特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术课件

特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术2023/7/17特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术前言注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选典型井区转换开发方式研究认识与结论六八七主要内容前言一二三四五注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理研究区地质特征及开发现状

特超稠油开发技术及应用

特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注氮气改善蒸汽吞吐效果在新疆、辽河、胜利等油田已有应用，取得了很好的效果；前言研究的目的大规模应用于克拉玛依九7+8区齐古组特超稠油油藏为国内尚属首次，其注氮适应性、作用机理、操作参数有待深入研究；开展特超稠油油藏注氮气提高采收率技术的数模科技攻关，为改善特超稠油开采效果，提高吞吐阶段采收率，减缓超稠油产量递减提供一条有效途径，同时对九7+8区及类似特超稠油油藏的开发提供技术支持。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术前言注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选典型井区转换开发方式研究认识与结论六八七主要内容一二三四五注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理研究区地质特征及开发现状

特超稠油开发技术及应用

特超稠油开发技术及应用特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术特超稠油开发技术及应用1.1热采法1.1.1常规热采方法蒸汽吞吐使用各种助剂改善吞吐效果，助剂主要有天然气、氮气、溶剂(轻质油)及高温泡沫剂(表面活性剂)，生产周期延长，吞吐采收率由15%提高到20%以上。蒸汽驱美国的克恩河油田和印度尼西亚的杜里油田

火烧油层由常规火驱变为复合驱。例如，利用水平井进行重力辅助火烧油层(COSH，也译作燃烧超覆分采水平井)、火驱与蒸汽驱复合驱等，从而提高采收率，提高经济效益特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术特超稠油开发技术及应用1.1热采法1.1.2蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)3种方式:双水平井、水平井直井组合方式，单井SAGD1.1.3蒸汽与非凝析气推进(SAGP)技术将SAGD工艺改进，注入非凝析气(如天然气)。非凝析气与蒸汽一起从生产井上方的注入井注入。天然气在注入井上方的腔体内聚集，降低热损失。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术特超稠油开发技术及应用1.1热采法1.1.4水平压裂辅助蒸汽驱(FAST)技术将成熟的水力压裂技术与蒸汽驱技术有机地结合起来，通过水力压裂在油层中形成可控制的水平裂缝来改善油层蒸汽驱的效果。水平裂缝辅助蒸汽驱技术是用于开采中浅层(即可以形成水平裂缝油层)稠油油藏和特、超稠油油藏最为成功的技术之一。1.1.5间歇蒸汽驱蒸汽驱注汽井采取注汽段时间再关井一段时间的非连续注汽，此时采油井一般仍采取连续开采方式生产。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术特超稠油开发技术及应用1.1热采法1.1.6一注多采技术优选井间热连通性好的井组，选取1口中心井大注汽量间歇注汽，周围井依靠中心井注入能量连续生产，从而实现井组整体吞吐，扩大蒸汽波及面积，提高驱油效率，达到改善吞吐效果的目的。1.1.7多井整体蒸汽吞吐把射孔层位相互对应、汽窜发生频繁的部分油井作为一个井组，集中注汽，集中生产，以改善油层动用效果的一种方法。原理为利用多井集中注汽、集中建立温度场，提高蒸汽的热利用率。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术特超稠油开发技术及应用1.2冷采法1.2.1物理法冷采出砂冷采1.2.2化学冷采化学吞吐井筒化学降粘、油层化学降粘解堵、洗井液中加降粘剂溶剂蒸气抽提(Vapex)特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术特超稠油开发技术及应用1.2冷采法1.2.3注CO2方法机理主要有:降粘，促进原油膨胀，解堵，降低界面张力和溶解气驱。1.2.4注烟道气方法将稠油热采的锅炉烟道气经过处理、增压后注入油层，与油层中的残留原油混溶成一种流体而驱替产出的三次采油方法。1.2.5露天开采技术1.2.6微生物采油特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术1.3稠油注氮气加蒸汽吞吐研究现状特超稠油开发技术及应用20世纪70年代美国和加拿大不仅开展了室内实验，而且对不同的油藏进行了注氮气开发89年我国开始了注氮气开发油田的实验，到90年代中期，由于膜分离制氮技术在中国的发展，为氮气在油田开采上的应用提供了有利条件。辽河油田、克拉玛依、八面河油田面120区块、乐安特稠油油藏有应用，但象九7+8区类似粘度的油藏大规模开发还很少。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术前言注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选典型井区转换开发方式研究认识与结论六八七主要内容一二三四五注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理研究区地质特征及开发现状

