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稠油热采基本学问

  稠油热采基础知识_冶金/矿山/地质_工程科技_专业资料。稠油热采的入门级知识

  稠油热采基础知识 一、稠油的定义 二、稠油分类标准 三、热力采油发展历史 四、稠油热力开采方法及筛选标准 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 六、蒸汽吞吐配套工艺技术 七、蒸汽吞吐开采规律 八、改善蒸汽吞吐效果的技术 世界稠油生产国地理分布图 前苏联 加拿大 中国 印尼 美国 委内 瑞拉 世界上稠油资源极其丰富,主要分布在加拿大、美国、前苏联、 委内瑞拉、中国和印尼,稠油资源约4000~6000×108m3,约占总石 油资源的60%。 中国稠油油田地理分布图 辽河油田 新疆油田 河南油田 胜利油田 国内稠油资源主要分布在辽河、胜利、河南和新疆 , 累计探明 稠油储量约20×108t 。 胜利油区稠油资源状况 胜利主要稠油油田位置图 桩139 孤岛 罗家-垦西 孤东 陈家庄北坡 王庄 东辛复杂断块 单家寺 八面河 金家 乐安 胜利油田经过30多年的勘探和开发,先后在济阳拗陷的东营组、馆陶组、沙河 街组及奥陶系、寒武系等油层中发现了稠油。主要集中分布在单家寺油田、乐 安油田、孤岛油田、孤东油田、金家油田和八面河油田、桩西桩斜 139、王庄 油田、东辛复杂断块、陈家庄北坡和罗家深层稠油。 一、稠油的定义 稠油(重质原油)是指在原始油藏温度下脱 气原油粘度为100~10000mPa· s或者在15.6℃及大 气压条件下密度为0.9340~1.0000g/cm3。 二、稠油分类标准 中国稠油分类标准 稠油分类 名称 普通稠油 特稠油 类别 Ⅰ 亚 Ⅰ-1 类 Ⅰ-2 主要指标 粘度,mPa· s 50*(或100)~10000 50 150 * * 辅助指标 相对密度(20℃),g/cm3 >0.9200 >0.9200 >0.9200 >0.9500 >0.9800 开采方式 ~150 * 可以先注水 热 热 热 采 采 采 ~10000 10000~50000 > 50000 超稠油 (天然沥青) *指油藏温度条件下粘度,无*是指油层温度下脱气油粘度 三、热力采油发展历史 1960年 第一口蒸汽 吞吐井 委内瑞拉Mene Crande油田 1960年委内瑞拉Mene Crande油田在进行蒸汽驱先导试验过程 中,当试图释放地层压力把一口注汽井打开时,意外地获得了 15.9-31.8m3/d的产油量,这就是第一口蒸汽吞吐井。 2.热力采油发展历史 国内 1958 年 1965年下半年到1971年在黑油山8024井组进行了蒸汽驱试验,该井组为 早在1958年,我国新疆准噶尔盆地西北缘断阶发现了乌尔禾- 一个七点法井组, 40m井距,3口角井注汽,1口中心井与另外3口角井采 油,油层井段为99-第一口蒸汽 103m 1000mPa.s。蒸汽驱试验历时1年零5 夏子街浅层稠油,打开 48,原油粘度 口,发现两套浅层稠油层系,分布面积多 1965年开始在新疆的黑油山浅层进行了蒸汽吞吐采油试验。自 发现稠油(新疆) 达几十平方公里。在克拉玛依黑油山可以看到浅层稠油露头油砂, 其原油粘度较高,用常规方法难以开采。 1964年11月在大庆一区进行了第一口井注蒸汽采油试验,试 了蒸汽吞吐开采试验。 验过程中因套管伸长技术问题而中止。 大庆一区 1964年 0.115 个月,累计油汽比为 ,原油采收率高达68 %,产量高峰期油汽比达 吞吐井 0.148。取得了对蒸汽驱采油最初认识。后来又在其它浅层油井相继进行 1965年 1971年 试验 新疆的黑油山浅层进行了 蒸汽驱采油试验 热力采油发展历史 胜利油田 1966年 1967年 胜利胜坨油田 火烧油层试验 1973年5月在胜坨油田的宁 试验 4井(二矿)开展了蒸汽吞吐现场试验。 胜坨油田的宁4井 1973 年 试验采用2 台4t/h 蒸汽发生器并联、单台设备交替注汽,注汽水质采 用磁化处理工艺,采用坨六钻的天然气作燃料,累计注汽121h,累计 注蒸汽600t,累计产原油10t。由于当时缺乏必要的隔热材料和可靠 的注汽设备,致使蒸汽漏失和热损失严重,设备故障多而不能正常连 续运行,注汽效果极不理想。 热力采油发展历史 胜利油田 1966年 胜利胜坨油田 1967 年 25日在胜三区的胜22井上进行了蒸汽吞吐现场 1975年 6月9日至 火烧油层试验 试验。胜22井油层井段为1375.2-1386.0m,油层厚度9.6m,累计注 成立了 入汽量1609t,折合热量12.56×108J,累计产原油 300余t。1978年9 月15日至10月16日在该井进行第二次蒸汽吞吐试验,注入蒸汽 2283t, 热力采油工艺研究小组 8J,井口注汽压力为0.62MPa,第二周期 折合井口注入热量22.94× 10 试验 1968年 产原油700t 。经过在胜坨油田三次蒸汽吞吐现场试验,累计注入蒸 胜坨油田的宁4井 1973 年 汽3425t,累计生产434d,累计产油1121t,折合油汽比为0.33,取 得了对注蒸汽热力采油的偿识性认识。 推广 1984年 胜利单家寺油田 胜利油田稠油热采历程 1)先导试验阶段: “六五”期间开展“单2断块蒸汽吞吐先导试验”,1983年引进美国休斯公司湿 蒸汽发生器,单2-1井试验日产100t以上。开辟9个反5点25口试验井组。拉开了 稠油工业化应用的序幕。 2)注蒸汽工业化开发阶段 1988~1990年,单家寺油田整体加密,将200×141米加密到100×141米。 1990年产油达到100×104t。 1988年乐安砂砾岩特稠油油田投入开发,1996年达到120×104t规模。 1992年孤岛薄层稠油油藏投入开发,2004年达到89×104t规模 1993年孤东稠油投入注蒸汽开发,2002年达到25×104t。 3)综合调整开发阶段 1995年胜利稠油热采达到230万吨历史高峰,产量开始下降,进入综合调整和 新技术攻关阶段。开展抑制边底水侵入、加密调整、水平井挖潜、超稠油攻关、蒸 汽驱、水驱后转热采等开发方式的转换,十五期间产量开始回升,累积生产原油 3300万吨。 胜利油区稠油热采历程 250 208 229 224 219 196 175 143 144 166 178 184 207 产 油 量 200 150 108 141 149 186 万 吨 100 55 83 33 50 1 10 20 0 19 84 19 85 19 86 19 87 19 88 19 89 19 90 19 91 19 92 19 93 19 94 19 95 19 96 19 97 19 98 19 99 20 00 20 01 20 02 20 03 20 04 20 05 胜利油田稠油热采产油量变化曲线 胜利采油厂 王庄油田坨82块:第一口热采试油井T82X1(2002年11月13日,日产原油7.2吨)。2003 年坨82块上报沙一段+馆陶组探明含油面积2.3平方千米,石油地质储量545万吨。2004 年部署了坨82块沙一段热采开发方案,2004年8月正式投入开发,目前单元共设计6个井 台52口井,老井利用6口。