江汉油田-注氮气提高采收率研究.doc

江汉油田注氮气提高采收率研究张书平 何建华摘要 本文从氮气性质、氮气注入对原油性质的影响等方面着手，探讨了注氮气提高采收率机理；总结了氮气非混相驱筛选标准；通过注氮气提高采收率室内实验，进行注氮气影响因素及配套工艺技术研究；最后介绍了黄场油田黄16井区注氮提高采收率研究及水气交替注氮现场试验情况。关键词 氮气；提高采收率；非混相驱；水气交替一 注氮气提高采收率机理1 氮气性质在常温常压下，N2为无色无味的气体。N2的临界温度为-146.80，熔点为-209.89，沸点为-195.78，临界压力为3.398MPa。当压力为0.1MPa，温度为0时，N2的密度为1.25kg/m3，动力粘度为0.0169mPa.s。N2化学性质极不活泼，在常态下表现出很大的惰性。它不易燃烧、干燥、无爆炸性、无毒、无腐蚀性。氮气的密度随压力升高而增加，随温度的升高而降低。氮气粘度总的趋势是随压力升高而升高；氮气的粘度受温度的影响较小。氮气在水中的溶解性很微弱；含盐量越高，溶解度越小；压力增加，氮气的溶解度提高。氮气在原油中的溶解性也较弱，且对轻质原油的溶性比对重质原油好。氮气与二氧化碳、烟道气等气体相比，具有以下特点：、在相同压力、温度条件下，氮气的压缩系数比二氧化碳、烟道气大。、氮气对大多数液体的溶解性差，对原油的降粘作用比二氧化碳效果差。、氮气是惰性气体，而二氧化碳、烟道气具有腐蚀性；、氮气气源充足且价廉，且氮气无需特殊处理，注入流程简单，副作用少，易于实施。因此注氮气开采油气技术越来越受到重视并得到迅速发展。2 注氮气对原油性质的影响当氮气注入油层时，它与地层油接触，产生溶解-抽提传质过程，氮气被富化，导致气-油两相间的界面张力则会不断降低；而地层原油性质因溶解氮气或逐渐失去轻烃和中间组分而发生变化。通过对黄35-1井潜43原油体系进行注入氮气对原油性质的影响实验研究，得出以下结论：、随着氮气注入比例的增加，重质组分比例越来越少，原油越来越轻。、在饱和压力下地层原油粘度、密度明显下降。、地层原油体积膨胀能量增大，且注入氮气比例越大，原油膨胀能力越强。、原油体系的饱和压力升高。、原油体积系数注入氮气后增加约9.48%。、随注入氮气摩尔百分含量的增加，原油溶解气量逐渐增大。这表明注氮后原油体系的弹性能增加，有利于保持地层压力。3 注氮气提高采收率机理从氮气驱替机理分，注氮提高采收率可分为氮气混相驱和氮气非混相驱二种类型。3.1氮气混相驱氮气混相驱是多次接触混相过程，其主要机理是：在高压下通过蒸发作用从原油中提取轻烃和中间烃，达到与原油混相。氮气与原油的最低混相压力（64MP）很高，所以氮气混相驱一般只适应于深层油藏压力高的油藏，另外要求原油中轻烃含量高。3.2氮气非混相驱氮气非混相驱包括单纯注氮气非混相驱、水气交替注氮非混相驱等多种形式。氮气非混相驱机理主要体现在以下几方面：、氮气压缩系数大，注入氮气可有效补充地层能量和保持油藏压力,且由于氮气有良好的膨胀性，使其具有良好的驱替、气举和助排等作用；氮气能进入水难以进入的低渗透层段和小孔道，水驱后留在油层中的不可动残余油随氮气进入而替换出小孔道，使残余油饱和度变小。、氮气对原油有限量的蒸发和抽提作用。注入氮气与油藏原油接触过程中，原油中的中间烃产生蒸发、氮气产生抽提作用，气相不断被富化，注入气体更易产生近混相作用，提高驱油效率。、氮气部分溶解于原油，有一定的使原油膨胀作用和降低原油粘度作用。同时,氮气溶解使原油体积膨胀，膨胀油将水挤出孔隙空间，使排驱的油相相对渗透率高于吸吮时的水相相对渗透率，发生相对渗透率转换，形成有利的油流动环境。