特超稠油开发技术及应用

研究区地质特征及开发现状特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术新疆九区齐古组油藏地质特征及开发现状九区齐古组油藏位于克拉玛依市以东约45km处，九7+8区位于其西北部，含油面积9.3km2，地质储量3412×104t，是九区原油粘度最高的区块。地面脱汽原油粘度(50℃)变化在1988～15153mPa·s之间，平均48847mPa·s。20℃时地面脱气原油粘度为121800mPa·s。Pi=1.8MPa，压力系数0.91，Ti=18℃。能量弱，无自喷能力。J3q3、J3q2、J3q1砂层组J3q2：J3q22、J3q21砂层J3q22：J3q22-3、J3q22-2和J3q22-1单层特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术开发简况九8区于1987年、1989年开辟了两个吞吐试验区1991～1992年在九8区J232井附近采用反五点井网生产1993～1997年开辟了5口大井眼井组和水平井试验区1998年九8西反九点70×100m井距，2000年12月扩边2005年采用70m井距正方形井网部署开发井748口，动用地质储量1369×104t，可采储量383×104t，2005年实际投产的扩边井数为359口。2006年计划实施九7区主力区域，钻新井200口，利用老井5口，建产能井205口。截止到2006年9月，2006年实际投产扩边井数为92口。地质特征及开发现状特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术开发现状截止2006年9月，九7+8区动用面积6.33km2，动用地质储量2201.5×104t，总井数906口(含报废井62口)，其中吞吐采油井857口，汽驱注汽井9口、汽驱采油井40口分区累积注汽(104t)累积产油(104t)累积产液(104t)井日产水平(t/d)油汽比含水(%)采出程度(%)九7区155.601730.7665111.12242.30.20727.3九8区781.5501164.4143706.43841.80.21779.2合计937.1518195.1808817.56081.90.21768.92006年9月九7+8区月注水平7027t/d，产液水平5692t/d，产油水平1265t/d，月度含水78%，月度油气比0.18。九7+8区生产数据表地质特征及开发现状特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术典型井区选择及其蒸汽吞吐效果两个研究区位置图地质特征及开发现状5#供热站3#供热站6#供热站注氮气设备氮气辅助蒸汽吞吐生产的980141井组未注氮的980120井组特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术典型井组吞吐效果分析未注氮井组共24口井,于2005年6月投产,注蒸汽1~3轮注氮井组共9口井，于2005年9月投产，注蒸汽1~2轮未注氮井组生产周期过短，如980119井第一周期只有70天；油汽比较低，全井组累计油汽比为0.1，最低的井是980119井0.02井组吞吐轮次累注蒸汽t累注氮气m3累积产油t累积产水m3油汽比回采水率未注氮2~3103221010621441870.100.43注氮1~2235372597367137123090.300.52注氮井组累计油气比为0.3，回采水率0.49，注氮气延长了单井的生产周期，有效提高了油井利用率和油井生产时率两井组效果对比表地质特征及开发现状特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术前言注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选典型井区转换开发方式研究认识与结论六八七主要内容一二三四五注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理研究区地质特征及开发现状

特超稠油开发技术及应用

注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理

特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理(1)保持地层压力，延长吞吐周期已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理原油粘度为48000MPa.s时产量对比曲线原油粘度为48000MPa.s时平均压降对比曲线混氮井产量曲线下降慢，可使吞吐时间延长两个月。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(2)原油溶气膨胀，改变饱和度分布，加快原油排出

注入不同量的气体时原油体积膨胀能力随着注入气量的增加，原油溶解气膨胀相当于增加了地层含油饱和度，也提高了油相的相对渗透率。底部含油饱和度较高，溶气膨胀是注氮气提高采收率的一个重要原因。机理已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术界面张力计算结果油氮气的界面张力比油水之间的界面张力降低了近70%，有利于提高驱油效率.(3)界面张力降低可以提高驱油效率

已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理机理特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术环空注氮气，可改善隔热效果，提高井底蒸汽干度,降低套管温度，保护套管。(4)注氮气减小热损失数值模拟：井深1000m井口注汽压力15MPa温度343℃蒸汽干度0.7已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理机理特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(5)注氮气增加波及体积在注蒸汽的同时注入氮气，在油层中可扩大加热带。(6)注氮气提高回采水率