2007年5月油井39口(包括东扩新井6口,坨斜825),其中热 采井28口,冷采井12口。日产液能力426t,日产油能力215.0t,综合含水49.5%,累积 产油14.3286×104t,采出程度3.02%。 胜利采油厂 胜 三 区 坨 11 南 东 二 : S3-XR1 井 2003 年 12 月 3 日产油 2.6 吨,含水 82% 。 2004-2005 年先后编制了蒸 汽吞吐热采方案及南扩方案,共 部署油井 19 口,建产能 5.15 万吨 ,动用储量 124.5 万吨。 2007 年 5 月开油井 18 口,日产液 849.1t , 日产油163.9t,综合含水80.7%, 累 积 产 油 13.7 万 吨 , 采 出 程 度 13.16%,采油速度 5.94%,平均油 汽比1.35,回采水率214%。 S3XR18 2004年热采方案新井 2005年南扩方案新井 2005年南扩补充方案新井 四、稠油热力开采方法及筛选标准 井口补偿器 蒸汽发生器 隔热油管 隔热油管 隔热油管 蒸汽吞吐是先将 高温高压湿蒸汽注入 油层,对油井周围油 层加热降粘,焖井换 蒸汽凝结带 热后开井采油。 加热带 蒸汽带 井下补偿器 井下补偿器 井下热胀补偿器 热采封隔器 注汽封隔器 井下汽水分离器 井下汽水分离器 井下汽水分离器 油 层 热采封隔器 注汽封隔器 注汽封隔器 1.蒸汽吞吐 1) 概 ? 注汽时,地层分为三个带: 念 蒸汽带、热水带和冷水带 ? 非稳定渗流:包括流体渗 流、传热等过程 1.蒸汽吞吐 2)注蒸汽热采增产机理 7、蒸汽辅助 重力泄油作用 1、加热降粘 4、岩石骨架 受热膨胀 压缩孔隙 6、乳化作用 提高波及体积 5稠油高温裂解 蒸馏、稀释及 混相驱作用 提高稠油 采收率 3、流体受热膨胀 弹性能量增加 岩石受热表面 亲水化,降低 残余油饱和度 2、高温油水流 度比减小, 油相渗透率提高 高温下溶解气 脱出,汽驱 作用加强 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 加热降粘,改善流变性 向油层注入高温高压蒸汽,近井地带相当距离内的地层温度升高,将 油层及原油加热。注入油层的蒸汽优选进入高渗透带,而全由于蒸汽的密 度很小,在重力作用下,蒸汽将向油层项部超覆,油层加热并不均匀,但 由于热对流和传导作用,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由几千到 几万mPa.s降低至几个mPa.s。这样,原油流向井底的阻力大大减小,流 动系数Kh/μ成几十倍的增加,油井产量必然增加许多倍。 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 加热降粘,改善流变性 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 相对渗透率变化 在高温润湿性试验中,普遍的规律是随着温度的升高, 岩心润湿性由亲油转向亲水,由弱亲水转向强亲水。其主 要原因是稠油中的胶质、沥青质等极性物质含量较多。 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 相对渗透率变化 随温度升高束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低。 稠油高温相渗端点值 端点值 120℃ 160℃ 200℃ 超稠油Sro 0.465 0.398 0.349 普通稠油Sro 0.30 超稠油Srw 0.217 0.275 0.226 0.294 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 束缚水饱和度增加, 残余油饱和度降低,相对渗 透率曲线右移,向有利于改 善油相渗透率的方向变化。 相对渗透率变化 高温下油相渗透率改 善的主要原因是升温降粘后 油水粘度比大幅度降低,以 及岩石润湿性向亲水方向转 变等综合作用的结果。 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 热膨胀作用 当高温蒸汽注入油层后,加热后的原油产生膨胀,原 油中如果存在少量的溶解气,也将从原油中逸出,产生溶 解气驱的作用。同时油藏中的流体和岩石骨架产生热膨胀 作用,孔隙体积缩小,流体体积增大,维持原油生产的弹 性能量增加。热胀弹性能是一种相当可观的能量。 与压缩弹性能量相比,热膨胀弹性能量要大得多。 原油的热膨胀程度主要取决于原油的组分组成。通常 情况下,轻质原油的热膨胀系数大于重质原油。 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 蒸汽(热水)动力驱油作用 湿蒸汽注入油层,既补充了油层热量和能量,也对油层 有一定冲刷驱替作用。特别是高温水蒸汽分子与液态水分子 相比具有更高的能量,可以进入热水驱液态水分子驱替不到 的微喉道和微孔隙中。加之高干度蒸汽的比容大,注入油层 后波及体积大。因此,高温高干度的水蒸汽的驱油效率远高 于冷水驱和热水驱。 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 溶解气驱作用 原油溶解天然气的能力随温度的升高而降低,注入 蒸汽后,油层和原油被加热,溶解气从原油中脱出,脱 出的溶解气体积膨胀成为驱油的动力之一。这在蒸汽驱 过程中更为突出些。 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 对稠油的蒸馏、热裂解 和混相驱作用 原油和水的蒸汽压随温度升高而升高,当油、水总蒸汽压等于或高于 系统压力时,混合物将沸腾,使原油中轻组分分离,即为蒸馏作用。蒸馏 作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转 移,从而提高驱油效率。 高温水蒸汽对稠油的重组分有热裂解作用,即产生分子量较小的烃类。 在蒸汽驱过程中,从稠油中被蒸馏出的烃馏份和热裂解产生的轻烃, 进入热水前沿温度较低的地带时,又重新冷凝并与油层中原始油混合将其 稀释,降低了原始油的密度和粘度,形成了对原始油的混相驱。 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 乳化驱作用 蒸汽驱过程中,蒸汽前沿的蒸馏馏份凝析后与水发生 乳化作用,形成水包油或油包水乳化液,这种乳化液比水 的粘度高得多。在非均质储层中,这种高粘度的乳状液会 降低蒸汽和热水的指进,提高驱油的波及体积。 1.蒸汽吞吐 注蒸汽热采增产机理 重力泄油作用 由于汽液密度差异,在注蒸汽过程中形成超覆现象, 油层纵向受热不均,但油藏的表现受热面积增加,油层的 非驱替部分由于导热作用而得到加热,受热原油在重力作 用下流到井底。重力泄油作用主要发生在单层厚度较大的 稠油油藏中。 