注入氮气后，氮气在开采压力下降过程中产生溶解气驱作用。水气交替注氮气提高采收率，除以上氮气非混相驱提高采收率机理外还有其特殊性。气水交替方式注氮把水驱和气驱的优点有效地结合在一起，不仅可以改善由于气水粘度差异造成的粘性指进，使驱替前沿相对均匀，而且由于渗吸作用，对低渗透层剩余油的驱替更有利。水相主要驱扫油层中下部，注入的气相由于重力分异作用向上超覆主要驱扫油层上部，气液交替驱扫不同含油孔道，有效提高驱油效率。二 氮气非混相驱筛选标准在广泛调研国内外开展的氮气驱主要是氮气非混相驱的现场试验情况基础上，参照J.J.Taber制订的非混相气驱筛选标准和KLINS制订的二氧化碳非混相驱筛选标准，结合氮气非混相驱室内实验研究成果，综合制订了江汉油田氮气非混相驱的油藏筛选标准（表1）。表1 氮气非混相驱油藏筛选标准（江汉油田）油藏地质流体参数推荐的标准推荐的标准原油密度0.84980.8498粘度，mPa.s100，最好10100，最好10成分轻烃的高百分比轻烃的高百分比油藏含油饱和度，%4040地层类型砂岩或碳酸盐岩，允许有少量裂缝砂岩或碳酸盐岩，允许有少量裂缝有效厚度，m比较薄，除非地层是倾斜的比较薄，除非地层是倾斜的平均渗透率，10-3m2500，最好100500K2000深度，m550550温度，不重要不重要地层倾角，0倾角较大有利，最好1020地层韵律正韵律或复合韵律为好正韵律或复合韵律为好裂 缝无大裂缝无大裂缝备注倾斜陡的油层驱替过程中往往出现重力分异作用，但是具有不利的流度比，对非混相驱强化重力泄油来说，倾斜油层是成功的关键。推荐的氮气非混相驱筛选标准、标准是针对渗透率高低不同的油藏而言，对渗透率小于50010-3m2的油藏要求其倾角相对小，对渗透率大于50010-3m2的油藏要求其倾角相对大些。三 注氮气提高采收率室内实验研究1、 氮气混相能力研究选用广35井潜34油层原油，通过细管实验、经验公式预测方法进行氮气混相能力研究。实验温度为115，分别在28.4MPa和36.3MPa下进行细管驱替实验,第二个压力36.3MPa已经高出地层压力2MPa。实验结果表明，在高于地层压力2MPa的条件下，注入氮气到0.6PV时气体已经突破，最终采收率不到60%，说明没有达到混相。根据Abbas Firoozabadi和Khalid Aziz关于氮气和贫气的最小混相压力计算公式，按广35井原油组分计算表明，混相压力为64.59MPa，远大于原始地层压力。2、 水气交替注氮提高采收率室内实验研究通过开展平面模型和长岩心注氮气提高采收率实验，研究各种条件下注氮方式、注氮参数对氮气非混相驱提高采收率的影响。2.1、平面模型实验复合韵律平面模型高渗低渗高渗平面非均质模型高渗低渗根据需要，压制了均质、平面非均质、纵向非均质三类平面模型（图1），整个平面模型用环氧树脂浇铸密封，并装入特制的高压容器模型中，以模拟油层的上覆压力环境等，高压实验容器最高耐压50MPa。单层模型基本规格：25015020mm；多层模型基本规格：25015030mm。图1 高压平面模型示意图2.1.1、地层韵律对水气交替注氮影响针对正韵律和反韵律纵向非均质模型开展了水气交替注氮驱油实验结果表明，无论采用高渗层注低渗层采、低渗层注高渗层采，还是合注合采形式，正韵律油藏比反韵律油藏水气交替注氮气开采效果要好。分析认为，对于正韵律模型，稳定注水时，注入水容易首先进入下部的高渗透层，上部低渗透层水的波及程度低，当后续进行气-水交替注入时因重力分异作用，将上部低渗透层未动用或动用程度低的原油驱出，从而提高原油采收率较多；相反，对于反韵律模型，稳定注水时，注入水易首先进入上部的高渗透层，后续进行气-水注入时重力分异作用造成注入气仍然进入上部的高渗透层，对下部低渗层仍然未得到充分动用。