今天是   本站已创建

记录宝宝成长、关注育儿知识、石油科技、电脑技术!!!!

现在的位置: 首页 开发采油 >正文
 
2008年9月23日 ⁄ 暗潮 开发采油 ⁄ 评论数 1+ ⁄ 被围观 +

1 油藏开发现状

1.1稠油油藏开发现状

中石化稠油油藏主要分布在乐安、单家寺、井楼、古城、八面河等油田,共包括212个开发单元,动用含油面积569.87km2,动用地质储量9.25×108t,占本次调查动用地质储量的16.3%,标定可采储量2.04×108t,标定采收率22.0%。投产油井8434口,开油井6059口,单井日油3.3 t/d,单井日液26.5t/d,综合含水87.6 %,年产油709.7×104t,已累产油1.42×108t,地质储量采油速度0.77 %,地质储量采出程度15.4%,可采储量采出程度69.8%;投注井1091口,开注水井878口,年末日注水平8.47×104 m3/d,单井日注96.5 m3/d,年注水3137×104m3,累注水6.63×108m3。投产蒸汽吞吐1988口,开井1173口,年末日注汽水平8829 m3/d,年注汽436×104m3,累注汽4833×104m3。稠油油藏包括了注水开发、热力驱、化学驱、天然水驱、弹性开采等5种方式,主要以热力驱和注水开发为主(表1)。
表1    稠油油藏不同开发方式开发现状表(2007年底)  

开发方式 单元数  个 动用地质储量 可采储量 108t 采收率% 投产油井 口 开油井   口 日油水平 104t/d 含水 % 年产油 104t 采出程度 %
值 108t 占% 地质储量 可采储量
注水开发 63 2.79 30.1 0.56 19.9 1673 1352 0.40 90.9 154 13.9 69.8
热力驱 104 4.25 46.0 0.77 18.2 5300 3452 1.07 83.7 377 10.9 60.0
化学驱 10 1.26 13.7 0.56 44.2 715 607 0.29 91.7 107 40.2 90.9
天然水驱 23 0.64 6.9 0.10 16.4 473 416 0.15 88.8 50 7.6 46.5
弹性开采 12 0.31 3.4 0.05 14.6 273 232 0.08 63.9 23 4.0 27.2
小计 212 9.25 100 2.04 22.0 8434 6059 1.99 87.6 710 15.4 69.8

1.2热力驱油油藏开发现状

到2007年底,中石化股份公司采用注蒸汽热采方式动用单元97个,累积动用稠油储量41576(37146)×104t,年产油372×104t,累积采油4560×104t,采出程度10.9%,累积油汽比0.65t/t,综合含水83.7%,标定可采储量7514×104t,采收率18.0%(表2)。
表2  中石化热采稠油开采现状表

分公司 单元数 动用储量
104t
可采储量
104t
采收率
投产井数
开井数
日液水平
t/d
日油水平
t/d
综合含水
年产油
104t
累产油
104t
采出程度
累注汽
104t
累计油汽比
t/t
胜利油田 76 36437 6576 18.00 3511 2037 54620 8630 84.2 315 4154 11.4 5769 0.72
河南油田 16 3108 633 20.36 1494 1175 6701 1288 80.8 46.6 357 11.5 1198 0.30
江汉油田 5 2112 306 14.47 151 131 1159 273 76.4 10.5 49 2.3 93 0.53
合计 97 41657 7515 18.00 5156 3343 62480 10191 83.7 372 4560 10.9 7060 0.65

2  稠油热采提高采收率技术

2.1蒸汽吞吐井网加密技术

从1995年开始,河南油田就开始着手加密吞吐可行性论证、蒸汽吞吐加密技术界限研究、先导试验和工业化应用。1996-2001年间在井楼油田零区、一二区、三区共投产加密井63口中,加密井年产油量达到了井楼油田年产油量的17.4%以上,加密井最高年产油量达到了井楼油田年产油量的26.75%,大大减缓了井楼油田产量的递减幅度。目前173口加密井累计吞吐1081周期,平均单井吞吐6.2周期,累计注汽89.0×104t,累计产油26.9×104t,综合含水76.3%,采注比1.28,油汽比0.30,取得了较好的开发效果。五个热采加密区块覆盖地质储量241×104t,新增能力7.5×104t,增加可采储量32.5×104t,提高采收率13.5%。
胜利油田针对中深层稠油油藏热采老区采出程度低、采收率低的矛盾,加强密闭取芯井测试分析和加密技术界限研究,实现吞吐加密提高采收率。孤岛油田中二北Ng5稠油为普通稠油油藏,1992年投入注蒸汽吞吐开发,于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密,井网由200×283m加密成141×200m。1997年中二北Ng5完钻的加密井,初期日产油13~14t/d,同期周围老井平均日油水平9~10t/d,2002年中二北西部完钻的加密井,加密井初期效果较好,日产油水平12.3t/d左右,同期周围老井平均日产油水平6.1t/d,是其2倍左右。目前中二北共钻加密井46口井,加密的实施有效遏制了区块产量的递减,可增加可采储量82×104t,提高采收率8.1%。目前胜利油田加密井网13个单元,覆盖地质储量5263×104t,新钻井196口,新增能力46×104t,增加可采储量302×104t,提高采收率5.7%。 