氮气和蒸气一起注入到油藏，在回采过程中，由于压力下降、气体膨胀，起助排作用。改善多周期的开发效果。(7)注氮气提高剖面动用程度

注蒸汽过程中加入氮气和耐高温化学泡沫剂，可扩大垂向动用程度。已开发特稠油油藏注氮改善开发效果的机理机理特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术九7+8特超稠油油藏注氮改善开发效果的机理（1）原油粘度下降及膨胀机理：氮气在新疆九7+8区齐古组超稠油中的溶解度较小，氮气溶解降粘率及膨胀系数不十分显著，注氮气溶解降粘和膨胀作用不是改善蒸汽吞吐效果的主要机理。（2）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。机理特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术（3）增加地层弹性能量，有助于回采：注入的氮气增加了油藏能量，在吞吐回采过程中，溶解在油中的氮气改善油的渗流阻力，呈游离状态的氮气形成气驱，增加了驱动能量。（4）改善蒸汽波及体积：注蒸汽后紧接着注氮气或蒸汽氮气同注时，氮气携带部分热量迅速进入油藏深部和上部，增加了蒸汽的波及体积。九7+8特超稠油油藏注氮改善开发效果的机理该区采用蒸汽、氮气混注隔热作用不明显，地层压力低造成低界面张力的可能性小，靠低界面张力助排的作用较弱。机理特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术前言注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选典型井区转换开发方式研究认识与结论六八七主要内容一二三四五注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理研究区地质特征及开发现状

特超稠油开发技术及应用

注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究1、模型的建立(1)注氮气井组以980141井为中心，9口井，模拟面积0.0441km2垂向上划分7个层，其中第1、3、5、7为隔层，第2、4、6层为生产层模拟J3q22-1、J3q22-2、J3q22-3层不均匀网格：x×y×z=30×36×7=7560个特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(2)只注蒸汽井组以980120为中心井，24口模拟面积共0.155km2不均匀网格：x×y×z=40×38×7=10640个敏感因素—历史拟合垂向上划分7个层，其中第1、3、5、7为隔层，第2、4、6层为生产层模拟J3q22-1、J3q22-2、J3q22-3层1、模型的建立特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术参数准备各井点静态参数如砂层厚度、有效厚度、孔隙度、渗透率、饱和度等取自地质研究成果；岩石、流体热物性参数岩石压缩系数，1/MPa0.073岩石热传导率，kJ/(m.day.C)138.1岩石体积热容，kJ/(m3.C)2540上下覆岩石盖层体积热容，kJ/(m3.C)2400上下覆岩石盖层热传导率，kJ/(m.day.C)200原油相对密度，f0.956油藏原始温度，℃18原油压缩系数，1/MPa9.3×10-4原油热膨胀系数m3/m3·℃2.28×10-4原油比热kJ/kg℃2.12敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术原油粘温关系动态数据按实际生产、注入数据录入，未注氮井组自2005年6月15日至2006年6月30日，共380天，注氮井组自2005年9月3日至2006年6月30日，共300天。未注氮井组50℃时粘度7078mPa.s,注氮井组50℃时粘度2181mPa.s。参数准备敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术2、历史拟合主要拟合了井组及单井的累产油、累产水、累产液、日产量，以压力及含水率作参考。敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术对单井主要进行了累油、累水的拟合，单井拟合率大于95%敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术拟合误差分析注氮井组拟合结果统计指标累产液，t累产油，104t累产水，m3实际值19947713712309计算值19930705512875相对误差(%)0.0851.154.6未注氮井组拟合结果统计指标累产液，t累产油，104t累产水，m3实际值548081062144187计算值544961123743257相对误差(%)0.5695.792.10油藏参数可以反映油藏的特征，可靠性高，可用于下一步的预测敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注氮井组主力层剩余油分布J3q22-1层J3q22-2层敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注氮井组主力层压力分布J3q22-1层J3q22-2层敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术吞吐周期少，加热范围小J3q22-1层J3q22-2层敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术未注氮井组主力层剩余油分布J3q22-2层J3q22-1层敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术未注氮井组主力层压力分布J3q22-2层J3q22-1层敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术未注氮井组主力层温度分布J3q22-2层J3q22-1层敏感因素—历史拟合特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术3、注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究在历史拟合的基础上，建立了单井模型，用注氮井全组模型及单井模型，研究了注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素，主要包括韵律、油层厚度、垂直渗透率与水平渗透率的比等地层参数。(1)单井模型建立以980156井为基础建立了单井模型，网格数为11×11×7=841个，剖面上分七个层，平面网格长度2~10m单井模型网格图特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术不同韵律的影响以注氮井组为基础，均质模型渗透率为1500×10-3µm2，正韵律模型渗透率自上而下依次为1300、1500、1700×10-3µm2，反韵律模型渗透率自上而下依次为1700、1500、1300×10-3µm2。不同韵律对开采效果的影响敏感因素特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术地层韵律累注蒸汽t累注氮气m3累产油m3累产水m3油汽比回采水率均质161752587617827119840.4840.741正韵律161762599277818122620.4830.758反韵律162352594907760120080.4780.740随机176322605707054128750.4000.730不同韵律对开采效果的影响不同韵律地层的累产油对比正韵律地层抑制了蒸汽及氮气的超覆，较反韵律及随机韵律地层波及范围大，但不如均质地层波及效果好。敏感因素特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术油层有效厚度的影响注氮井组3个层平均有效厚度11.3m，第J3q22-3层射开的井很少，上面两个层的平均效厚13.9m。以注氮井组为基础模拟了油层有效厚度分别为原模型、15m、20m和30m时的开发效果不同有效厚度对开采效果的影响敏感因素特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术不同有效厚度对开采效果的影响不同有效厚度对开采效果的影响有效厚度m累注蒸汽t累注氮气m3累产油m3累产水m3油汽比回采水率原模型176322605707055128750.4000.73015176322605707695103630.4360.58820176322605708331107590.4720.61025176322605708542103390.4840.58630176322605708687103320.4930.586敏感因素特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术垂向渗透率和水平渗透率比值的影响以单井模型为例模拟了渗透率比值分别为：0.001、0.01、0.1、0.5、1.0五种情况渗透率比值kv/kh累注蒸汽t累注氮气m3累产油m3累产水m3油汽比回采水率0.00111900127120253388040.2130.7400.0111900127120253786170.2130.7240.111900127120257283850.2160.7050.511900127120245386110.2060.7241.011900127120239285790.2010.721渗透率比值对开发效果的影响敏感因素kv/kh<0.1时，kv/kh↑，累油、油汽比增大，说明kv增加，增加了波及范围和驱油效率kv/kh〉0.1时则相反,这是因为kv过高,注入气体超覆严重,影响了平面上的波及范围,造成采油量的降低。总体影响不大

