世界注气eor技术发展概述

世界注气eor技术发展概述

1注气开采的研究2000年3月，美国石油公司（ior）发布了关于eor（ior）的调查（1次/2a），题为“低价eor的情况”。该杂志的EOR调查能提供国际发展EOR技术的主流情况。注气已成为除热采以外发展较快的EOR技术,领先的是美国和加拿大。在美国,主要以CO2驱为主导,因为那里有相当大的CO2储量;加拿大天然气资源丰富,以烃类气驱为主。美国公布的注气驱项目日增油量和项目变化见表1。2000年,美国实施CO2混相驱项目63项和非混相驱1项,烃类混相驱5项和非混相驱1项,N2混相驱1项和非混相驱3项;加拿大实施烃类混相驱项目29项,CO2混相驱5项。这些项目均获得了较高的利润。根据文献介绍,美国注CO2项目的成本由1985年每桶石油18.20美元下降到1995年的10.25美元,项目采收率一般可提高8%~15%的原始地质储量(OOIP),生产寿命一般为12~20a。CO2驱在一定油价下(不低于每桶油20美元)会有好发展。美国的CO2驱除老基地西德克萨斯州二叠盆地外,已发展到其他地区,如俄克拉荷马和堪萨斯两州的Morrow砂岩油田等。2000年,美国EOR日增油量(11.93×104m3/d)占总日产油量的12%。其中,气驱增油量为5.23×104m3/d,占EOR增油量的44%。世界范围EOR增加的油量约占世界石油总产量的2.3%,2000年略有上升。2000年初,EOR产量明显增加的国家有委内瑞拉(5.883×104m3/d,若含Orinoco重质沥青的冷采产量,则再加2.06×104m3/d)、加拿大(3.18×104m3/d,若含坑道开采重质沥青,再加3.18×104m3/d)、印度尼西亚(4.77×104m3/d)和中国(4.452×104m3/d,根据各种资料估计)。俄罗斯2000年第一期《石油业》杂志上提出用注气法开采低渗透油藏、高含水油藏、深层油藏、高粘油藏和气顶油藏,认为利用注气方法开发前3种油藏最有前景。俄罗斯有40%以上的难采储量集中在低渗透层中。罗马尼亚第一个注气试验始于1936年,试验区为Boldesti油田下第三系中新统油藏。注水始于1950年,1964年开始进行火烧油层。现有注水和注气油藏181个,1996年的EOR增油量占总产量的32.4%。2发展高效低碳经济油价的上升有利于注气EOR技术的发展,从而使这项技术的应用前景更加乐观。这些技术主要有:①运用三维地震等综合方法测定老油田剩余油饱和度分布;②以更为经济的结构复杂的水平井、短曲率半径井等取代成本较高的加密井;③开发更为有效的注气驱油藏数值模拟方法;④为防止粘性指进和改善注入溶剂流度比,研制CO2—泡沫体系和凝胶体系;⑤综合考虑近混相驱替界面张力、流度作用和孔隙结构的影响,协调三者之间的关系;⑥注入CO2/N2、CO2/CH4和N2/烃类气体的混合气体提高采收率;⑦轻质油藏注空气的可行性研究;⑧注气过程中固溶物(蜡、沥青质、垢和水合物等)沉积研究等。增加可采储量应通过多种方法和综合过程来实现。许多油田具有联合应用各种方法的可能性,如水平井与气水交替(WAG)的结合,近井地带的凝胶处理和随后的深度泡沫技术等。本文重点介绍以下5项技术。2.1注气驱油油藏规划技术2.1.1地质意义和对隔层的识别、预测和预测的认识(1)注入气体与油藏油的密度、粘度差异大时,易气窜。渗透率是敏感参数,要注意其平面、层间和层内的变化。在裂缝发育的区块,裂缝分布及发育状况对渗透率起着控制作用,因此,要详细评价。(2)除油藏整体变化趋势外,要密切关注油藏的微构造特征,微构造往往是注水后剩余油的富集区。(3)注气时,注入气往往沿油层顶部推进形成气窜,隔层太薄很可能被注入气突破,要作隔层的受力分析,研究隔层的力学性质。(4)沥青吸附在岩石表面会改变岩石的润湿性,要注意研究。(5)油藏经天然能量驱和人工水驱开发后,原始状态下流体间比较规则的平衡完全被打破,形成十分复杂的不稳定分布状态;储层结构、流体性质、压力场、流体与储层结构的相互作用关系等均与原始状态有很大差别。注气设计时,需要更详尽的地质资料。(6)需要特别研究的有:①由大到小、由粗到细逐级解剖砂体的内部建筑结构;②对隔层、夹层的分布特征及其密闭性能的识别和预测;③对砂体的几何形态及其延伸范围进行识别和预测;④确定各砂体间在纵向上的叠置关系及其连通性;⑤对砂体的厚度变化进行预测;⑥对平面、层间和层内的渗透率、孔隙度和含油饱和度等属性进行识别和预测;⑦识别和预测微构造和各要素特征、裂缝分布特征及发育方向;⑧对孔隙、喉道、油水在孔隙中位置、状态等微观性质以及润湿性进行描述。