层内生气技术在中原油田的应用

1、层内生气技术在中原油田的应用 中原油田 任孟坤摘 要 本文系统介绍了“层内生气”提高采收率技术机理，在技术引进应用中结合中原油田“三高”和复杂断块油藏特点，对技术不断改进与完善，成功将该技术应用于中原油田开发生产中，累计现场实施50井次，工艺成功率100%，措施有效率90%，措施累计增油24336.4吨，投入产出比1：2.47，取得十分显著的降压增油效果。用于高压注水区块进行复合降压驱油效果尤其显著，现场实施30井次，全部见到不同程度的降压、增注或增油效果，措施井平均注水压力下降6.5Mpa，平均增注水量3593.02m3，累计增注m3。层内生气提高采收率技术能具有往地层内注CO2气体采油的所

2、有优点，又能够克服从地面注二氧化碳气带来的缺点。与其它提高采收率技术相比，具有施工工艺简单、成本低廉，采收率提高幅度大等突出优势，是一项非常有推广应用前景的提高采收率新技术。主题词 层内生气 CO2 降压增注 提高采收率1、油藏概况中原油田的油藏特点是埋藏深、低渗透、构造复杂，地层温度高，地层水矿化度高，油藏类型多，开发难度大。随着油田开发的深入和采油工艺技术的发展，依靠技术进步提高油田开发技术水平变得越来越重要。层内生气提高采收率技术是俄罗斯全俄石油研究院在20世纪末研制的最新提高采收率技术。2002年初中原油田分公司与俄罗斯全俄石油研究院合作，将该技术应用于中原油田开发生产中，在技术引进应

3、用中，结合中原油田复杂断块和高温、高盐、高压的油藏特点，对该技术不断进行改进与完善，使其逐步适应于中原油田中低渗透“三高”油藏。经过两年多的技术实施，取得了显著的降压增油效果。该技术既具有往地层内注CO2气体采油的所有优点，又能够克服从地面注二氧化碳气带来的缺点。与其它提高采收率技术相比，具有施工工艺简单、成本低廉，采收率提高幅度大等突出优势，该技术受地层条件制约因素少，覆盖面广，是一项非常有推广应用前景的提高采收率新技术。2、基本原理2.1 CO2提高采收率技术原理国内外对二氧化碳驱技术进行了大量理论研究、室内研究及矿场试验,在对二氧化碳的物理化学性质研究过程中发现，在特定的温度和压力条件下

4、，二氧化碳气体表现出与常规压力和温度情况下不同的化学性质。在一定温压条件下，既在强烈的压缩及加热条件下，二氧化碳气体的密度呈跳跃形式猛烈增加几十倍，接近液体的密度，而其粘度则近乎于气体的粘度。这种状态的气体可以叫做“超临界流体”。在临界点上，二氧化碳气体的密度变化最大，其可压缩性最强，压力的微小变化引起密度的很大变化。图1表示出CO2气体在不同的温度和压力下转变为超临界状态时密度的变化情况。显然在超临界条件下，二氧化碳遵循两个主要的函数关系。作为一种溶剂能降低原油粘度和更好地从地层中驱替原油，另外，气状的二氧化碳能够进入到其他溶剂不能进入的空隙，是油气田开发过程中的理想试剂。图1 不同温度、压

5、力情况下CO2的密度变化人们通过大量的室内研究和现场试验已证实CO2是一种有效的驱油剂，已有研究表明：（1）当水中溶有5-10%的CO2气体时，水的粘度增加2030%，流动性降低1/22/3；（2）CO2气体溶于原油，使原油水界面张力降低，原油粘度降低3060%，采收率增加1015%；（3）CO2气体溶于原油使原油体积增加，产生体积效应，剩余油进一步被驱出。2.2 层内生气技术原理层内生气技术是建立在地层内生成CO2气体基础之上，而不是从地面设备注CO2气，并且在地层温压条件下，CO2气体可以是单相，也可以是混相，或者呈泡沫状态。这项技术的核心是在设计的地层深度注入到地层内的生气化学剂及气体分