特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术前言注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选典型井区转换开发方式研究认识与结论六八七主要内容一二三四五注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理研究区地质特征及开发现状

特超稠油开发技术及应用

注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选1、混溶比的优选结合物模实验成果，以单井模型为基础，计算了蒸汽与氮气摩尔比(称混溶比)分别为：1:0.2、1:0.45、1:0.5、1:0.55、1:0.7、1:1以及单纯注蒸汽气七种情况。氮气注入量计算：摩尔密度55555.56gmol/m3水的质量密度1000kg/m3水的摩尔质量0.018kg/gmol1t蒸汽(冷水当量)=55555.56mol蒸汽1mol蒸汽体积为22.4L其体积为1244.4m3设混溶比1:x1t蒸汽对应55555.56x

mol、1244.4xm3氮气忽略Z与蒸汽混注，P=11MPa，T=300℃1t蒸汽对应22.7xm3N2特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术混溶比单注蒸汽1:0.21:0.451:0.51:0.551:0.71:1累计注汽，t11900119001190011900119001190011900累计注氮气,m3050848114400127120139840178000254240累计产油,m32359267728532886291129682996累计产水,m38625860885478455844083768285采出程度,%8.1349.2309.8369.95310.03810.23310.331油汽比,m3/m30.1980.2250.2400.2430.2450.2490.252油氮气比,%