因此，正韵律油藏比反韵律油藏水气交替注氮气提高采收率效果要好。2.1.2、注气位置对水气交替注氮效果影响采用低渗透平面模型，在倾角300的情况下开展了水气交替方式注氮驱油实验。实验结果表明，在水驱油基础上采用高部位、低部位水气交替二种方式注氮提高采收率差别相差7.75%，说明高部位注氮较为有利。因为在高部位注气，可在构造高部位形成次生气顶，低部位形成剩余油富集区，使低部位的油井产量增加，可获得较好的采收率。2.1.3、气液比对水气交替注氮效果影响不同气液比的水气交替注氮实验采用平面非均质模型。图2所示实验结果表明，1:1是比较合适的气液比，能最大限度提高原油采收率。图2 气液比与提高采收率关系曲线2.2、注氮气提高采收率长岩心驱油实验研究长岩心模型是用黄场油田潜43三组油层小岩心按调和平均方法排列而成，实验油样为按气油比33.2m3/t、泡点压力5.10MPa配制的黄场油田模拟原油，驱替氮气为商品氮气，地层水和注入水根据现场实际配制。2.2.1 地层倾角对氮气/水交替驱油的影响采用平均渗透率57.5310-3m2的长岩心开展了不同倾角的水气交替注氮长岩心驱油实验。实验结果(图3)表明，地层倾角对水气交替注氮有较大影响，地层倾角越大，提高采收率值越高；地层倾角10以下对注氮没有明显影响，地层倾角20以上则其影响相对较大。图3 地层倾角对水气交替注氮的影响2.2.2 原油粘度对氮气/水交替驱油的影响采用平均渗透率110.4210-3m2的长岩心，开展了21.3倾角下不同粘度原油的水气交替注氮长岩心驱油实验。图4所示实验结果表明，随原油粘度的增加，水气交替注氮提高采收率的幅度减小。这说明原油粘度高不利于发挥注氮的优势，氮气难以驱动小孔道中粘度较高的剩余油，氮气与高粘度原油具有明显的不利的流度比。图4 原油粘度对水气交替注氮的影响表2 PCF-2等起泡剂性能指标序号项目CYF-2PCF-21密度，g/cm31.031.061.051.072外观透明粘稠液体淡黄色粘稠液体3pH值7.01.07.01.04发泡性能90半衰期min清水7065矿化水（30104mg/L）3040泡沫特征值，%清水7580矿化水（30104mg/L）40755配伍性（90、矿化度30104mg/L）清澈、透明清澈、透明6起泡剂粘度，mPa.s25357表面张力，mN/m25.025.0备注起泡剂使用浓度为0.5%。2.2.3注入时机对氮气/水交替驱油的影响采用平均渗透率183.3810-3m2的长岩心，开展了21.3倾角下不同含水率下开始水气交替注氮的长岩心驱油实验。实验结果表明，随原油饱和度的降低，水气交替注氮提高采收率的幅度逐步减小。2.3 注氮气配套工艺技术研究2.3.1、耐高盐起泡剂评选、泡沫凝胶研制针对江汉油田地层水矿化度高，地层温度高的情况，研制出了抗温耐盐性起泡剂CYF-2和PCF-2。其耐盐达到30104mg/L、耐温达到90。性能评价结果见表2。并筛选出了与起泡剂相适应的耐盐性能好、稳定期长、货源广的稳定剂黄原胶及HPAM等。2.3.2、注氮用耐高盐调剖体系研究1）、氮气泡沫调剖实验研究实验采用平面非均质模型，实验温度60，考虑到吸附损失起泡剂CYF-2浓度采用1.0%，气液比采用1：1，注入速度为2.0cm3/min。氮气泡沫调剖实验结果（图5）表明，在单一水驱状态下，高低渗层的出口流量有明显差别；随着含泡沫剂的水和氮气的交替注入，高低渗层出口流量的差别逐渐变小；后续水驱后，高低渗层出口流量的差别逐渐变大，但最后的差别仍然比最初的差别小。