油田提高采收率工艺技术研究与应用

1油田提高采收率工艺技术研究与应用摘 要：注二氧化碳采油技术是一种比注水开采更能提高原油采收率的方法。该技术既可适用于埋藏深、储油物性差的油藏，也可适用于低渗透、高粘、高凝油等难开采油层，既可适用于油田的中后期开采，也可适用于新油田的开发。自上世纪 50 年代美国开始二氧化碳驱油技术研究以来，二氧化碳技术发展迅速，目前已经成为一项主导的吞吐开采技术。关键词：二氧化碳；驱油；吞吐引 言在我国，大部分油田的储层属陆相沉积，非均质性比较严重，原油粘度较高，含水上升速度快，加之有不少油田的开发已进入中后期，尽管采取了注水、注蒸汽等一系列措施，但原油采收率仍比较低，为了满足我国工业发展对石油能源日益增长的需要，寻求一种开采效果好、又有经济效益的采油技术已是迫在眉睫。向地层中注入二氧化碳气体就是这样一个能解决问题、大幅度提高原油采收率的开采方法。我国最早开展研究的气体采油技术就是二氧化碳驱油技术。1996 年江苏油田富民油田 48 井开展了二氧化碳吞吐试验，累计增油 1500t。最近，我们又分别针对高凝油、特稠油、中质稠油、轻质稠油四种油藏中进行了二氧化碳吞吐采油试验，研究出了不同相态的二氧化碳在不同油藏条件下的采油效果。试验结果表明，特稠油采用二氧化碳调剖剂辅助蒸汽吞吐方案后，单井平均增油已超过 400t，取得了非常好的效果。1. 二氧化碳采油技术概述2.二氧化碳采油技术优势注二氧化碳采油技术是一种比注水开采更能提高原油采收率的方法，这是已经被许多的理论研究和实际生产效果所证明了的。与其它三次采油技术相比，二氧化碳采油技术具有下列优势：a）驱油效果好。该技术在国外已得到大规模应用，已被证实是一种开采效果好、又有经济效益的提高采收率的增产技术；同水驱效果相比，采用该方法一般可将原油采收率提高 15%左右。b）适用范围广泛。该技术既可适用于埋藏深、储油物性差的油藏，也可适用于低渗透、高粘、高凝油等难开采油层，既可适用于油田的中后期开采，也可适用于新油田的开发。c)对油层无伤害；d)施工操作方便；e）工艺技术逐渐成熟。1.2 二氧化碳性质在常温常压下，二氧化碳是一种比较浓的无色无味气体，其密度比常温条件下的空气重 50%，并且具有很低的压缩系数。二氧化碳临界温度为 31.11，临界压力为 7.53MPa（或为 1071psi） 。在高于此临界温度时，二氧化碳呈气态，且密度随着压力的增高而增大。二氧化碳三相点温度为-78，压力为0.58MPa（或为 83psi） 。二氧化碳标准液态的温度-17，压力 2.1MPa。二氧化碳较易溶于水，其溶解度随压力增加而增加，随温度增加而降低，随水中的矿化度的增加而减少。在大部分混相驱中，油藏温度在临界温度之上，因此在油层中很难形成二氧化碳液态驱。. 二氧化碳驱油作用机理通过对稠油、高凝油及稀油油藏二氧化碳驱油过程的研究，总结得出其主要机理如下。a）使原油体积膨胀原油溶解二氧化碳后体积膨胀，主要表现三个方面：（1）原油体积增大，促使充满油的孔隙体积也增大，为油在孔隙介质中流动提供了有利条件；（2）3水驱后留在油层中的不可动残余油随二氧化碳溶解而膨胀，并被挤出孔道中，使残余油饱和度变小；（3）膨胀的油滴将水挤出孔隙空间，使水湿系统形成一种排水而不是吸水过程，发生相渗透率转换，形成了一种在任何饱和度条件下都适合油流动的有利环境。