5.2642.4932.2712.0821.6671.178回采水率0.7250.7230.7180.7110.7090.7040.696增产原油,m3

318494527552609637增产幅度,小数

0.1350.2090.2240.2340.2580.270不同混溶比下的开采效果（6周期）参数优选特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术不同混溶比下的累产油曲线不同混溶比增产幅度及油汽比曲线不同混溶比采出程度及油氮比曲线参数优选特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术2、注入时机优选(1)单注蒸汽(2)第一周期开始混注氮气；(3)第二周期开始混注氮气；(4)第三周期开始混注氮气；(5)第四周期开始混注氮气；(6)第五周期开始混注氮气；(7)第六周期开始混注氮气；(8)二、四、六周期混注氮气；(9)一、三、五周期混注氮气；(10)四、六周期混注氮气；(11)三、五周期混注氮气；参数优选特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注入时机1234567891011累计注汽(冷水当量),t1190011900119001190011900119001190011900119001190011900累计注氮气,m30132565127120114408100107349581747995340922253494934945累计产油,m323592640288625602515248923632619252925072527累计产水,m386258455845584768470861786228437859684798610采出程度,%8.1349.1039.9528.8288.6728.5838.1489.0318.7218.6458.714油汽比,m3/m30.1980.2220.2430.2150.2110.2090.1990.2200.2130.2110.212油氮气比,%1.9912.2702.2382.5127.12013.5192.7472.7427.1737.231回采水率0.7250.7110.7110.7120.7120.7240.7250.7090.7220.7130.724增产原油,m32815272011561304260170148168增产幅度,小数0.1190.2230.0850.0660.0550.0020.1100.0720.0630.071注氮时机对开采效果（6周期）的影响参数优选特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术不同注氮时机下的累油不同注氮时机下的油汽比油氮比参数优选方案3(第二周期注气)增油量、油汽比最高，研究区内第二周期开始注气可以得到最高的采收率，但对于条件差的油层，如渗透率低或原油粘度高等，第二轮开始注气未必能取得好的效果，故对九7+8区地层条件较好的井可在第二周期注气，条件较差的井在第三周期开始注气。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术3、注入方式研究(1)单注蒸汽20天；(2)蒸汽和氮气混注20天；(3)蒸汽—氮气交替注入，各注10天；(4)蒸汽—氮气交替注入，各注5天；(5)蒸汽—氮气—蒸汽—氮气—蒸汽—氮气—蒸汽—氮气交替注入，注入时间分别为3天、2天、2天、3天、3天、2天、2天、3天共注20天；(6)蒸汽-氮气交替注入，各注2天，共注20天；(7)蒸汽-氮气交替注入，各注1天，共注20天；参数优选特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注入方式1234567累计注汽t11900119001176011760117601176011620累计注氮气,m30127120115600115600115600115600115600累计产油,m32359288628042912292829472959累计产水,m38625845585578541853485108508采出程度,%8.1349.9539.66910.04110.09710.16210.203油汽比,m3/m30.1980.2430.2380.2480.2490.2510.255油氮气比,%

2.2712.4262.5192.5332.5492.560回采水率0.7250.7110.7280.7260.7260.7240.732增产原油,m3

527445553569588600增产幅度,小数

0.2240.1890.2340.2410.2490.254注入方式对开采效果(6周期)的影响参数优选从方案3到方案7，段塞体积由大到小变化，注入的段塞越小，效果越好，混注居于其中。考虑到段塞注入施工的复杂性，生产前几个周期可先使用混注，随着吞吐周期的增加，采用段塞注入，并逐渐增大段塞体积特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术4、原油粘度适宜范围研究选择5000mPa.s、25000mPa.s、96400mPa.s、150000mPa.s、200000mPa.s、250000mPa.s共六种不同粘度的原油，研究不同原油范围的注氮气改善蒸汽吞吐开采的效果(6周期)原油粘度mPa.s累注蒸汽t累注氮气m3累产油m3累产水m3油汽比回采水率500011900127120335683950.2820.7052500011900127120298987550.2510.7369640011900127120264584550.2220.71115000011900127120251984070.2120.70620000011900127120217183650.1820.70325000011900127120200783430.1690.701不同粘度下的累油与油汽比特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术5、注氮气+泡沫辅助蒸汽吞吐研究为研究注入泡沫对氮气辅助蒸汽吞吐的作用，计算了起泡剂浓度0.1%(wt)、0.2%、0.5%、0.8%、1.0%的几种情况(10周期)。起泡剂浓度%累注蒸汽t累注起泡剂t累注氮气m3累产油m3累产水m3油汽比回采水率0169400737303227151520.1900.8940.116931.48.7737304718142120.2790.8390.216922.617.4737305621132940.3320.7860.516896.643.4737306167127730.3650.7560.816870.669.4737306261126720.3710.7511.016853.386.7737306383125290.3790.743结合现场实践应用效果，并考虑起泡剂在地层中的吸附及经济效益到，起泡剂的最佳使用浓度应在0.5wt%左右。不同起泡剂浓度下的累产油特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术前言注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选典型井区转换开发方式研究认识与结论六八七主要内容一二三四五注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理研究区地质特征及开发现状