6、离化学剂融合产生高温高压和大量的CO2气体。2.2.1 对高渗透层堵的作用优先在高渗透层生成的CO2气体与聚合物溶液形成稳定的气-液泡沫系统，聚合物网格结构能够阻止微细泡体系的扩散，该气-液泡沫系统对于之后的注入水产生很大的附加阻力，在水淹高渗透层形成屏障，打破了原来地下流体平衡，形成新的地下流体平衡，增加了波及体积。2.2.2 产生CO2过程中的放热作用处理剂在施工目的层反应生气的同时伴有大量的热量放出，通过热能在地层中传导，使地层温度升高（图2），降低地层中有机物胶质、沥青质、蜡等的粘度，增加流动性。图2 生成CO2气体实验中温度的变化2.2.3 对低渗透层剩余油的驱替作用（1）聚合物的驱

7、替作用添加到气体生成剂中的聚合物起双重作用：在封堵高渗透层段是作泡沫发生剂和稳泡剂，而在渗入到低渗透层时这种聚合物则表现出粘弹性。（2）CO2的驱替作用处理剂在低渗透层融合时，伴随CO2气体的生成，系统压力瞬间升高（图3），使生成的CO2气在低渗透层更具有穿透性。CO2气体溶解于原油后，产生体积效应，并驱替剩余油。原油组分中存在的大量不同种类不同分子量的烃类使得CO2与原油的互溶性增强，更容易混相。原油中含有的大量的轻质烷烃和芳烃使得CO2更容易溶于重烃组分，使得混相压力降低，原油粘度下降（实验已证明可使原油粘度降低3060%），因而降低了油水间的界面张力。在特定的温压条件下，就地生成的CO2

8、能够与原油任意比例混合降低其粘度，并在注入水前沿形成混相带，推移驱替前沿，有效增加驱替效率（如图5），这样就消除了伴随CO2 驱产生的不利影响。图3 生成CO2气体实验中压力的变化由图可以看出，在第一阶段，二氧化碳微小气泡的形成导致系统压力增加到一定程度，在第二阶段，形成的小气泡经过一段时间之后溶解于系统，系统压力下降。（3）表面活性剂的作用溶解在水中的表面活性剂在流动时提高了孔隙空间的亲油性，其结果使水溶液的粘弹、非平衡性能增加，表面活性剂同时具有降低油井和地面设备腐蚀的作用。2.2.4 室内研究结果室内流动实验装置采用双层孔隙介质物理模型。孔隙介质由90%图4 驱油系数与（1）注水、（2）

9、注含气水、（3）注边缘泡沫气液的关系的石英和10%的粘土制成，双层的渗透率分别是0.5m2和2.0m2 ，孔隙介质先用原油饱和，后注入0.1PV的生气溶液和酸混合液然后用水驱替。在试验过程中，测量驱替效率。测量表明(图4)，与水驱效率相比驱油效率增加16%。图5 层内生气在油层中的作用机理示意图2.3 层内生气降压机理目前油水井增注技术通常采用的化学方法包括：酸化、化学热解堵和热泡沫洗井等。其中酸化可以解除新井钻井泥浆污染，老井的铁锈和近井钙垢堵塞，而对解除胶质、有机物、原油中重质成分的堵塞等确无明显效果；热解堵主要解除近井胶质、沥青质、蜡的堵塞，而不能解除无机颗粒的堵塞；热泡沫洗井主要利用产

10、生瞬时负压而使井筒和近井地带的一些污染物与泡沫一起反吐出来，采用以上三种方法对于油层深部污染和堵塞效果不够理想。 油田开发进入中后期，油水井污染物极其复杂，油层的污染也不仅限于井壁附近，而且延伸到地层深部，因此必须提出解决油藏深部污染的技术问题，针对这一问题我们综合运用多种解堵技术的优点，在层生气技术的基础上研究开发出层内生气降压驱油技术，该技术集酸化解堵、热解堵、CO2强烈的溶蚀性、解吸性、提取性等多种功效于一身，能够解除各种油层污染堵塞，而且具有很好的穿透作用，达到解除油藏深部污染和驱油的目的。处理剂中的低浓度酸液，可以解除近井地带无机颗粒、铁垢和钙垢堵塞，恢复近井地层渗透率，同时与地层岩

11、石反应，增大地层孔隙度。处理剂在地层深部反应生成的弱酸，进一步解除地层深部污染，实现深部解堵的目的。处理剂在油层深部反应生气的同时伴有大量的热量放出，通过热能在地层中传导，使地层和井筒温度升高，解除地层中因有机物胶质、沥青质、蜡等造成的污染堵塞。瞬间产生的大量高温CO2气体在油和水中的溶解度都很高，CO2气体在一定的温压条件下获得“超临界流体”的新特征，即强烈的溶蚀性、解吸性及提取性。在低渗油藏具有很好的穿透作用，达到解除油藏深部污染的目的。3 现场应用该技术于2002年2月至2004年6月分别在采油一厂六厂进行现场试验和应用，累计现场实施50井次，工艺成功率100%，措施有效率90%，措施累