我国稠油蒸汽吞吐筛选标准 一等 油藏地质参数 二等 1 50~10000 >0.9200 150~1600 >10 >0.4 ≥0.20 ≥0.50 ≥1.00 ≥10.0 ≥200 2 <50000 >0.9500 <1000 >10 >0.4 ≥0.20 ≥0.50 ≥0.10 ≥10.0 ≥200 3 <100000 >0.9800 <500 >10.0 >0.40 ≥0.20 ≥0.50 ≥0.10 ≥10.0 ≥200 4 <10000 >0.9200 1600~1800 >10 >0.4 ≥0.20 ≥0.50 ≥0.10 ≥10.0 ≥200 5 <10000. >0.9200 <500 5~10 >0.4 ≥0.20 ≥0.50 ≥0.10 ≥10.0 ≥200 原油粘度,mPa· s 相对密度,g/cm3 油层深度,m 油层纯厚度,m 纯/总比 孔隙度,% 原始含油饱和度,% φ ×Soi 储量系数,103t(km2· m) 渗透率,10-3μ m2 2、蒸汽驱 蒸汽驱是向注入井 中持续注入蒸汽,将 地下原油加热并驱向 邻近的采油井采出。 Pay zone 2.蒸汽驱 ? 实践表明蒸汽驱是一种行之有效的重油开发方式 –从70年代开始,世界以及美国注蒸汽开发产量一直在不 断上升,而且在整个强化采油产量中占60%左右。 –从注蒸汽方式上看,虽然蒸汽吞吐上产快,工艺相对比 较简单,注蒸汽工艺早期大都为蒸汽吞吐开发,但由于 以下原因,其重要性逐渐被蒸汽驱所取代 2.蒸汽驱 1)蒸汽吞吐采收率低(一般10-20%),收益少;蒸汽驱采收 率高(一般30-50%),收益多; 2)蒸汽吞吐不能增加采收率,即吞吐期间的产油量汽驱过程 中完全可采出,吞吐期过长只能降低总效益,所以注蒸汽工艺 发展到目前,一般不再像注蒸汽早期那样把吞吐生产作为一个 重要阶段,而只是把它作为汽驱过程中的一个重要辅助措施; 所以从70年代起蒸汽驱项目和产量已超过吞吐项目和产量;只 有油藏压力过高,汽驱前需要卸压或原油粘度过大,需要预热 形成流动连通时才把吞吐作为一个独立的开发阶段; 2.蒸汽驱 尽管蒸汽驱是为开发稠油而发展起来的工艺 技术,但实践表明,蒸汽驱对普通原油的开发更 有效,特别是地层油粘度30-200mPa.s的油藏,蒸 汽驱可能比水驱开发效果好,经济效益高。 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 ? 不同油藏条件的影响: – 油层厚度 – 油藏净总厚度比 – 油层非均质性 – 油藏原油粘度 – 油藏含油饱和度 – 油藏埋深 – 气顶 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 ? 1)油层厚度:对蒸汽驱来说, 存在最佳厚度: – 油层太薄,开发效果差;向盖底 层的热损失比例增大,热利用率 变低; – 油层过厚时汽驱效果也不太好, 井筒中的汽—水分离以及油层中 的蒸汽超覆加剧,使蒸汽的热利 用率变低。 – 蒸汽驱的有效油层厚度大约为 10~50m,油层厚度在20~45m之 间时能取得较好效果 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 2)油层净总厚度比: ?随着净总厚度比的增加,蒸汽驱采收率越来越大。当净 总厚度比大于0.6以后,改善幅度变小。 ?当净总厚度比小于0.6时,随着净总厚度比的减小,蒸 汽驱效果急剧下降。当净总厚度比小于0.4时蒸汽驱效果 较差 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 3)油层非均质性: ?在实际油层的非均质范围内(渗透率变异系数从0.4到 0.7),蒸汽驱采收率与渗透率变异系数基本是线性关系; ?渗透率变异系数大于0.7的油藏基本不适合蒸汽驱。 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 4)原油物性-原油粘度 –普通稠油,油藏中本身具有一定的流动能力,可以进行常规蒸 汽驱; –特稠油,原油流动性差,常规汽驱有一定困难,必须采取预热 或吞吐引效才能实现汽驱; –超稠油,原油在油藏条件下基本没有流动性,不预先加热到一 定温度是无法驱动的,因此这类油常规汽驱无效。 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 –4)原油粘度 –在半对数坐标上,随着油藏原油粘度对数的增大,蒸汽驱的采 收率呈线性下降; –原油粘度对蒸汽驱效果的影响幅度并不太大,当地层油粘度从 50mPa?s到5000mPa?s时,采收率只降低了15%(IOIP)。 –需要注意的是,原油 粘度过大,所需驱动 力很高。从开采效果 和操作因素考虑,常 规蒸汽驱的地层油粘 度最好≤5000mPa?s 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 5)含油饱和度: 随着油藏含油饱和度的增加,蒸汽驱的采收率线.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 6)油藏埋深 –油藏埋深不但影响注入蒸汽的质量,而且其压力降低程度对开 发效果也有影响,因此一般不好确定。但根据以下假设还是能够 确定其影响程度的: –假设油藏是封闭的,可以降压; –在现有的隔热技术条件下,井深1600m时注入的蒸汽已全部变 为热水; –从800m到1600m采收率的降低是线.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 根据以上假设,深度为1600m时计算的热水驱采收率为 (ER)1600=34.8%IOIP 800m深度时蒸汽驱的采收率为(ER)800=55.6%IOIP 蒸汽驱的采收率与深度的关系为 ?D ? 800? 1600? 800 ? 55.56 ? 0.026?D ? 800? ? 76.36 ? 0.026D 800 E R ? ?E R ?800 ? ?E ? ? ?E R ?1600 式中: D为油藏深度,800<D<1600m 当深度大于1400m时,在现有隔热技术下蒸汽驱已基本无效 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 7)边底水 –对于有边底水油藏的蒸汽驱,一般来讲,浅层油藏(如 400m)基本没有什么影响,而深层油藏(如>800m)则 有较大影响。 –对于深层边水油藏,水体小于油体5倍的,可以进行常规 蒸汽驱,而水体大于5倍油体的,则要采取排水措施。 –对于深层的底水油藏,水层厚度小于油层厚度的,避射 一定油层厚度即可,而对于水层厚度大于油层厚度的, 则不但避射,还要有一定的排水措施。 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 8)气顶 – 若油藏存在气顶,蒸汽易进入气顶,起不到加热油 层的作用,因此应首先根据油藏内隔夹层发育情况, 对油层与气顶之间有较好隔层的油藏,对隔层以下 的油层开展蒸汽驱。对气顶与油层之间没有隔层的 油藏,则应避射一定厚度。 2.蒸汽驱—注蒸驱筛选标准 油藏条件 油层深度 , m 油层净总比 , f 孔隙度φ , % 初始含油饱和度 ,f 渗透率 , 10-3μ m2 原油粘度 , mPaS 油层厚度 , m 渗透率变异系数 ,f 原油丰度(?.Soi) , f 其它条件 标准 ≤1400 ≥0.4 ≥0.2 ≥0.45 ≥200 10000 ≥8 0.7 ≥0.1 边底水体积5 倍油区体积 0 无窜流通道;地层倾角?20 ?