特超稠油开发技术及应用

典型井区转换开发方式研究特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术典型井区转换开发方式研究1、应用水平井开采可行性研究(1)特稠油油藏水平井适用条件(1)h<5米的特稠油、超稠油油藏，不经济。(2)h=5~10m，μo<50000mPa.s的特稠油油藏,可蒸汽吞吐和蒸汽驱，而μo>100000mPa.s的超稠油油藏，则只可蒸汽吞吐。(3)h>10m时，μo=50000~100000mPa.s的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；而μo>100000mPa.s的超稠油油藏，则可采用蒸汽吞吐开采。(4)μo>200000mPa.s，油层厚度大于20m的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术油价(元/t)8001000开采方式蒸汽吞吐蒸汽驱(包括SAGD)蒸汽吞吐蒸汽驱(包括SAGD)油汽比(t/t)0.320.200.200.16特超稠油不同开采方式下的经济极限油汽比典型井区转换开发方式研究1、应用水平井开采可行性研究(1)特稠油油藏水平井适用条件特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(2)水平井热采可行性以注氮井组模型为基础,在J3q22-2布水平井。目的层平均有效厚度13.9m，水平段长度150m。水平井模型网格图SAGD模型网格图吞吐10周期转驱直井生产J3q22-1、J3q22-2层。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术方案生产时间(d)累注汽(t)累注氮气(m3)累产油(m3)采出程度(%)油汽比蒸汽吞吐18849600005788818.430.603氮气辅助吞吐1884960001.06037e+0066104019.430.636蒸汽驱22536729800209436.670.031氮气辅助汽驱22536729807665620210566.700.031SAGD4137145128006092919.390.042氮气辅助SAGD413714512801.64064e+0076392920.350.044水平井开采效果预测特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术含油饱和度水平井吞吐末期场参数分布压力温度特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术水平井开发风险性分析油藏埋藏浅打水平井技术要求高、设备配套岩心胶结疏松是影响浅层水平井钻井的重要因素1997年在九8区完钻4口斜直水平井，第1轮吞吐与周围老井（直井）相比，排液量大2.7倍，周期产油量高1.5倍，日产油高2.8倍，采油速度高4倍，但第2轮转汽驱开始汽窜和出砂严重，井底被砂埋，修井作业难度大，费用高，被迫关井。九7+8区齐古组超稠油油层以直井布井方式为好。借鉴辽河超稠油开发的经验，吞吐后期可考虑井间补打水平井。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术2、井网井距研究(1)井网形式研究应用经济概算公式进行了正方形、三角形井网形式的概效益井距m井网形式井数口概效益万元50正方形16-191.74三角形18-260.68870正方形8173.44三角形9124.068100正方形4189.86三角形5195.496目前现场已经形成正方形的井网格式，为保证井网的连续性、完整性，推荐正方形井网。三角形与正方形井网概效益计算结果特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(2)井距的确定马克斯-兰根海姆加热面积法加热面积最大加热半径合理井距九7+8区超稠油加热半径计算结果特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术经济极限法经济极限井网密度计算公式：经济合理井网密度计算公式：确定采用70×100m井距正方形井网。目前井距较为合适。不同油价下的极限井距和合理井距计算结果特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术3、吞吐注采参数优选(1)注汽速度优选以注氮井组模型为基础，对注汽速度模拟了80、100、140、160、180、200t/d六种情况。注汽速度t/d周期生产时间d累产油t累注汽t累注氮气104m3油汽比采出程度%809185350274118292134.30.42516.001009185351056125754142.70.40616.251409185352317144922164.50.36116.651609185353576156198176.50.34317.051809185353869177201201.10.30417.152009185354115210564239.00.25717.23不同注汽速度下的开发效果特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术吞吐初期不宜采用高速注汽，建议第一、第二周期注汽速度为120t/d。考虑吞吐中、后期油层吸汽能力增强，为减少蒸汽热损失，应逐渐提高注汽速度。