图5 流量变化曲线分析认为，氮气、泡沫剂的注入，会产生氮气泡沫相，它优先进入高渗层，从而增大高渗透层的渗流阻力，迫使后续流体转向低渗层，起到调剖作用。后续水驱时，由于氮气泡沫相在孔隙中仍然可继续占据一部分孔道，加上贾敏效应的作用，使之仍具有一定的调剖作用。2）、起泡剂使用浓度优化实验起泡剂使用浓度优化实验采用纵向非均质平面模型在60下进行，泡沫剂选用PCF-2，泡沫剂浓度分别为0.2%、0.5%、0.75%、1.0%，气液比采用1:1，泡沫剂水和氮气同时注入，总注入速度为2.0cm3/min。实验结果表明（图6），随着泡沫剂浓度的增加，采出程度逐步增加，比较合适的泡沫剂浓度范围为0.5-0.6%。图6 提高采收率值与起泡剂浓度关系曲线3、泡沫凝胶研制泡沫凝胶是以HPAM为主剂，添加起泡剂、交联剂等制成。实验研究表明，主剂浓度为0.3%时可形成稳定的泡沫凝胶；泡沫质量越高，表观粘度越高，形成泡沫凝胶的直径越小，稳定性越好；pH值对泡沫凝胶的性质无明显影响。具体指标如下：a、90下，交联时间24h，交联粘度1500mPa.s3000mPa.s；b、耐温90，抗盐10104mg/L30104mg/L，有效期三个月以上；c、封堵率90%。四 黄场油田黄16井区注氮现场试验1、黄场油田地质概况黄场油田潜43油组是一单斜构造，地层倾角21左右。黄场油田中部黄16井区，油层厚度1.04.4m，平均2.2m，含油面积3.22km2，地质储量64.0104t。储层平均有效孔隙度13.9%，平均空气渗透率50.410-3m2。地层原油密度为0.788g/cm3，粘度4.2mPa.s，地层压力27.55MPa，地层温度90。地层水总矿化度28.5104mg/l，水型为碳酸氢钠型。2、黄16井区注氮开发方案优选在完成三维地质模型建立、油藏开发生产历史拟合等研究基础上，通过数值模拟进行了水气交替注氮注入参数优化、注氮开发方案优化。从黄16井区的生产实际出发，共设计七类23个注入参数优化方案，对未来（2002年1月1日开始）动态预测至2012年12月31日。注采参数优化结果如下：、驱替方式优选宜选择气-水交替注入方式；、注入方式为注气30天，注水20天；、注入周期为30天的注入效果最好；、气水交替注入井的注入量选择目前注入量的1.2倍较为合适；、最佳气水比为1.2：1；、油井排液量为目前的1.01.2倍较合理，若油层供液充足，油井取目前排液量的1.2倍。3、矿场注入情况黄新33井于2002年1月10日开始氮气-水交替非混相驱，截止到2002年底，黄新33井注氮第一阶段共进行氮气-水交替注入四个周期，共注入氮气356014m3（地面），折算地下体积4989m3（表3）。表3 黄新33井2002年氮气-水交替注入情况注入阶段注入时间注入量日注入地下体积(m3)周期起止时间天数（d）小时(h)注水量(m3)注氮量(m3)地下注氮量(m3)1注氮02.1.10-2.62813864068113240注水02.2.7-2.1913275.3533412注氮02.2.20-3.1928409148227262094注水02.3.20-4.22346191170403注氮02.4.23-5.3038415.5126465111829停注02.5.31-7.30脉冲注水02.7.31-9.2860738969164注氮02.9.29-10.91141.51725411911注水02.10.10-11.224341.546419合计35629783136356014498923备注：地下氮气体积计算压力按注氮稳定压力，第一、二周期7MPa，第三周期14MPa，第四周期18MPa。