在油田开发的不同时期注气,油藏描述也应有不同的内容和侧重点。2.1.2地震地质及地质问题目前,国内外油藏描述方法主要有随机建模、油藏精细数值模拟、现代沉积和露头精细研究、测井约束反演、隔层夹层描述、时间推移地震(四维)、井间地震、储层建筑结构层次分析、多井测井储层表征、微构造识别及预测、对应分析、神经网络、分形克里金、流动单元研究、高分辨率层序地层学和模式预测描述方法等。2.2附近的混合相驱动2.2.1凝析/蒸发气驱Burgor等人指出,对高粘度比的二次气驱,最佳富化程度可以低于最小混相富化程度(MME)。Thomas等人认为,油和溶剂的界面张力(IFT)可以适当降低近混相条件,而且在理想的孔隙介质中,界面张力为0时,也不会影响有效驱替过程。传统理论认为多次接触混相可分为凝析气驱和蒸发气驱两类。在近2~3a内,一些国外文献中介绍了一种新的驱替类型,即凝析/蒸发型,也称近混相驱。此概念由Zick在1986年首先提出,他认为凝析气驱过程中可能极少出现真正的凝析混相,在凝析、蒸发的双重作用下,油气两相的界面张力能达到一个较低点,采收率(注1.2HCPV溶剂)能达到95%或更高,但并未达到严格的物理化学意义上的混相。2.2.2降低注气比注气界面张力界面张力在混相驱中起重要作用。界面张力的下降会使气体进入高界面张力下完全隔离的小孔道中,在微观上提高了注入气波及体积。粘度注气比注水的最大优点就是降低气与原油界面张力,甚至可达到0。但另一方面,最大的缺点就是气油粘度比要比水油粘度比小得多,极易造成粘性指进使溶剂过早突破,增大其消耗量,导致原油采收率降低。2.2.3储藏过程其他影响粘度的因素对于一个具体的油藏,要分析是界面张力还是流度起主控作用。通过对许多研究成果的回顾和笔者的研究,可以提供以下要点。(1)相对于孔隙尺寸分布而言,如果孔喉很小,且较均匀,优化界面张力非常重要,力求达到混相;如果岩心主要由极小的孔隙喉道组成,最好达到混相。(2)如果孔隙分布不均匀,孔隙尺寸变化大,应主要考虑粘度的影响(可不必过多考虑混相性)。(3)对孔喉尺寸较大的体系,气体溶解使原油粘度降低显得比界面张力更重要,即使后者低于混相压力,也可达到很高的采收率。(4)在某些情况下,一个注气系统形成0界面张力带是多余的,特别是当水湿油藏中的较小孔隙喉道已为水充满时。(5)细管实验所求得的最小混相压力小于多次接触求得的最小混相压力。细管实验所确定的混相并未达到严格物理化学意义上的混相(界面张力为0),仅是一种工程意义上的“混相”。(6)在凝析气驱过程中,存在凝析、蒸发双重机理混合作用下的近混相驱机理。在两相流动中间会出现界面张力最低点,该点处气液中间组分、粘度和相对密度最接近。由于近混相驱的物质交换作用,特别是蒸发抽提作用,也能使采收率很高。(7)实验室测试时应考虑粘度、界面张力和孔隙尺寸分布之间相互作用的影响(包括孔隙大小分布、岩石润湿性、界面张力和流度比等),选择最有利的驱替机理。2.3支护效果与注气质量今天,几乎所有工业性混相驱项目都采用了WAG注入法。在美国,80%以上的WAG注入项目是赢利的。在欧洲北海油田,该法能比水驱平均增加13%的采收率。对于一个工程项目,油藏经营管理的目标之一就是保证优化的注入能力、波及效率、驱替效率与注采关系。与连续注气相比,在WAG实施过程中,注入能力发生异常现象的可能性明显增加。我国吐哈葡北油田WAG混相驱过程中,注水和注气能力随交替周期同时下降。对此现象开展了系列研究,并采取了有效措施,改善了注入井的能力,弥补了地层亏空,提高了原油采收率。2.3.1煤系富水剂注入能力下降注入能力下降是WAG过程中最常见的,有时也会发生注入能力增加的问题,但不常见。通常,有以下一些因素可引起注入能力的下降:①近井地带或非近井地带的影响;②低流度的油富集带(油墙),特别是注入井已进行过增产处理,而生产井没有进行时;③油墙离注入井愈近,其对注入能力的影响愈大;④CO2会与水形成pH值为3.3~3.7的弱酸,会影响岩石的润湿性,润湿性是影响注入能力的最关键因素;⑤绕流和圈闭气引起的油、气、水相对渗透率降低;⑥垂向的非均质性和高渗透率、高孔隙度层段对注气能力也有明显的影响。2.3.2次注浆与水驱注射据统计,在WAG过程中,注水亏空的发生率为20%,最严重的是低渗透砂岩油藏。