注汽速度优选结果特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(2)蒸汽干度优选井底干度分别为30%、40%、50%、60%、70%、80%六种情况注汽干度%周期生产时间d累产油t累注汽t累注氮气104m3油汽比采出程度%409185349202156198176.50.31515.66509185351702156198176.50.33116.46609185353576156198176.50.34317.05709185354825156198176.50.35117.45809185356231156198176.50.36017.90在工艺技术、成本允许的条件下尽量提高蒸汽干度，提高蒸汽吞吐开发效果不同蒸汽干度计算结果特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(3)焖井时间优选模拟了焖井时间分别为2天、3天、5天、7天、8天、10天六种情况焖井时间d周期生产时间d累产油t累注汽t累注氮气104m3油汽比采出程度%29185353412156198176.50.34217.0039185353501156198176.50.34317.0359185353576156198176.50.34317.0579185353625156198176.50.34317.0789185353631156198176.50.34317.07109185353628156198176.50.34317.07焖井时间5～8天，采出量最高，原油增产量最高。但总体来说变化不敏感。结合实际生产数据，优选焖井时间为3～5天不同焖井时间计算结果特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术4、效果预测及经济分析(1)蒸汽与氮气混溶比1：0.5；(2)注氮井组继续氮气辅助吞吐；只注蒸汽的井组预测期开始(第3~4周期)开始加入氮气；(3)焖井时间为5天；(4)注入蒸汽干度为0.6；(5)注汽速度为150t/d。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术周期周期注汽t周期注氮气104m3周期产水t周期产油t日均产油t/d周期油汽比t/t采出程度%回采水率1+22353725.9711636715623.850.302.280.4931324515.038477494625.900.3731.570.6441517717.2311383777538.110.5122.470.7551814020.5917777676931.630.3732.150.9861998022.6720579625829.380.3131.991.0372196924.9323507571326.700.2601.821.0782202024.9923782503923.770.2291.601.0892213025.1124564496623.310.2241.581.11合计156198176.541417054862215.46980141井组(小井组)蒸汽吞吐效果预测特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术按每吨冷水当量蒸汽50元，每方氮气1.08元，小井组注入蒸汽和氮气投入成本971.65万元，吨油操作费用429元，在不同的油价下，计算经济极限产油量。油价蒸汽成本元/t蒸汽用量t蒸汽费用104元氮气成本元/m3氮气用量104m3氮气费用104元吨油操作费用元/t经济极限采油量吨美元/桶元/吨18102550156198780.991.08176.54190.664291630322125350156198780.991.08176.54190.664291179226148050156198780.991.08176.54190.66429924530170850156198780.991.08176.54190.66429759735199250156198780.991.08176.54190.66429621740227750156198780.991.08176.54190.664295258预测累产油48622t，远高于经济极限采油量；若油价按1200元/t，则产出投入比为1.908：1；若油价按2000元/t，则产出投入比为：3.18：1。980141井组经济极限产油量计算表特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术980120井组(大井组)注氮辅助吞吐效果预测周期周期注汽t周期注氮气104m3周期产水t周期产油t日均产油t/d周期油汽比t/t采出程度%回采水率%1+2+31032210441871062124.100.101.180.4343390038.476525337517128.730.150.570.7553860043.81136894686538.140.180.760.9664200047.6738549595933.110.140.660.92合计217721129.9575144967286163.18特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术980120井组(大井组)经济极限产油量计算表油价蒸汽成本元/t蒸汽用量t蒸汽费用104元氮气成本元/m3氮气用量104m3氮气费用104元吨油操作费用元/t经济极限采油量吨美元/桶元/吨18102550114500572.51.08129.5140.294291177922125350114500572.51.08129.5140.29429851926148050114500572.51.08129.5140.29429667930170850114500572.51.08129.5140.29429548935199250114500572.51.08129.5140.29429449140227750114500572.51.08129.5140.294293799预测期累产油17955t，远高于经济极限采油量；若油价按1200元/t，则产出投入比为：1.463：1；若油价按2000元/t，则产出投入比为：2.439：1。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术前言注氮气改善蒸汽吞吐效果参数优选典型井区转换开发方式研究认识与结论六八七主要内容一二三四五注氮气改善蒸汽吞吐油藏敏感因素研究注氮气加蒸汽吞吐提高开发效果的机理研究区地质特征及开发现状