b）降低原油粘度原油中溶解二氧化碳后，原油的粘度会大幅度降低。当完全饱和二氧化碳后，原油的粘度甚至可以降到 1/101/100。原油粘度越高，其粘度下降得越多，粘度的降低和其对原油流度的影响在中粘和重油中是相当明显的。原油粘度的降低，促使原油流动性提高，其结果注入少量的二氧化碳就可达到一定的驱油效率，也就是说，注入一定量的二氧化碳，就可达到较高的驱油效率。另外，原油流动性的提高，使原来难以开采或根本不能开采的原油可以开采。c）多级混相驱油二氧化碳注入地层后与地层原油通过多次接触，在一定的温度和压力下，二氧化碳与原油形成单一的混合物，达到混相驱油。此时界面张力最低，可动用油量最大，采收率可达 90%以上。在较低的压力下，二氧化碳与原油之间只存在部分混相；当压力较高（6.9 9.7MPa） 、温度较高（ 55）时，二氧化碳不断从原油中萃取低分子烃，形成二氧化碳富气相，通过汽化作用使二氧化碳与原油的混相程度增大；在高压下（13.820.5MPa ） ，二氧化碳的密度与原油密度接近，可迅速地汽化大量的原油，与原油形成完全混相。d）降低界面张力二氧化碳在油和水中都有一定的溶解度，使由分子间作用力而产生的界面张力有所降低。这样使油水相对渗透率发生改变，即油相相对渗透率提高，水相相对渗透率降低，使更多的油被采出。e）蒸发原油中间烃组分二氧化碳是非常强的蒸发剂，可萃取原油中 C5-C30 范围的烃类，增加原油的流动性。f）形成溶解气驱随着开采时间的推移，地层压力会逐渐下降，原来溶于原油中的二氧化碳会大量释放出来，形成溶解气驱，可提高生产井的回采水率。g) 二氧化碳+助排剂起调剖作用，提高蒸汽吞吐效果上述的二氧化碳与原油的作用机理是泛指的。对于不同类型油藏的不同生4产条件、不同开采时期，二氧化碳所起的作用机理也不相同。譬如，对于轻质油油藏，二氧化碳所起的作用主要是膨胀驱油和溶解气驱，降粘作用则很少；而对于稠油油藏，降粘则是二氧化碳所起的主要作用。3. 二氧化碳采油工艺分类二氧化碳的石油工业应用可以是：二氧化碳吞吐（单井增产措施） ；连续注二氧化碳；二氧化碳段塞驱；同时注水和 SO2；二氧化碳+LPG （液化石油气） ；LPG 段塞由二氧化碳顶替等。对此，我们重点研究的是不同相态二氧化碳吞吐工艺以及二氧化碳段塞驱油工艺，具体情况如下。3.1 气态二氧化碳吞吐采油工艺a）液态二氧化碳气化工艺采用液态注入后加热气化的工艺方法。即从储罐运送来的二氧化碳，先增压到地层吸入压力，再经加热炉加热气化。b）二氧化碳气态注入工艺流程一般情况下，二氧化碳由液态二氧化碳罐车运送到施工现场，经低压泵送到柱塞泵吸入口，经柱塞泵加压后（加压到地层吸入压力）送入加热炉，液态二氧化碳在加热炉内进行热交换，吸热后升温汽化，气态二氧化碳在压力作用下进入地层。根据不同工艺要求，二氧化碳可以从油套环空注入，也可以下入光油管，从油管内注入，还可以在油层顶部下入封隔器，从油管内注入。c）气态二氧化碳注入参数设计气态二氧化碳的施工参数设计受到地层吸入压力、加热炉的功率等因素的影响。根据加热炉的功率（最大功率为 360kw），结合施工井的实际情况。d）气态二氧化碳注入后焖井时间气态二氧化碳推荐的最佳焖井时间是 1015 天。对于稠油油藏和低孔、低渗油藏，焖井时间应相对较长。