水平井可比直井增加50%的注水率。目前常用的减少欠注方法有:①减少WAG比,即减少水段塞,增加气段塞;②适当增加注入压力,但不要压开地层,以免使注入段塞波及到无效地区;③新增注入井;④调整井网;⑤采用水平井;⑥对未进行水驱的油藏进行注气二次采油时,可先考虑注一段较大的气段塞,然后再按1∶1气水比交替注入;⑦水气同时注入(SWAG)。有关SWAG能改善注入能力的认识最初从两个碳酸盐岩油藏的实践中得到启发,后又有砂岩油藏注入饱和的碳酸水提高井注入能力的实例。1955—1999年,出现了同时注水和烃类气体的肯定报道,认为SWAG可改善驱替效率,所达到的采收率甚至可比水驱高出1倍。在实际操作中,可分配管线保持气泡在水流中的均匀分布,也有人建议用静态的混合装置(类似增压喉)。这样,可将“同时注入水和气作为小规模非均质油藏中减少毛细管捕集的一种手段,可比气水交替提供更好的气体流度控制”。2.4注空气的油藏条件早期的注空气采油都是在稠油油藏中进行的,但必须维持高温氧化反应(HTO),以实现烟道气驱和发挥热能与蒸汽降粘作用。对于轻质油藏,由于油在低温下便可自燃,故只需维持低温氧化反应(LTO)就可充分利用O2维持烟道气驱或N2驱,工艺技术上出现问题较少,加之在LTO下消耗的油较少,轻质油价格较高,经济上有优势,因此,该技术越来越多地应用于轻质油和中等重度的油藏。选择空气作注入剂费用比N2或CO2更便宜。在油藏条件下,原油与空气或烟道气之间发生质量交换,原油中的轻烃组分被提取出来,以天然液体存在于产出的气流中。由于在地层内发生自燃,部分残余油被活化移向生产井,提高了采收率。空气气源不受环境影响,来源丰富,廉价。适于注空气的油藏应具备如下条件:①油藏温度应高于70℃;②地层最好有垂向变化和地层倾角,可利用重力驱油,起到双驱动作用;③油藏原油的相对密度要小于0.934g/cm3;④要有一定的胶质和沥青质,以维持放热反应的连续性,保证反应的最终温度不低于300℃;⑤油藏岩石中最好含有粘土矿物和金属,可以对氧化反应起到催化作用。在矿场试验前,轻质油藏注空气低温氧化要进行室内低温氧化反应动力学研究和注空气采油模拟。典型的实验包括等温氧化反应器实验、绝热反应器实验、加速测热仪(ARC)实验、高压氧化管实验、等温烟道气扫油实验、等温空气驱油实验和绝热空气驱实验。2.5单井有效性油藏技术前景分析CO2单井吞吐最初是作为循环注气采重油的替代方法而提出的,1984年首次用于轻质油,现已成为提高轻质油采收率和增产的主要方法。它属非混相驱,可在各种油藏条件下成功地采出原油,经济上可行,技术要求相对不高,油藏条件要求不苛刻,风险性小。在气源供应不足和低油价情况下,应用前景看好。单井吞吐的油藏参数可分为油藏变量和操作变量:油藏变量包括油的粘度、相对密度、油藏压力、润湿性、气体饱和度、当前的和初始的含油饱和度和地层渗透率,它们支配着整个CO2增产过程;重要的操作变量包括作业压力、CO2注入量、浸泡期(闷井时间)、生产期间的回压、循环次数和注气时机。3透、高粘度油田的研究我国油田水驱采收率较低,东部油田综合含水率已很高,普遍进入油田开发产量递减阶段,近年发现的又多为低渗透和高粘度油田的难采储量,发展多元的EOR技术已成为陆上石油工业持续发展的一项迫切战略任务。1998年,在全国范围开展了三次采油潜力二次评价,适合注气(CO2)混相或非混相驱的石油地质储量占参评的10%以上,粗估的平均采收率可达16.4%。评价结果还表明,我国有近40×108t低渗透油田储量难于注水开发。3.1注烃混相驱实施情况根据气源条件,发展注烃和非烃气体混相和非混相技术。天然气资源丰富的西部地区优先开展注烃混相、近混相和非混相驱。吐哈葡北注烃混相驱已经开展3a,效果好;大庆、胜利、江苏、吉林、江汉、中原、华北、青海和长庆等油区进行过、正进行或将进行这项试验,望取得成功,促进此项技术发展。3.2外引进天然气注气(1)重视天然CO2气藏的勘探开发,尤其是东部地区。(2)研究西气东输和国外引进天然气注气的经济技术可行性。(3)引进国外技术,发展制N2、注N2和制CO2、注CO2技术。设备的压力和排量目前还满足不了驱替的要求,要加以提高。(4)开展利用油田附近热电厂、石化企业的放空CO2的技术经济可行性研究。3.3主要工艺技术及装备(1)引进国外技术或资金,发展国内压缩机装备。(2)选好先导试验区,作好先导