4、注氮先导试验动态特征及驱替效果分析黄新33井自2002年1月10日开始注氮气，2002年5月底由于注氮设备故障而停止注氮气。在注氮气过程中，周围共有9口油井见到注气效果。从2002年7月初开始，对应油井效果变差。至2002年9月底，对应油井的产油量基本回到注氮气前的水平，黄新33井组注氮累积增油2245t。4.1、注入动态变化4.1.1 注氮气初期注入压力较高黄新33井注氮气四个周期中每周期开始注氮气时注入压力均较高，最高注入压力达到22-30MPa，一般5天后压力下降，并趋于稳定。第一、二周期注氮压力基本稳定在7MPa左右，每天起泵注氮气到停泵期间，注氮气压力也保持比较稳定。第三周期注氮气压力明显高于前二个周期，第三周期开始注氮气稳定压力较高，在14MPa左右，比前二个周期提高了一倍。4.1.2、注氮气前后油层吸水能力基本稳定注氮气前黄新33井脉冲注水，在13.2MPa注入压力下日注水41m3。注氮气后转注水期间，除第四次注入压力偏高外，前三周期注水压力和日注水量基本与注氮气前相同。4.2、油井见效特征4.2.1 油井见效早黄新33井注氮气十天以后，一线油井黄斜35-3井日产油从注氮气前的4-5t/d上升到5t/d以上，后持续上升，最高日产油达到11.4t/d（图7）。其它一线油井在第一周期或第二周期初开始见效。图7 黄斜35-3井与黄新33井注采对应曲线4.2.2 油井动液面普遍上升黄新33井注氮气后，对应油井动液面普遍上升。9口油井注氮气前平均动液面为2162m，注氮气期间最高动液面达到1713m，平均上升449m。停止注氮气以后，油井动液面呈下降趋势，6月份平均动液面为1968m；9月份平均动液面为2114m。4.2.3 油井产液量、产油量增加，含水率下降注氮气后见效明显的油井日产液量上升，日产油量增加，含水率下降。见效的9口油井于2002年6月份效果达到最好，日产油由注氮气前的39.4t上升到61.5t,上升了22.1t；含水率由62.4%下降到56.1%，平均下降6.2个百分点。4.2.4 氮气推进比较均匀从现场套管气样（15井次）化验数据分析（表4），见效的9口油井套管气组分中氮气含量大于该区基准样氮气含量（基准样氮气含量为1.48%）。在距黄新33井最近的一口油井黄16-1井见到氮气后，及时（2002年4月）将黄斜16-5井的日注水量由20m3/d，提高到40m3/d，有效地控制了气窜。虽然黄斜16-1井套管气中氮气百分含量在上升，但套管气的总体积由4月份的1032sm3/d下降到五月份的720sm3/d，其中氮气体积由600sm3/d下降到480sm3/d。由于根据氮气突进情况，及时进行调整，氮气推进比较均匀，从而扩大了氮气波及范围，使得部分二线油井见到注气效果。表4 黄新33井组套管气取样氮气含量（%）井号井距（m）高差（m）3月份4月份5月份6月份黄16305+90未取到未取到4.14.1黄斜16-1221+8.458.1960.74/50.2566.7772.77黄斜16-2337-102未取到未取到未取到未取到黄斜16-7537-250未取到22.55未取到12.45黄新斜35453+145.06/15.27黄斜35-1526+123未取到黄斜35-3442-10711.19未取到31.4624.92黄35-47342055.78黄35-5696-603.065、矿场先导试验经济效果估算2002年黄新33井组第一阶段气-水交替注入总天数356天，其中注氮气70天。成本合计：63.8万元。黄新33井组段气-水交替注氮先导试验累计增油2245吨，原油价格按1202元/吨计算，原油销售收入269.8万元，投入