特超稠油开发技术及应用

认识与结论特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(1)氮气辅助吞吐主要增产机理是：形成泡沫油，起到封堵作用，提高了动用程度；保持地层压力，延长了吞吐周期；而原油粘度下降及膨胀不是主要机理(2)氮气辅助蒸汽吞吐对正韵律地层较反韵律及随机地层效果好，而不如均质地层；应选择在油层有效厚度10~15m左右的稠油油藏中进行；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)注氮混溶比为1：0.5左右比较合；地层条件较好的井可在第二周期注氮气，条件较差的井在第三周期开始注氮气；生产前几个周期可先使用混注，随着吞吐周期的增加，采用段塞注入，并逐渐增大段塞体积。认识与结论特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(4)氮气辅助吞吐对粘度小于200000mPa.s超稠油油藏有较好的作用，能够获得较好的效果，若大于200000mPa.s的应进行严格的经济效益评价。(6)对九7+8区特稠油油藏采用水平井注氮辅助吞吐能取得较好效果，但由于原油太稠，采用水平井蒸汽驱、直井水平SAGD风险性高，建议在严格的经济评价和多方论证后开展小规模现场试验。(5)加入泡沫剂可以较好地改善吞吐效果，起泡剂的最佳使用浓度应在0.5wt%左右。认识与结论特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术(7)目前正方形井网及70m井距对该区适应性较好。(9)经数模预测，两个典型井区采用氮气辅助吞吐至能取得较好的开发效果和经济效益。(8)第一、第二周期注汽速度为120t/d,考虑吞吐中、后期油层吸汽能力增强，为减少蒸汽热损失，应逐渐提高注汽速度；在工艺技术、成本允许的条件下尽量提高蒸汽干度；焖井时间3～5天较好。认识与结论特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术1、注氮气井基本情况注氮试验井实施情况及效果分析为评价特超稠油注氮气措施效果及优选注采参数，为后续固定式大规模注氮提供依据，2005年1月起进行了井口、注汽干线混注氮气先导试验。特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术m注氮试验井实施情况及效果分析1、注氮气井基本情况特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术注氮试验井实施情况及效果分析未注氮气井1月注氮气井2口2月注氮气井10口3月注氮气井10口4月注氮气井13口九7+8区注氮气井分布图N1、注氮气井基本情况特超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率技术序号井号轮次射厚(m)有效厚度(m)20℃粘度(mPa.s)有效孔隙度(%)水平渗透率(mD)含油饱和度(%)单井储量(t)累积产油(t)累积产水(t)累积天数(d)采出程度(d)剩余油饱和度(%)1970164109.9110000029.642003.1272.597096941006168.97.167.32970365128.3100000027.771669.3672.8376611092968227.314.362.4397061624.530.5114535029.131927.7692777720295143869.17.364.1497063618.519.527519228.851526.39651645513473131845.18.259.459706562728110610329.441884.5672.022709311705261759.94.368.9697069623.52791383327.231179.77682250113193807663.35.963.8797072715.520.5108424729.481875.8369.67192158162900809.54.266.789707461617.584520529.262023.5771.031659823303898758.614.061.1997078824.52353470427.431021.366.76192218962642694.94.763.61097085518.51656247126.26735.304731388841527662118629.951.31197087513.51358109429.621679.28801390236035784118825.959.21297092611.51054791126.72780.18571862830664351646.735.546.1139709472512.524571.827.411347.1172.51133621993860700.419.458.4149709631211.547400326.42673.9964876653418304016.160.01597121711.513.3132387230.52324.8178.391451224473291791.816.965.2169745410161133343324.97561.9148010028784911700214878.317.4179745710171722171323.34245.54678.2214164727610980215051.438.01898177615139447.9924.57366.83466.099540429611876193345.036.3199818731211.1

2919367711202194504161.21.775.72098188511.511

28114871988352314266195.367.2219820951215.7

29148278160498972338764.85.673.6229831541825.365803430213473250406151643313.42.571.22398539814.5163418.826603721353632909045162924.354.5249855061513.51746.1726.28592.8571.5211467234013339191920.456.92598700413.510.815003230.7

76.61147833315889900.629.054.426987024201427163230.7

76.61487918294071901.312.367.2279870359.517.267670.3

29324620888.8

2898704518.516.8285128

25034928927.5

2998709625.5

466271

23622918848

30987114232310640730.7

76.6244