12、计增油24336.4吨，投入产出比1：2.47（包括技术转让费用）。其中作为驱油技术试验19井（20井次），有15个井组见到了不同程度的增油效果，截止2004.6累计增油8915.2吨（见附表3）。用于高压注水区块进行复合降压驱油29井（30井次），措施井全部见到不同程度的降压或增注效果，平均注水压力下降6.5Mpa，有15个井组增油，6个井组保持稳产，另有6个井组施工时间较短未统计。截止到2004年6月，措施井平均增注水量3593.02m3，累计增注m3，对应油井累计增油15421.2吨（见附表1、附表2,部分油井统计到2003年12月）。典型区块、井组分析：徐14块徐14块是徐集油田的主力

13、开发区块，地质储量37.45104吨。2002年6月，区块共有油水井15口，其中油井12口，日产液量90m3，日产油量17.5吨，累积采油7.23104t,采出程度19.31%。注水井3口，平均注水压力33.8MPa，日注水量83m3,平均单井注水27m3，累积注水26.164104m3。区块存在的主要问题：1）注水困难，平均注水压力33.8MPa，平均单井注水27m3，因此，造成水驱动用程度低和油藏能量不足。2）油井产能低，平均单井产液量7.5m3，平均单井产油量1.5吨。3）该区块在2001年以前，对油水井曾多次采取增注增产措施，但效果都不理想，产油量始终处于低水平状态。针对区块存在的问题

14、采油院和采油六厂工程、地质共同讨论、研究，决定对徐14块采取降压增注驱油技术。2002.62003.9利用层内生气降压驱油技术对徐14块上的X14-11、X14-6、X14-20三个井组共实施4井次技术处理，累计注入处理剂560m3，取得了显著的降压驱油效果。措施实施后区块平均注水压力由33.8MPa，下降到20.8MPa，单井注水压力平均下降13MPa，区块日注水量由83m3上升到260m3,日注水量增加177 m3，平均单井日注水量由27m3上升到87m3，措施实施36个月后使区块开发形势明显好转，日产油量逐步上升，最高日产油量达到42.8t，目前日产油量仍保持在25t（区块及井组日产油量

15、拟合曲线见附图1）。截止2003.11月措施累计增注27200m3，累计增油6016t。例如徐20井，该井由于对应水井注不进水，没有能量补充，处于低能关井状态，对应水井徐14-6于2002.8.16实施层生气技术，措施实施后注水压力由34MPa,下降到20MPa，日注水量由3上升到80，通过增注使徐20井能够正常生产，日产液13.5m3、日产油2.2t,该井截止到2003.12措施累计增油1060t。卫侧98-2井组：WC98-2井为采油二厂卫79块的一口高压注水井，对应油井三口（卫79-25、卫79-23、卫79-15），措施前33MPa高压下注不进水，由于地层能量不能及时补充，井组日产液2

16、0m3，日产油12t左右，2002年4月底为改善井组开发效果，对卫79-25井实施压裂作业，作业初期该井日产油由压裂措施前的6.5t升至30t，但由于没有地层能量的补充，卫79-25井日产量很快下降到措施前产量。2002.6对卫侧98-2井实施层内生气降压驱油技术处理，注入处理剂150m3,措施实施后该井在21Mpa下实现日注水3060m3，达到配注要求，对应3口油井全部见到不同程度的增油效果（见附表1及附图2，卫侧98-2井注水曲线、井组日产油拟合曲线）。特别是卫79-25井措施实施4个月开始见效，日产液40m3，日产油25t以上。另一口对应油井2002年8月底也实施压裂处理，但措施实施后未

17、见明显增油效果。截止2003.11卫侧98-2井组实现层内生气措施累增注水量19414m 3，井组累计增油6849.3t，见到明显的降压增注增油效果，目前该井仍继续有效。4、结论与认识1、层内生气技术是一种具有技术集成的新型提高采收率新技术，该技术通过对污染层解堵、高渗透层封堵、混合气驱和热采等提高注入水波及体积和驱油效率，提高采收率效果和降压增注都很明显。 2、层内生气提高采收率技术既具有往地层内注CO2气体采油的所有优点，又能够克服从地面注二氧化碳气带来的缺点。与其它提高采收率技术相比，具有施工工艺简单、成本低廉，采收率提高幅度大等突出优势，是一项非常有推广应用前景的提高采收率新技术。3、

