第三系沙河街组沙一段、沙二段及沙三段上部兴隆台油层,属于中厚层状超稠油边底水油藏,油藏埋深840-1100m,含油面积2.5km 2,地质储量2061×104t ,可采储量595.2×104t ,开发前期主要采用直井蒸汽吞吐开发[1]。
自1998年投入开发以来,该区块采用调补层、大修、侧钻、更新、部署新井[2]等措施,蒸汽吞吐效果得到不断改善,目前已经进入开发后期,开发效果明显下降,生产规模逐年萎缩,地层压力下降,采出程度高。
只有转变开发方式,增加可采储量,大幅度提高采收率,才能实现区块稳产。
因此,2008年1月开始组织实施复合吞吐技术辅助组合式注汽技术开发杜229块,并且取得不错效果,从2009年开始年采油量不仅实现了稳产,还呈现上升的趋势,2009-2011年年产油量分别为27.2×104t 、28.8×104t 、29.2×104t 。
区块重新标定的采收率28.9%,按照重新标定的采收率计算,可采储量采出程度达到92.7%。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
氮气辅助蒸汽吞吐增油效果研究
【摘要】以稠油油藏储层研究为基础，开展了油层有效厚度、垂向渗透率和水平渗透率的比值、原油黏度、剩余饱和度等参数对注氮气辅助蒸汽吞吐技术增油效果影响研究。
研究表明当油层有效厚度大于15m时，能最大限度地发挥氮气的增油效果，选择实施注氮气辅助蒸汽吞吐的油井油层有效厚度应大于15m。
当渗透率比值为1时，注氮气增油量最大。
在有隔夹层存在时，垂向渗透率对氮气辅助蒸汽吞吐的开采效果影响不严重。
注氮气辅助蒸汽吞吐工艺，对50℃原油黏度小于5000mpa.s的稠油油藏有较好的作用。
适宜注氮气的剩余油区间为剩余油饱和度在0.55-0.625，对应的周期数为3到7周期。
晟佳的注氮气的剩余油区间为0.625-0.6时，对应的周期数为第3或第4周期。
【关键词】稠油油藏注氮气蒸汽吞吐影响因素
稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐技术在新疆、河南、辽河等稠油油田进行了应用，并取得了成功。
对于注入氮气比例、注入氮气方式及时机优化等技术的数值模拟研究也比较成熟，但对油层有效厚度、垂向渗透率和水平渗透率的比值、原油黏度、剩余饱和度等参数，对稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐技术增油效果影响的研究却相对不足。
针对超稠油油藏的储层特征，开展油层有效厚度、垂向渗透率和水平渗透率的比值、原油黏度、剩余饱和度等参数对注氮气辅助蒸汽吞吐技术增油效果影响研究，对稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐工艺技术的实施具有一定的借鉴和指导作用。
1 油层有效厚度的影响
油藏有效厚度对吞吐开发效果影响很大，在油藏有效厚度不同，其它油藏地质祭件相近的情况下，油藏有效厚度大，蒸汽吞吐产量高，周期长，油气比高，开发效果好，油藏有效厚度小，井筒及顶底盖层热损失大，蒸汽吞吐产量低，周期短，油气比低，开发效果差。
蒸汽吞吐时加入氮气，可减少井筒及上下盖层的热损失，但对于油藏有效厚度小于10m的油层，理论研究和现场实践均表明开发效果仍然较差。
为了研究注氮气辅助蒸汽吞吐开发中油层有效厚度对开发效果的影响，以地质概念模型为依据，模拟油层有效厚度分别为5m、10m、15m、20m和30m时的开发效果。
共计算7个吞吐周期，由模拟结果可知，油层有效厚度越大，增油效果越好；当油层有效厚度大于15m时，单位油层厚度增油量以及油气比趋于稳定，增油效果越好。
因此，注氮气辅助蒸汽吞吐的油井油层厚度最好大于15m。
2 垂向渗透率和水平渗透率比值的影响
垂向渗透率和水平渗透率比值的大小代表了层间传质能力的强弱，水平渗透率一定，比值越大，垂向渗透率越大，层间传质能力也强。
为了研究垂向渗透率和水平渗透率比值对注氮气辅助蒸汽吞吐效果的影响，采用单井模型模拟渗透率比值分别为0.01、0.1、0.5、1.0四种情况，计算吞吐7个周期的情况。