对砾岩油藏,孔隙度可适当放宽; ?对于先吞吐预热的油藏,原油粘度可适当放宽; ?对封闭油藏,在有高效隔热油管的条件下,深度可适当放宽。 3.火烧油层—原理 火烧油层是将含氧气体(多用空气)注入到油层,点火燃烧后, 利用燃烧反应生成的热能和气体来加热、裂解和驱动稠油。 3.火烧油层—原理 注入井 燃烧前缘 移动油 冷油区 空气或水 点火燃烧区 生产井 原油在油层中的反应有四部分: ●热蒸馏: 原油→重质油(留在油砂中)+轻质油(被驱替走) ●低温氧化: 部分轻质油+氧气→重质油+CO+H2O+热量 重质油+氧气→焦碳+轻质油+CO+H2O+热量 ●高温热裂解:重质组分→焦碳+轻质油 ●高温氧化: 焦碳+氧气→CO2+H2O+热量 重质组分+氧气→CO2+H2O +热量 3.火烧油层—原理 电点火 气体点火 高温氧化混相驱 高温氧化非混相驱 应用稠 火 烧 驱 油 油层自燃 油油藏 低温氧化混相驱 低温氧化非混相驱 应用稀 油油藏 3.火烧油层—方式 ?干式正向燃烧 ?反向燃烧 ?湿式燃烧 3.火烧油层—方式 干式正向燃烧示意图 燃烧温度一般为315~650℃,蒸汽带温度逐渐降低,热 水带和生产井之间区域的温度接近于未受干扰的油藏温度。 3.火烧油层—方式 反向燃烧示意图 空气 油层冷区 燃烧带 气体由注气井注入,在生产井井底点火,燃烧前缘从右 到左移动,注气井井底附近是低温带,而靠近生产井的区域 是高温带,原油流经高温带,使其粘度降低。 3.火烧油层—方式 湿式燃烧 湿式燃烧也称为正向燃烧和水驱相结合的方法。 它是将水气交替注入到注入井(或将气和水一起注 入到注入井中),这时水将全部或部分汽化,穿过 燃烧前缘将热量传递到燃烧带的前面,扩大燃烧带 前面的蒸汽带和热水带体积,从而降低原油粘度。 3.火烧油层—方式 三种火烧方式对比 燃烧方式 干式燃烧 原油采收率高 原油经过高温区域 热量不能有效地利用 部分轻质原油馏分被烧掉,大部分焦碳未被燃烧 需要的气量大 原油容易自燃 有效利用燃烧前缘 操作复杂,不易控制 优 点 缺 点 无价值的馏分被烧掉 原油必须经过低温区域,可能形成流体阻塞 反向燃烧 粘度下降幅度大 湿式燃烧 后面储存的热量 3.火烧油层—筛选标准 胜利油田火烧驱油选区原则 ?原油在油藏条件下有一定流动性的稠油油藏 ?不适宜注水、注汽开发的敏感性稠油油藏 ?构造相对圈闭、能量补充困难的中低渗油藏 3.火烧油层—筛选标准 胜利油田火烧驱油选区标准 油层 厚度 m 3-30 埋深 m 1500 孔隙 度 % 20 渗透率 10-3um2 100 饱和 度 % 40 储量 系数 φ .So 0.13 原油 粘度 mPa.s 10000 综合评 价函数 0.27 随着点火技术与注气设备的发展,对深度、渗透 率的限制将会降低。 火烧油层进入工业化试验 火烧驱油试验 为了探索强水敏油藏有效的开发方式,评价火烧开发技术可行 性,在火烧机理研究的基础上,在郑408块开展了火烧驱油先导试 验研究。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?蒸汽干度对吞吐效果的影响 蒸汽干度 是影响蒸 汽吞吐开 采效果的 首要因素。 物理模拟不同蒸汽干度对蒸汽吞吐的影响 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽量对吞吐效果的影响 注汽量不能太小,否则峰值产量低,增产周期 短,周期累积产量低,但也不能太高。注入量应 按每米纯油层厚度选定,也即注汽强度,最优的 范围是120-200t/m。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽速度对吞吐效果的影响 注汽速度对蒸汽吞吐的影响 蒸汽吞吐阶段,注汽时间短,向油层顶底界的 热损失远较蒸汽驱阶段小得不可比,因此注入速度 的影响很小。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽速度对吞吐效果的影响 提高注汽速度即利于缩短油井注汽时间, 又有利于增加增产效果。而且,注汽速度降低, 将增加井筒热损失,导致井底干度降低,从而 减少吞吐效果。这是决定注入速度不能太低的 原因。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 不论深井、浅井,尤其是浅层油 井。超高速度或超高压力注汽,都会 引起油层被压裂,造成裂缝性蒸汽汽 窜,使后期的蒸汽吞吐及蒸汽驱开采 效果恶化。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽速度对吞吐效果的影响 因此,注汽速度的选定与注汽压 力的选定要相联系,注汽速度既不能 太低,低到井底损失率太大导致井底 干度太低;又不能太高,要限定在不 能造成油层被压裂。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽压力对吞吐效果的影响 注汽压力的差别对吞吐效果的影 响很小,如果在油层压力高的情况下 采用较高的注汽压力,可以通过放大 生产压差增加产量。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽压力对吞吐效果的影响 在较高压力下注汽对吞吐效果的影响主 要取决于生产压差的大小。在相同压差下回 采,注入压力对吞吐效果的影响并不大。因 此应尽量降低注汽压力,以保证有足够的注 汽速度为下限,在此注汽速度下有足够高的 井底干度。不可追求过高的注入压力和注入 速度。如上所述,要严格防止超高压、超高 速注汽导致产生油层压裂形成蒸汽窜流。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?焖井时间的选择 蒸汽吞吐时油层温度剖面随焖井时间的变化 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽工艺参数的选择 影响次序: 井底干度周期注汽量注入速度。 对具体油藏地质条件,应采用数模软件进行各 周期注汽干度(井口和井底)、注汽量、注汽速度 等模拟分析对吞吐效果的影响,选择周期产油量、 平均日产油、生产周期、周期油汽比等综合指标最 好的方案。而且经过多井试验后,总结出实际生产 规律,形成最优化方案。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽工艺参数的选择 ⑴尽力提高井口注汽干度,尤其是要采用最好 的井筒隔热技术措施,下井的隔热管柱一定要保证 质量,油套管环空要排干,最好是注入氮气,以保 证环空中没有水。 ⑵注汽速度要适当,太低井筒热损失过大,太 高则可能使 注汽压力过高而超过油层破裂压力而压 开油层,形成微裂缝,导致油层中蒸汽窜流的不良 后果。 五、适宜蒸汽吞吐操作条件 ?注汽工艺参数的选择 ⑶周期注入量要适中,一般按油层平均计算 120-200t/m为宜,并且应随注汽周期的增加而适当 增加。 六、蒸汽吞吐配套工艺技术 1.油层保护技术 储 层 敏 感 性 评 价 速敏评价试验 水敏评价试验 酸敏评价试验 碱敏评价试验 盐敏评价试验 1.油层保护技术—水敏 ?水敏是由粘土矿物膨胀引起的,粘土矿物 的膨胀是造成油藏伤害的主要原因之一。 ?粘土问题是影响开采成败的重要问题。 1.油层保护技术—水敏 粘土矿物就是通常构成岩石和土壤细粒部分( 2? m) 的主要成分的矿物。一般情况下粘土矿物: ?细分散的 ?含水的层状构造硅酸盐矿物 ?层链状构造硅酸盐矿物 ?含水的非晶质硅酸盐矿物 目前对储层粘土矿物的研究,主要有蒙脱石、高 岭石、绿泥石和伊利石四类。 1.油层保护技术—水敏 蒙脱石的结构示意图 蒙脱石晶格立体示意图 蒙脱 石 2:1型 四面体 八面体 层间:含水的 可交换阳离子 极强膨胀性和 极高的压缩性 1.油层保护技术—水敏 高岭石的结构示意图 高岭 石 1:1型 层状 层间:无水或 仅有水分子 膨胀性和压缩 性都较小 1.油层保护技术—水敏 绿泥石的结构示意图 绿泥 石 2:1型 二八、三八、二八 -三八面体 层间:氢 氧化物片 一般不具备 有膨胀性 1.油层保护技术—水敏 伊利石的结构示意图 伊 利 石 2:1型 四面体 八面体 层间:含 水的一价 阳离子 非膨胀 性粘土 矿物 1.油层保护技术—水敏 国外防水敏油层保护技术进行得较早,几十年 来发现或发明了许多类型的粘土防膨剂。 国内90年代才开始研究,但发展迅速,试验成 功了许多解除地层损害的新药剂。 1.油层保护技术—水敏 小分子有机物主要有:三甲胺和环氧氯丙烷、三甲胺和环 氧氯乙烷合成产物等 大分子有机物主要有:聚苯胺、聚二甲基二烯丙基氯化铵、 淀粉接枝二甲基二烯丙基氯化铵共聚物、丙烯酰胺、二甲基二 烯丙基氯化铵共聚物、丙烯酰胺-三甲基单烯丙基氯化铵共聚 物,阳离子化聚丙烯酰胺的环氧氯丙烷-二甲胺聚合物,丙烯 酰胺-二甲基二烯丙基氯化铵-丙烯酸共聚物的两性离子聚合 物。 1.油层保护技术—水敏 无机盐 优点: ?价格低廉 ?使用方法简单 ?短期防膨果较好 缺点: ?使用浓度高 ?防膨有效期短 ?抑制微粒运移的效果较差 无 机 类 防 膨 剂 无机碱类 无机聚合物类 优点: ?价格较低 ?有效期较普通无机盐长 缺点: ?不适合于碳酸盐岩地层, 且仅能在弱酸条件下使用 1.油层保护技术—水敏 阳 离 子 表 面 活 性 剂 类 防 膨 剂 优点: ?吸附作用强 ?可抗水冲洗 二甲基苄基铵盐 烷基吡啶 三甲基烷基铵盐 缺点: 会使地层转变 成亲油性,降 低油气相的渗 透率 1.油层保护技术—水敏 有 机 阳 离 子 聚 合 物 类 防 膨 剂 优点: ?适用范围广 ?稳定效果好 ?有效时间长 ?能控制微粒的分散运移 ?抗酸、碱、油、水的冲 洗能力都较强 聚季铵盐类 聚季磷盐类 聚叔硫盐类 缺点: ?由于分子结构空间大, 低渗透油藏效果差 1.油层保护技术—水敏 预防膨胀效果评价 室温条件下,SLAS-3防膨效果 初始渗透率 Ko/ ?m2 2.80 初始渗透率Ko ( ?m2 ) 3.56 先注SLAS-3再高温注 蒸汽后渗透率Ki/ ?m2 2.68 先注SLAS-3再高温注 蒸汽后渗透率Ki/ ?m2 3.34 Ki/Ko (%) 95.53 Ki/Ko (%) 96.63 在温度250 ℃条件下, SLAS-3防膨效果 根据蒙脱石粘土矿物系列防膨剂,新研制系列防膨剂,粘土膨 胀前,先预处理,可以防止粘土膨胀及运移,可有效预防粘土膨胀。 1.油层保护技术—水敏 膨胀治理效果评价 室温条件下,SLAS-3膨胀治理效果 初始渗透 注蒸馏水后渗 率Ko/ ?m2 透率Ki/ ?m2 2.85 初始渗透 率Ko/ ?m2 3.38 1.31 高温蒸汽后渗 透率Ki/ ?m2 2.65 SLAS-3后渗 透率K/?m2 2.42 SLAS-3后渗 透率K/ ?m2 3.19 K/Ko (%) 85.17 K/Ko ( %) 94.31 K/Ki (%) 184.73 K/Ki ( %) 120.38 在温度250 ℃条件下,SLAS-3膨胀治理效果 可使已膨胀的粘土再收缩,从而疏通油藏矿物的毛细管孔, 增加油藏渗流能力,可有效治理粘土膨胀。 1.油层保护技术—水敏 ?粘土膨胀前,先预处理,可以防止粘土膨胀及运移 ?可使已膨胀的粘土再收缩,从而疏通油藏矿物的毛细 管孔,增加油藏渗流能力。 ?增加油井注水、注汽能力,降低注入压力,提高原油 采收率。 这种“解堵剂”与一般常用解堵剂相比,稳定性好, 防膨率高,防膨和收缩持续周期长。 1.油层保护技术—碱敏 高PH值液相产生机理: 蒸汽锅炉用水含有Ca2+、Mg2+等离子,水质较硬,在注入锅 炉之前,为防止形成水垢而通常进行软化处理。其结果使锅炉 注入水的碳酸氢根离子(HCO3-)浓度增大,受热后碳酸氢根离 子(HCO3-)分解为氢氧根(OH -)和CO2。CO2溢出,蒸汽凝析液 中氢氧根(OH -)浓度增大,形成一种强碱性的溶液。 锅炉出口凝析液的基本特征是:高碱度。现场蒸汽液相PH 值为10-13,因此蒸汽注入油层后会对油层造成较大的伤害, 产生碱敏。 1.油层保护技术—碱敏 高PH值液相产生机理 2HCO3-→CO32-+CO2+H2O CO32- +H2O→2OH-+ CO2 2HCO3-+ OH-→CO32-+ H2O 锅炉入口水和出口蒸汽液相矿化度分析 Cl-,mg/L 锅炉入口水 出口凝析液 83.13 410.65 HCO3-,mg/L 546.57 400.31 CO32-,mg/L 90.86 1635.55 PH值 7.5 10.9 矿化度,mg/L 930.86 2890.47 1.油层保护技术—碱敏 % 120 100 80 60 40 20 0 7 8 9 10 11 ? ? 13? ? ? ? 6? ? 1? ? 21(5/26) 7? ? ? Kw/Kw? PH值增加 渗透率下降 12 13 pH? ? 14 蒸汽PH值对储层渗透率的影响 1.油层保护技术—碱敏 防止高温碱敏技术:针对高温蒸汽PH值高、稠油储层具 有碱敏的特点,研制了降低蒸汽PH值剂:JJ-8、JJ-9。 JJ-9化学剂降PH值性能试验结果 效果 评价 腐蚀 评价 加热量,kg/t蒸汽 2 实验条件 加药前PH值 12.6 加药后PH值 8.52 腐蚀速率,g/(m2· h) 2kg/t蒸汽, 350 ℃,17MPa 0.428 1.油层保护技术—碱敏 随蒸汽注入法 随蒸汽注入降PH值化学剂,如“JJ-9”,它可以连续 有效地降低蒸汽液相的pH值,与其它常用的降pH值化学剂 相比,具有耐高温、低腐蚀、降PH值显著的特性。 2.防砂工艺 机械 防砂 筛 管 砾 石 充 填 防 砂 化学 防砂 机 械 化 学 复 合 防 砂 复合 防砂 压 裂 防 砂 一 体 化 滤 砂 器 防 砂 人 工 胶 结 固 砂 人 工 井 壁 防 砂 2.防砂工艺—机械防砂工艺 绕丝筛管砾石充填原理图 绕丝筛管砾石充填防砂工艺 该防砂技术是当今世界上应用最广泛的防砂方法,基本原理是: 在油层部位下入不锈钢绕丝筛管,并在筛管与套管环空充填高 质量、高渗透砾石,形成砾石阻挡地层砂、筛管挡砾石的多级防砂 屏障,达到防砂的目的 。 2.防砂工艺—机械防砂工艺 滤砂管防砂工艺 适用: 地层产能高、无亏空、污染轻、 出砂粒径较粗的探井防砂 原理: 过滤层在井筒阻挡地层砂 特点: 具有使用方便,用液少,对 地层污染小等优点 双层预充填筛管 2.防砂工艺—化学防砂工艺 ?酚醛树脂溶液固砂防砂技术 ?水泥砂桨人工井壁防砂技术 ?