e）气态二氧化碳注入后回采速度二氧化碳吞吐初期一般存在自喷期，自喷期的生产压差应控制在0.51MPa/d 。自喷期结束后采用机抽采油，机抽时，当供液能力明显增强，动液面上升时，调整抽汲参数，增长冲程，加大冲次；在动液面没有明显变化时，抽汲参数不变。3.2 液态二氧化碳吞吐注采工艺设计液态二氧化碳采油工艺与气态二氧化碳采油工艺的不同点如下所示。5（1）二氧化碳液态直接注入。（2）注入速度不受设备的限制，可适当加大排量。（3）由于二氧化碳在油层内升温需要一定时间（油层温度恢复到原始温度的90%左右，一般需要 48h，完全恢复一般需要 78d），因此焖井时间一般需长23d。（4）其他情况与气态基本相同。3.3 气（CO 2）-气（N 2）段塞吞吐采油工艺原油能够从地层中被顺利地开采出来，必须具备两个条件，即：油层压力足够高；原油流动性好。气（CO 2）-气（N 2）段塞采油正是实现了在提高压力的同时提高了原油的流动性。这是由氮气及二氧化碳与原油的作用机理决定的：氮气本身不溶于水，在原油中的溶解度也很低，弹性系数大，注入地层后，可使地层能量得到迅速的补充，提高地层压力；而二氧化碳易溶于原油，溶于原油后具有良好的膨胀和降粘效果，可有效提高原油的流动性能。由于二氧化碳在普通稠油中降粘效果最好，因此气（CO 2）-气（N 2）段塞吞吐采油工艺适用于地层能量亏空较大的轻质稠油油藏。实验结果表明：段塞长度以小一些为好，一般段塞长度为 0.20.3PV。段塞过长，在较高的油层压力下，由于氮气与二氧化碳的密度差异，容易造成氮气突破二氧化碳，造成不利的流度比。段塞比一般为 1:11:3。采用气-气交替的注入方式，平均分为多个段塞，最后一段是氮气，这样可防止氮气突破二氧化碳。4. 二氧化碳采油设备研制与配套二氧化碳采油技术是一项全新的提高采收率方法，在现有技术的基础上，项目组成员经过反复设计、论证，与厂家多方接触，自行设计生产了一套二氧化碳地面加热、注入及井下加热设备。 5. 二氧化碳吞吐采油工艺的现场试验5.1 二氧化碳采油现场试验概况为了研究不同相态的二氧化碳在不同的油藏条件下的采油效果，我们分别选取了高凝油、特稠油、中质稠油、轻质稠油四种油藏进行了二氧化碳采油现场试验。6a）在高凝油中采用的是气态注入的方式，焖井回采初期自喷，后由于作业施工的不连续和油井本身的原因，导致没有正常生产，其效果无法评价。b）在特稠油中采用的是二氧化碳+调剖剂辅助蒸汽吞吐的方案，取得了非常好的效果，单井平均增油已超过 400t。c）在中质稠油中试验 1 口井，效果不理想。d）在轻质稠油中的试验了两口井，其中茨 14-155 井采用的是气（CO 2）+气（N 2）段塞吞吐采油，由于井本身的原因不能正常生产；茨 20-133 井取得了较好的增油降水效果。5.2 特稠油藏二氧化碳吞吐试验及应用a）试验油区基本概况辽河油田曙一区兴隆台超稠油油藏，已探明含油面积 15.7km2，地质储量10756104t，脱气原油粘度达到 80000300000mPa.s ，埋深 870m，油层物性好。多年来经过多轮次蒸汽吞吐，存在以下几方面问题。1）高轮次井增多，周期生产时间长，周期产油量下降，产水量增加，油汽比下降，吞吐效果差，吨油成本大幅度升高。2）区块内顶水下窜、底水上窜严重。3）随蒸汽吞吐轮次的增加，汽窜有加剧的趋势。针对目前特稠油油藏开采存在问题，借鉴国内外二氧化碳在稠油中的应用技术，本文提出采取二氧化碳调剖剂辅助蒸汽吞吐采油技术。