结果显示，渗透率比值为1时，层间流动性大，可以更加充分发挥氮气气顶的助排作用，注氮气辅助吞吐的增油量最大，起到更好的增油效果。
不同渗
透率比值总体增油幅度变化不大，说明在有隔夹层存在时，垂向渗透率对氮气辅助蒸汽吞吐的开采放果影响不严重。
3 原油黏度的影响
对于蒸汽吞吐井来说，原油黏度影响原油流动性和地层的吸汽能力。
通常，原油黏度高，流度比大，地层吸汽能力弱，开发效果差。
为研究原油黏度对注氮气辅助蒸汽吞吐效果的影响，采用单井模型，在50℃的温度下，选取黏度为1500mpa·s、3000mpa·s、5000mpa·s、7000mpa·s、10000mpa·s和15000mpa·s的原油进行试验研究，计算吞吐7个周期，在第7个周期注氮气辅助蒸汽吞吐情况，结果显示：在注入相同的蒸汽、氮气量时，随着原油黏度的增加，地层吸汽能力下降，累产油量降低；在50℃原油黏度大于5000mpa·s时，累计油汽比开始低于0.2；氮气辅助蒸汽吞吐对50℃原油黏度小于5000mpa·s的稠油油藏有较好的作用，能够收到较好的效果。
若大于5000mpa·s，应在进行严格的经济效益评价后进行。
根据新疆油田稠油分类标准，在一类超稠油油藏进行氮气辅助蒸汽吞吐可获得良好的经济效益，对于其他类型超稠油还需要进一步地探讨。
4 剩余油饱和度对注氮气的影响
当开采到一定程度，地层的含油饱和度降低，氮气注入后所取得的增油效果变差，经济效益降低。
因此，需要确定注氮气工艺对地层剩余油饱和度的要求界限。
以研究区地质概念模型为基础，设计了含油饱和度为0.5、0.525、0.55、0.575、0.6、0.625、0.65七
种剩余油分布情况，对每种情况分别进行注氮气辅助蒸汽吞吐以及蒸汽吞吐数值模拟运算，得出不同含油饱和度的增油效果，从而确定氮气辅助蒸汽吞吐的剩余油饱和度的界限。
确定出氮气的最佳注入时机即增油量最高时的剩余油饱和度值，并作为氮气注入时机的上限；以油气比确定氮气注入时机的下限，即油气比为0.2时，对应的剩余油饱和度值。
可以看出，当剩余油饱和度值0.625- 0.6时，增油效果最好，此时对应的注氮气辅助吞吐油气比为
0.485-0.597；当剩余油饱和度0.55时时，油气比下降到0.222。
因此，可以确定适合注氮气的剩余油饱和度区间在0.55-0.625，最佳注氮的剩余油区间为0.625-0.6之间。
根据蒸汽吞吐数模结果，结合采出程度对于注氮气的影响结果分析，最佳注氮气的剩余油饱和度分布区间为0.625-0.6时对应的周期数为第3、第4周期；适合注氮气的剩余油饱和庋分布区间在0.55-0.625对应的周期数为3到7周期。
该结果与注氮气时机的优化结果相吻合，在第3、第4周期注氮辅助蒸汽吞吐会取得最佳增油效果。
5 结论
（1）油层有效厚度越大，增油效果越好。
当油层有效厚度大于15m时，能最大限度地发挥氮气的增油效果，选择实施注氮气辅助蒸汽吞吐的油井油层有效厚度应大于15m。
（2）渗透率比值为1时，注氮气增油量最大，表明层间流动性大，可以更加充分发挥氮气气顶的助排作用，起到更好的增油效果。
不同的渗透率比值总体增油幅度变化不大，在有隔夹层存在时，垂
向渗透率对氮气辅助蒸汽吞吐的开采效果影响不严重。
（3）随着原油黏度的增加，注氮气辅助吞吐增油效果变差。
注氮气辅助蒸汽吞吐工艺，对50℃原油黏度小于5000mpa·s的稠油油藏有较好的作用，能够起到较好的效果。
（4）适宜注氮气的剩余油区间为剩余油饱和度在0.55-0.625，对应的周期数为3到7周期；最佳的注氮气的剩余油区间为
0.625-0.6时，对应的周期数为第3、4周期。
参考文献
[1] 王维嘉.注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果.西南石油学院学报，2002，24（3）
[2] 于会，永超.稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究特种油气藏，2012，19（2）
[3] 马新仿，等.特超稠油油藏蒸汽吞吐数值模拟.新疆石油地质，2006，27（4）
[4] 彭通曙，等.新疆浅层稠油油藏氮气辅助蒸汽吞吐提高采油率研究与应用新疆石油天然气，2009，5（3）。