水带干灰砂人工井壁防砂技术 ?树脂核桃壳人工井壁防砂技术 ?树脂涂覆砂防砂技术 2.防砂工艺—复合防砂工艺 高压挤压充填 ? 解除近井附近污染,实 现油井增产。 ? 形成密实充填带,延长 防砂有效期,降低防砂 作业成本。 ? 有效弥补地层亏空,预 防因出砂造成的油井套 变套损。 高压挤压充填示意图 2.防砂工艺—复合防砂工艺 压裂防砂工艺 ? 近井地带解堵及深部穿透 污染带 ? 降低生产压差和近井地带 压降漏斗 ? 改径向流为双线性流动模 式,改变生产压差的分配 关系,控制地层深部的微 粒运移,最大限度地降低 压裂防砂工艺示意图 出砂趋势 3.注汽工艺 注汽工 艺管柱 注汽参数 优化技术 降低注汽 压力 技术 3.注汽工艺—注汽工艺管柱 注蒸汽是开采稠油最经济有效的手段。要使注汽热采取得 良好的开发效果,除油藏条件外,关键点是注入油层的蒸汽干 度,要实现这一目标,具有良好隔热性能的注汽工艺管柱至关 重要。 注汽工艺管柱主要作用有三条:一是减少井筒热损失,节 约能源;二是提高井底注汽干度,提高注汽开发效果;三是降 低套管温度,使其在合理的热力参数下工作,保护油井安全。 3.注汽工艺—注汽工艺管柱 热损失(%) 15 防氢害隔热油管 高线 注汽压力(MPa) 带隔热衬套高真空隔热油管注汽的井筒热损失是高线.注汽工艺—注汽工艺管柱 不同环空介质热阻计算数据 (41/2×27/8高线MPa) 环空温度 管体径向热阻 常压空气 6.921 3.97 4.63 高压N2 6.9544 0.61 4.80 封隔器+清水 7.201 0.13 4.82 R总(m· ℃/W) 85 环空(%) 地层(%) 绝热层(%) R总(m· ℃/W) 135 环空(%) 地层(%) 绝热层(%) 91.33 7.1324 3.09 4.67 92.2 94.5 6.9784 0.96 4.78 94.23 95.0 6.9208 0.121 4.82 95.01 环空为清水时井筒热损失最大,高压氮次之,常压空气最小。 3.注汽工艺—注汽参数优化设计 注汽 干度 注汽 压力 注速 6 8 10 6 8 10 6 8 10 6 8 10 6 8 10 6 8 10 4 / 2 in×2 / 8 in 4 / 2 in×3 / 2 in (0.015W/(m·℃)) (0.015W/(m·℃)) 井底压力 井底干度 井底干度 热损失% 井底压力 热损失% MPa (%) (%) 19.34 0.339 15.56 20.32 0.117 21.54 18.67 0.454 11.51 19.81 0.31 15.88 18.08 0.516 9.12 19.39 0.413 12.57 21.78 0.14 16.25 22.51 / 22.47 21.28 0.374 12.03 22.13 0 16.58 20.78 0.474 9.54 21.83 0.279 13.13 24.07 / 16.97 24.72 / 23.4 23.64 / 12.59 24.29 / 17.32 23.29 / 9.99 24 / 13.73 20.16 0.09 16.71 20.97 0 23.08 19.55 0.239 12.35 20.52 0.04 17.04 18.99 0.32 9.79 20.19 0.172 13.48 22.4 0 17.21 23.16 / 23.7 21.93 0 12.76 22.7 / 17.56 21.52 0.199 10.12 22.4 0 13.91 24.6 / 17.68 25.22 / 24.27 24.22 / 13.14 24.84 / 18.04 23.89 / 10.44 24.53 / 14.32 1 7 1 1 16 70% 18 20 16 55% 18 20 优化注汽参数:注汽压力、注汽干度、注汽速度 3.注汽工艺—降低注汽压力技术 降低注汽 启动压力技术 注汽过程中 降低注汽压力技术 3.注汽工艺—降低注汽压力技术 降低注汽启动压力 (Pa) 60 50 40 30 20 10 0 25 35 45 55 65 ? ? ? ? 75 (? ? ) ? 10-23-7 ? ? 2-22-X16 ? ? 6-12-40 ? ? 2-2-10 ? ? 6-14-8 ? ? 2-39-13 ? ? 6-14-40 ? 温度越低超稠油的屈服值越高,注汽启动压力也必然增高。注汽过程中由 于油水界面张力较高,水驱油过程的附加阻力大。注汽前在近井地带预先挤注 油溶性降粘剂,能显著降低界面张力,使渗流过程毛管阻力下降,降低注汽启 动压力。 ? ? ? ü · ? 3.注汽工艺—降低注汽压力 降低注汽过程中的注汽压力 注汽过程对稠油采取降粘措施,可降低注汽压力。 目前国内外最常用的方法是乳化降粘法。它的作用机理是:降 低界面张力:在低界面张力条件下,油滴容易变形,从而降低了 流经空隙喉道所做的功。使润湿接触角变小:增强水对岩石的润 湿作用,使岩石对原油束缚能力大大减小。对岩石上的油膜起洗 涤作用:排除界面上吸附的原油活性组分,从而促使地层毛细管 中弯液面发生变形,相当于增大了毛管数。 3.注汽工艺—降低注汽压力 现场施工中,注汽前在近井地带预先挤注油溶性降粘剂, 可以有效的降低特超稠油注汽启动压力高的问题。 注汽过程中 ,筛选出的降粘剂在注汽过程再随蒸汽注入,这可以降低原油 粘度,提高注汽质量,改善原油渗流能力。 现 场 试 验 实 施 统 计 12 井 次 , 施 工 后 单 井 注 汽 压 力 由 15.8MPa 下降到 13.1MPa ,下降了 2.7MPa ,降低注汽压力技术可 提高了注汽质量,增加了油层吸汽能力。 3.注汽工艺—防止作业冷伤害技术 特稠油、超稠油井油层压力较低,作业时压井液 易进入地层,对地层造成堵塞,吸收地层热量,降低 开采效果;采油时,超稠油进入油套管环形空间,使 井下作业管柱起下困难 ,影响了稠油的正常开采。 4.井筒举升工艺 稠油降粘方法 油管保温方法 井 筒 化 学 降 粘 电 加 热 降 粘 井 筒 掺 稀 降 粘 热 流 体 循 环 降 粘 4.井筒举升工艺 1)掺稀降粘 稀油掺入稠油后可起到降凝降粘作用; 所掺稀油的相对密度和粘度越小,降粘效果也越好; 掺入量越大,降粘作用越显著; 在低温下掺入轻油后可改变稠油流型,使其从屈服 假塑性体转变为牛顿流体。 在有稀油源的油田,具有更好的经济性和适应性。 4.井筒举升工艺 1)掺稀降粘 掺稀降粘工艺管柱 a.空心杆掺稀油降粘 b.单管掺稀油降粘 c.油管掺稀油降粘 d.套管掺稀油降粘 4.井筒举升工艺 掺稀工艺的优缺点 优点:稀油不仅有好的降粘效果,且能增加产油量,对低 产、间隙油井输送更有利。在油井含水升高后,总液量增加, 掺输管可改作出油管,能适应油田的变化。 缺点:稀油掺入前,须经过脱水处理,而掺入后,又变成 混合含水油,需再次脱水,增加了能耗;其次,稀油掺入稠油 后,降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时,增加了 输量,并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利影响。 4.