经计算试验区块的混相压力大约在 20Mpa，所以注入的二氧化碳和原油在地层条件下不能形成混相，二氧化碳驱油为非混相驱。b）二氧化碳+助剂+蒸汽吞吐工艺方案1）驱油机理向特稠油油藏中先期注入一定量的调剖剂，调剖剂在油层中发泡，封堵由于多轮次蒸汽吞吐后造成的汽窜通道，降低后期注入的二氧化碳和蒸汽在油层中的指进量，提高油层垂向动用程度，有效控制二氧化碳的流度。接着向井内注入一定量的液态二氧化碳，注入油藏后的二氧化碳在地层温度下迅速气化，一方面气态二氧化碳混溶于油中，使得原油产生膨胀，增大驱油效率，同时能淬取原油中重组份，使得原油粘度降低。由于特稠油粘度很高，二氧化碳只是初步降粘，进一步注入大量蒸汽来降低原油粘度。另一方面一部分液态二氧化碳气化时，要大量吸收热量，在地层比较封闭的条件下，热量大7量丧失会导致另一部分液态二氧化碳迅速降温，形成干冰颗粒造成堵塞，具有一定的调剖作用。在焖井一段时间后压力降低，二氧化碳会从原油中析出，把原油连续驱向压力更低的井底，起到了溶解气驱的作用。综上所述，二氧化碳+助剂所起的主要作用为：调整吸气剖面，增大波及系数，降低原油粘度。2）工艺参数根据超稠油试验区的油藏物性特点以及基本生产情况，对该试验区的二氧化碳+ 泡沫助剂辅助蒸汽吞吐方案做了总体设计。3）注入工艺油井作业结束后，通过水泥车从油管向井内注入设计量的调剖剂，随后通过气体增压泵从油管注入设计量的液态二氧化碳,待二氧化碳注入结束后，向井内注入蒸汽，达到蒸汽注入量后焖井。4）工艺流程特稠油二氧化碳+助剂辅助蒸汽吞吐采油工艺到目前为止在特油公司现场实施共 15 口井，累计注入液态二氧化碳 1117t，泡沫助剂 68t，累计对表 5 进行分析可知，杜 84 特稠油区块经过实施二氧化碳+泡沫助剂辅助蒸汽吞吐工艺后，主要有以下几项生产参数发生了较为明显的变化。1）注汽压力升高：15 口措施井上轮平均注汽压力为 7.17MPa，本轮为8.12MPa，注汽压力平均增加了 1MPa；这说明注入的液态二氧化碳和泡沫助剂已较好的起到了调整吸液剖面的作用，改变了蒸汽的驱替路线，扩大了蒸汽波及面积。2）产油量增加：到目前为止，15 口措施井已增产原油 1106t，平均每口生产井增产原油 127.3t。而且还应考虑到，在这 15 口措施井中，只有 3 口井结束了本轮周期；其余的包括尚处于焖井时期的 3 口井、窜停重开的 2 口井、生产周期未结束的 7 口井。结束本轮生产周期的 3 口井的产油量比上一轮次分别增加了 182t、262t、402t，平均增产量 282t，可见，实施二氧化碳+助剂辅助蒸汽吞吐工艺的增产效果比较明显。3）油汽比增加：周期结束的 3 口井上一轮次的油汽比分别为0.36、0.30、0.32，本轮次均有所增长，分别为 0.40、0.38、0.49。就平均值而言，12 口生产井上轮和本轮平均油汽比分别为 0.333、0.377，略有提高。由于8大部分井还在生产期，油汽比还要增加。4）排水期缩短：在生产井中除 3 口井外，其余的 10 口井的本轮排水期均比上轮有所下降。从平均数上看，本轮平均排水期为 3.54d，比上轮平均排水期7.78d 要缩短 4d。排水期的缩短进一步表明：在添加了二氧化碳和泡沫助剂后，地层对蒸汽的吸入能力增加了；而且在开井生