18、层内生气技术受地层条件制约因素少，覆盖面广，提高采收率幅度大，现场应用潜力巨大。4、中原油田经历了20几年的注水开发，已进入油田开发中后期，由于部分主力油层水淹、含水迅速上升，产量产量递减严重，只有依靠先进的提高采收率技术才能使递减势头得到有效控制。现场试验表明层内生气技术的应用对部分区块和井组稳油控水、控制自然递减起到了积极作用。5、该技术在现场的成功应用打破了人们认为只能用酸进行解堵的观念，二氧化碳气体的作用、碱的作用、聚合物的复合作用均能在注水井上进行降压解堵，特别是对中、低渗的高压注水区块解决了进井地带和油层深部污染实施既实现了降压解堵增注又达到驱油的双重目的，这为我们今后工作的开展提

19、供了新的思路。6、由于中原油田地质条件复杂，我们将进一步对施工工艺进行研究、改进和完善，以便适应不同类型的油藏。7、我们相信层内生气提高采收率技术经过不断地实践、认识和提高，使其逐步适应于中原油田各种类型油藏，成为中原油田控水稳油、控制自然递减，改善油藏开发效果的一项支撑技术，为中原油田的发展做出积极的贡献。参考文献1李士伦等，注气提高原油采收率技术M.成都:四川科学技术出版社，2001；2谢力，国外注气提高采收率技术概述J国外石油动态，2001（21）；3刘炳官，国内外注气提高采收率技术现状及几点认识Z江苏石油勘探局，1999；4关振良，谢丛姣等，二氧化碳驱提高石油采收率数值模拟研究J天然气

20、工业，2007，27（4）；5刘一江，刘积松，黄忠桥等，聚合物和二氧化碳驱油技术，北京：中国石化出版社，20016Gumersky Kh 著，就地生成二氧化碳提高原油采收率新方法，冯少太译，国外油田工程，2002，18（7）：5-77李道品，罗迪强，低渗透油田开发技术，北京，石油工业出版社，1994附表1 层内生气降压驱油注水井降压增注效果统计表序 号措 施 井 号施 工 日 期措 施 前措 施 后压 力下 降（MPa）增 注水 量（m3/d）累 增 注水量（m3）有 效 期（d）注水压力（MP a）注 水 量（m3/d）注水压力（MP a）注水量（m3/d）1V317-202.2.38100

21、012083594502202V317-1002.2.36100213043054001803V317-402.2.618701480410100104V31702.2.517.57517.58501019001905Vc31602.2.72585259801313001006317-1202.5.31104576031523752507V305-102.2.818.26010.29083079503008V305-402.2.822.6702.110020.53079501789V305-802.2.918.6509.4509.20010V305-1502.2.918.65012506.60

22、025111V94-302.2.1521.64115.5555.114376029012V94-202.2.1614.5706.2708.30020013V9402.2.1718.36210.5857.82360952101410-9002.2.1815150615090015N10-7402.2.19151002.510012.50012016N10-402.2.20131505.81507.20015017N10-7402.5.2918100940093001350028018M40502.12.2010557.5202.500无效1995-11302.12.2424.5802580000

23、无效2095-11502.12.2821.610022.290000无效21WC98-202.6.23302160126019414继续有效22卫79-1002.6.431.580301201.5401180042023卫79-1902.6.63020301000801160014524卫42-602.6.939273932051206025文13-4902.3.2129961596140020026文13-6302.3.2228.5115511523.50026027文13-6502.3.2425.411710.515714.9401040026028文13-5602.3.2631.5130

24、251456.515328521929X14-1102.6.143480191001520290012030X14-2002.7.534015501950425003.2.9关井小计附表1 层内生气降压驱油注水井降压增注效果统计表（续）序 号措 施 井 号施 工 日 期措 施 前措 施 后压 力下 降（MPa）增 注水 量（m3/d）累 增 注水量（m3）有 效 期（d）注水压力（MP a）注 水 量（m3/d）注水压力（MP a）注 水 量（m3/d）31X14-602.8.163432080147719250继续有效32M11-11602.7.24221001215010507200280