井筒举升工艺 2)化学降粘 含水小于25.98%:稳定的W/O型乳状液 含水大于74.02%:稳定的O/W型乳状液 25.98%~74.02%:不稳定区域 乳化降粘就是添加一种表面活性剂或利用稠油中所含有的 有机酸与碱反应,生成表面活性剂,形成O/W型乳状液,从而达到 降粘的目的。 4.井筒举升工艺 2)化学降粘 乳化剂 GY-1 开发单位 原 油 效 果 加入0.3%药剂(对活性水),在油水比为7:3的条件下,使 石油大学 胜利单家寺 稠油30℃的粘度由9600mPa· s降到340mPa· s,降粘率为96.4 炼制系 稠油 %。24h沉水18.3%。 加入0.05-0.5%(w%)药剂,在油水比为7:3的条件下,使 石油大学 辽河油田冷 持稠油50℃的粘度由32460mPa· s降到30mPa· s,降粘率为 炼制系 家堡特稠油 99.1%。 辽河油田 辽曙一区超 加入0.3%药剂,在油水比为8:2的条件下,使超稠油80℃ 的粘度由5464.3mPa· s降到230mPa· s,降粘率为95.8%。 设计院 稠油 胜利 采油院 胜利草桥稠 加入0.5%药剂,在油水比为7:3的条件下,使超稠油50℃ 的粘度由37620mPa· s降到215mPa· s,降粘率为99.43%。 油 GL-1 LS-28 S-5 F3 SB-2 加入0.33%药剂,在油水比为7:3的条件下,使超稠混合油 华东 辽河超稠混 30℃的粘度由1414960mPa· s降到124mPa· s,降粘率为99.99 理工大学 合油 %。 胜利 采油院 胜利桩斜139 加入0.30%药剂,在油水比为7:3的条件下,使超稠混合油 50℃的粘度由13264mPa· s降到95mPa· s,降粘率为99.28%。 块稠油 4.井筒举升工艺 2)化学降粘 形成O/W型稠油乳状液的条件 1)使用合适的乳化降粘剂 2)要有一定的油水比例 一般来说,比较有利于 O/W 型乳状液形成的油水比例应当是 水含量最低不得少于15%,最高不得高于80%。因为含水量太少, 降粘效果不明显,含水量过高,表面活性剂消耗量大,产油量就 要减少。 3)适当的搅拌 4.井筒举升工艺 2)化学降粘 化学降粘操作成本低,同时对稠油井井筒采取化学降粘后, 由于化学剂的作用,地面集输工艺简化,掺入的部分化学剂可 重复利用,因此化学降粘是国内井筒降粘的发展趋势。 4.井筒举升工艺 注入液 混合产出 注入液 混合产出 φ 89mm油管 Φ 36×6mm空心杆 抽油杆 油管 抽油泵 井下掺药装置 封隔器 泵 Φ 89mm油 管 实心杆 抽油泵 喇叭口 油 层 人工井底 油 层 人工井底 油 层 环空掺化学剂举升工艺示意图 空心杆掺化学剂举升工艺示意图 4.井筒举升工艺 3)电加热降粘 产液粘度(mPa.s) 160000 未电热 120000 80000 40000 0 0 320 电加热 640 960 1280 井深(m) 通过对井下电伴热工具供电,使井下电伴热工具发热,提高井 筒原油的温度,利用稠油粘度的温度敏感性,降低原油的粘度。 4.井筒举升工艺 4)热流体循环 包括空心杆掺热流体循环及环空掺热流体循环,井 筒掺热水进行流体循不仅可以提高产液的温度,而且掺 入热水后可以提高井筒中混合液的含水量,当含水量超 过稠油的含水临界点后,混合液的粘度会大幅度的下降, 从而降低举升阻力,同时减少地面集输的难度。 4.井筒举升工艺 4)热流体循环 ? 热流体循环降粘适于开采高凝固点、高粘度原油 ? 常用的热流体有热水、水蒸气 ? 主要原理:提高产液温度;形成水包油乳状液 4.井筒举升工艺 4)热流体循环 ?工艺原理简单; ?掺热水降粘时,井口掺水温度不低于粘温曲线拐点值; ?掺水蒸汽降粘时,井口掺水温度较高(200℃),压力为 对应温度下的饱和压力,降粘的效果更加明显; ?井筒热流体循环工艺基本不受井深的限制,它除了提高产 液温度外,还可以提高井筒中混合液的含水量来降低粘度。 4.井筒举升工艺 5)保温油管 井筒保温降粘机理: 利用保温性能较好的隔热管作为生产油管,由于这种 生产油管的视导热系数低,隔热性能好,因此可以减少产 液向地层的散热,产液在井筒的温度降相应地的降低,保 持了井筒温度,就有可能保证油井正常的生产。 目前可利用的特种油管主要防氢害隔热油管(0.05~ 0.08 w/m.℃)和高线w/m.℃)。 七、蒸汽吞吐开采规律 基本开采规律 –低采出程度、高采油速度; –单井作业,经济风险小; –周期内产油量呈递减趋势; –周期产油量、周期平均单井日产油逐周期下降; –周期油汽比逐周期下降; 蒸汽吞吐开采规律 单井周期内产量呈现递减规律 吞吐生产周期较短,受粘度影响,一般普通稠油周期生 产时间在250~300天,特稠油生产在180~200天,超稠油周 期生产为35~150天 吞吐周期内的递减符合指数递减规律 lg Q ? B ? At 蒸汽吞吐开采规律 周期产油量、周期平均单井日产油逐周期下降 4500 4000 3500 3000 高 3块 2500 2000 1500 1000 500 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 齐 40块 杜 66块 周期产油与周期数关系曲线 周期 蒸汽吞吐开采规律 周期产油量、周期平均单井日产油逐周期下降 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 高3块 齐40块 杜66块 周期产油与周期数关系曲线 周期 蒸汽吞吐开采规律 周期油汽比逐周期下降 1.6 1.4 1.2 1 高3块 齐40块 杜66块 油汽比 0.8 0.6 0.4 0.2 0 1 2 3 4 5 6 7 周期 8 9 10 11 12 13 周期 周期油汽比与周期数关系曲线 蒸汽吞吐开采规律 周期回采水率较低,随周期增加逐渐增加 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 高 3块 齐 40块 杜 66块 周期回采水率与周期数关系曲线 八、改善蒸汽吞吐效果的技术 ? 井网加密技术 ? 蒸汽添加非凝析气体吞吐 ? 化学辅助吞吐技术 ? 多井整体吞吐技术 ? 提高油藏纵向动用程度技术等 改善蒸汽吞吐效果的技术 1)井网加密 35 30 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 qo t/d 200m 141m 100m OSR 1.5 1.0 0.5 0.0 1 2 3 4 94年 99年 5 9 10 3 2.5 2 2000 OSR 1.5 1 0.5 0 1 2 3 4 5 6 周期 7 8 9 10 t Np 1500 1000 500 0 1 2 3 周期 9 4 年 与9 9 年投产 1 0 0 m 井 距生产井效果对比 4 5 不同井距吞吐开采曲线 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐 机理 ? 扩大蒸汽及热水带的加热油层的体积; ? 助排作用; ? 形成次生气顶,可以起到驱油的作用; ? 通过溶解气驱机理,提高油藏驱动能量; ? 隔热剂,减少蒸汽热损失; ? 减小油水界面张力,形成微乳液,改善原油的流动状况; ? 扩大蒸汽及热水带的加热油层的体积;、 ? 