25、33Q18-1302.8.2031.54025656.5255500继续有效34Q18-1602.9.2731.5601510016.54022006035X14-2003.9.2333102930420800二次施工36Q50-303.5.2135.52334.7550.83212804037H7-20903.3.283011772137128404038H7-9603.5.293015028.51501.500继续有效39H7-15303.3.261610301529892004.1.3动关40XQ8503.12.3188106085252012041文33-14502.5.2442504

26、1501006042X14-3004.3.253040284020继续有效43X14-204.4.228.53026302.506.3周期注水停446-15004.4.233212034.512000无效456-4504.4.252831272310310继续有效466-60304.4.272912075127433076.11方案关井476-601704.5.2345535.599442132继续有效48VC42-704.4.293923913011490间开间注4979-604.5.935143559035869继续有效50P8204.5.3118.503848484845142-404.

27、6.9396138111小计31.848.2325.3477.836.4654.4956102合计附表2 层内生气降压驱油井组增油效果统计序号措施井号对应油井总数对应油井基础油量(t)实际油量(t)措施增油(t)有效期(d)备 注单井井组1WC98-23卫79-25979211587.71795.73685.8继续有效卫79-2326053429.7824.702.9.1压裂卫79-15429.371494.81065.42卫79-102卫79-242433351610831205继续有效卫79-22342464122603卫79-191卫79-14无效按0递减统计4卫42-62卫42-1无效

28、按0递减统计卫42-25文13-491文13-52稳产按0递减统计6文13-631文13-5321062497391391580按0递减统计7文13-653文13-644415110723044按0递减统计文13-2585736608783文13-256538936338文13-562文13-62无效按0递减统计文13-52稳产9X14-116X14-132270.135469.83199.676016.67继续有效X14-1402.11.7压裂X14-15指数递减X14-21X14-22X14-1610X14-203X14-192581050964继续有效指数递减X14-14见X14-11井

29、组X14-1611X14-65X14X517170241853465指数递减X14-3XX14-8X14-9X2012M11-1166M11-129542.08966.7424.622226.3219103.9.30水淹关井M11-135767.91880.6500.7423M11-1376061907130132503.10.1水淹关井M11-149稳产井组按0递减统计M11-117无效M11-126无效附表2 层内生气降压驱油井组增油效果统计（续）序号措施井号对应油井总数对应油井基础油量(t)实际油量(t)措施增油(t)有效期(d)备 注单井井组13Q18-31Q5-66901748105

30、81058继续有效按0递减统计14Q18-161Q18-15稳产按0递减统计15桥50-31桥50-2稳产按0递减统计16胡7-2091HC7-39409784375375275按0递减统计17胡7-1533H7-116稳产按0递减统计HC7-118H7-12618胡7-963H7-80208235稳产按0递减统计H7-104H7-28619XQ85未统计20文33-145稳产按0递减统计21X14-301X1488111.723.723.74022X14-23X14-8187.2279.892.6112.3继续有效按0递减统计X14-3X151.2134.1-17.1无效X2056.976.

31、719.7继续有效236-15026-13683.611430.447.7按0递减统计按0递减统计6-13884101.317.3246-60326-14321.733.311.611.6按0递减统计6-13066.553.6-12.9尚未见效256-4536-11751.8619.231按0递减统计 6-11059.27010.8 P12911112211266-601725-1603941.32.35.15-15720261-141尚未见效27VC42-73V429.912.72.82.842-1195161.7-33.3尚未见效42-16357195.2-161.8尚未见效2879-62

32、79-1540.831.5-9.3尚未见效VC79-8103.286.6-16.6尚未见效29P82268-6尚未见效68-5尚未见效30V42-4时间短未统计合计15421.2附表3 层内生气驱油井组增油效果统计序号措施井号施工日期对应油井总数对应油井基础油量(t)实际油量(t)累增油量(t)有效期(d)备 注单井井组1卫317-1002.02.032卫317-82192.42537.1344.71429.2继续有效指数递减卫317-133499.44583.91084.52卫317-202.02.033卫317-8见卫317-10井组844继续有效卫317-13卫317-3312439688443卫31702.02.054P13334244252828828继续有效卫317-14卫317-15卫317-1稳产4卫317-402.02.063卫317-3见卫317-2井组2330继续有效VC317-7204753772330卫3