隔热剂,减少蒸汽热损失。 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—助排作用 无非凝析气体 蒸汽+非凝析气体 蒸汽后注非凝析气体 时间(分钟) 非凝析气体对产液能力的影响 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 油藏类型 有效厚度 粘度 mPa· s 渗透率 ×10-3μm2 500~3000 KV/Kh 净总 比 0.3 含油饱和度 % 50% 互层状油 薄油层增产 藏优于块 幅度厚油 20000 状油藏 层(h4m) 0.2 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 委内瑞拉的Tia Junna油藏 油藏基本概况 岩性为疏松砂岩,埋深400-500m,平均油层厚度40m,孔隙度 38%,原始含油饱和度85%,地下原油粘度100-10000mPa.s。 开采历史 从1965年开始采用蒸汽吞吐方法开采,预计一次采油+蒸汽吞 吐的采收率为21%。1983年该油田进行了蒸汽+天然气吞吐的先 导试验。 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 委内瑞拉的Tia Junna油藏 C-5 区蒸汽+天然气与不加天然气吞吐效果对比 油 井 LSJ-1196A LSJ-3206 4850 140000 10923 3 LSJ-3853 4230 0 3419 0.8 LSJ-3856 4880 0 5660 1.2 注入蒸汽量,m3 注入天然气,m3 周期产量,m3 油汽比,m /m 3 4800 0 4404 0.9 2.3 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 委内瑞拉的Tia Junna油藏 ?C-5区先导试验(吞吐第一周期注气) 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 委内瑞拉的Tia Junna油藏 ?C-5区先导试验(吞吐第一周期注气) 井LSJ-1196A与邻井累积产量对比曲线A与邻井累积油汽比对比曲线 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 委内瑞拉的Tia Junna油藏 ?H-7区先导试验(吞吐第四周期注气) H-7 区蒸汽+天然气与不加天然气吞吐的效果对比 油井序号 1 2 3 4 5 6 注汽量,m3 注天然气量,104m3 周期产油,m3 油汽比,m3/m3 4155 4296 3819 3982 4319 14.1 914 0.22 14.4 859 0.20 14.4 / / 4134 / 2480 0.60 2673 2389 2159 0.70 0.60 0.50 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 委内瑞拉的Tia Junna油藏分析现场试验认为: 吞吐早期添加天然气,可以明显提高采油速度,注气增产效 果比较明显;吞吐晚期添加天然气,采油速度没有明显,注气增 产效果不明显,因此为改善吞吐开发效果,应在吞吐的早期添加 天然气。 H-7区原油粘度较高,为10000cp,添加天然气增产效果不明 显,C-5区原油粘度为3000cp,添加天然气对吞吐增产效果明显。 由此看出,原油的粘度越低,添加天然气的增产效果越好。 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 ?辽河油田蒸汽+N2的吞吐试验 自1998年到2000年,辽河油田曙光采油厂先后在杜97、杜 66、杜84和杜80块进行蒸汽+N2吞吐试验45井次,这些试验都 是在油井多轮次蒸汽吞吐以后进行的。 试验累计注蒸汽7.68×104t,加氮气357×104m3,其效果与 上轮只注蒸汽相比,节省蒸汽4220t,累增油3355t。 从以上结果看,蒸汽+N2吞吐有增产效果。如果用天然气代 替N2并且天然气价格低廉,那么会取得较好的效益。 改善蒸汽吞吐效果的技术 2)蒸汽添加非凝析气体吞吐—油藏适应性 辽河油田冷41块生产效果 井号 周期 2 3 1 93-158 2 3 99-160 73-158 99-160 1 2 1 2 1 2 注汽量 t 3091 2503 1442 1912 2492 1792 2286 1664 2078 1792 2119 10 14 11 18 12 液氮量 m3 生产 时间 d 87 228 116 238 76 8 195 62 129 92 258 周期 产油量 t 1551 3876 973 2963 411 18 4100 887 1921 1192 2223 周期 产水量 t 691 2618 493 1259 458 125 3898 78 1073 174 1100 回采 水率 % 23 105 35 66 18 7 171 5 52 10 52 油汽比 0.52 1.55 0.67 1.55 0.16 0.01 1.79 0.53 0.92 0.66 1.04 46-162 改善蒸汽吞吐效果的技术 3)化学辅助吞吐技术 在注汽期间加化学剂辅助吞吐,或在吞吐周期末期用化学 方法延长吞吐周期,提高吞吐效果。 ?化学助排 ?化学降粘 ?油层预处理 化学添加剂在高温下与原油发生化学反应,使原油粘度降 低。 化学添加剂耐温 300℃,能明显降低蒸汽冷凝水的表面张 力,具有较好的防乳化性能 改善蒸汽吞吐效果的技术 4)多井吞吐技术 ?蒸汽吞吐已达多轮以上,处于蒸汽吞吐中后期; ?产量递减严重,周期油汽比已降至0.45,甚至更低; ?地层压力降至原始油藏压力的20-35%,油藏有效驱动能量很小; ?汽窜严重,蒸汽的有效利用率低,吞吐的开发效果变差; ?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; ?吞吐动用半径较小,在井筒附近50m以内。 改善蒸汽吞吐效果的技术 4)多井吞吐技术 定义 多井整体蒸汽吞吐,就是把在同一层位,且汽窜频 繁的相邻的多口吞吐井,组合为一个开发单元,集中注 汽,统一吞吐生产,变单井的孤立行为为统一的有序的 整体行为。 改善蒸汽吞吐效果的技术 4)多井吞吐技术 原理: ?吞吐的单井的孤立行为统一的整体行为。 ?遏制井间汽窜,减少汽窜造成的热量损失;同时,避免周边生产井 因汽窜造成关井,提高了吞吐井的生产时率; ?可加大单井注汽量,增加对油层的热量补给; ?注入热量相对集中,热损失少,油层升温幅度大,加热半径加大; ?由于加热半径相对加大,吞吐井泄油体积增加,周期采油量提高。 结 束 语 稠油热采开发历史,是一部充满挑战、不断深化 油藏认识和技术创新的科技发展史。随着稠油热采开 发程度的进一步加深,深层次的矛盾和问题不断暴露 出来,严重制约着稠油的高效开发。面对严峻的形势 和挑战,紧密依靠科技进步,进一步加大科技攻关力 度,积极探索稠油提高采收率的有效新途径,不断推 动稠油开发工作再上新水平!

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