2.2热化学吞吐技术

以提高驱油效率、泄油区压力、扩大蒸汽波及体积为目的,河南油田在国内首次研究开发了由NS、表面活性剂和碱复配而成的新型蒸汽增效剂,并在配汽站内建造了加药流程,取得了较好的应用效果。该技术自2000年进入矿场试验,先后在井楼、古城、新庄、杨楼油田进行现场实验。针对不同区块、不同性质的原油进行降粘剂筛选、评价试验,通过试验将原来的单一配方扩展到目前的四种增效剂配方,完善了增效剂配方,进一步拓宽了该技术的适用范围。截止2008年2月共实施推广202井次,核实增油3.14×104t。

2.3蒸汽驱技术

河南油田浅层稠油汽驱先导试验
为进一步提高浅层稠油油藏的采收率,在蒸汽驱可行性研究基础上,在井楼油田零区和古城油田泌浅10断块进行了蒸汽驱开发试验。
1987年9月开始井楼油田零区试验区蒸汽吞吐试验,1990年12月转入蒸汽驱阶段,截止1995年12月底,蒸汽驱试验5.1年,蒸汽驱单井注汽速度30-50t/d,蒸汽驱阶段已累积注汽13.59×104t,产油3.31×104t,综合含水83.8%,采注比1.5,油汽比0.24,采出程度23.5%,平均年采油速度4.6%。截止目前,零区试验区“吞吐+汽驱”采出程度52.6%,平均年采油速度6.34%,油汽比0.352,综合含水73.6%,采注比1.34。
古城油田泌浅10断块小井距蒸汽驱先导试验区,有四个反九点井组,4口注汽井,26口采油井。试验区于1989年4月投入蒸汽吞吐开采,于2000年12月转入蒸汽驱。蒸汽驱阶段,历时2.4-3.6年,注汽压力3-6MPa,注汽速度100-150t/d,累积注汽9.2906万方,累积产油2.6336×104t,综合含水75.3%,油汽比达0.28,采出程度达15.6%,采注比1.15,预计蒸汽驱可进一步提高采收率27.5%,最终采收率达52%左右。
胜利油田孤岛中深层稠油蒸汽驱
与国外蒸汽驱筛选标准对比,胜利稠油属蒸汽驱边际油藏,开发难度大,体现在油层埋藏深(主要在900~1400m),不能保证井底高干度注汽;边底水活跃,油藏吞吐降压易造成水淹,汽驱效果差。
到2007年底,胜利油田先后在单2先导试验区、草20Ng2、草南评价区、孤东九区西、和近期在单83、垦东53等区块进行蒸汽驱,一般比吞吐提高采收率20%左右,取得较好的开发效果。
如孤东九区西,油藏埋深1320~1400m,油层厚度11~18m,50℃原油粘度2000~5000mPa•s,水油体积比小于1.5,边底水不活跃。1997年10月对6个200m的不规则七点法井组,38口油井,采用吞吐+间歇蒸汽驱方式,蒸汽驱储量271×104t。实施间歇蒸汽驱后,单元平均日产油稳中有升,平均增加4t/d左右,全区产油量8年保持相对稳产,累计增油25.8×104t,同时间歇蒸汽驱使边水推进受到抑制,含水上升速度由13.1%降为1.4%,预测采收率达到36.5%,相比吞吐开采增加20.9%。

2.4水驱普通稠油注蒸汽技术

到2007年底,胜利油田主要在孤岛渤21断块、南区等6个单元实施普通稠油水驱转吞吐,覆盖地质储量2071×104t,新钻井155口,新增产能37.8×104t,增加可采储量232×104t,提高采收率11.2%。
孤岛渤21断块原油粘度1500~3000mPa•s,地层粘度95mPa•s左右。1996年8月在原行列式注采井排间钻新井44口,实施蒸汽吞吐试验,老采油井继续生产,注水井停注。新井吞吐平均日产油8t/d左右,是同期常规投产新井的1.8倍,是老采油井的3倍,第一、第二周期产油量分别为2325t和1802t,油汽比分别为1.35和0.82t,蒸汽吞吐阶段单元日油水平达到了历史的最高值,水驱转吞吐取得较好效果,预测吞吐采收率31.2%,比水驱提高采收率15.5%。  

3 稠油油藏采收率状况分析与评价

依据中国稠油分类标准,结合中石化股份公司热采稠油油藏的实际情况,以边底水活跃程度为标准,将热采稠油可划分成活跃边底水和弱、无边底水两种油藏类型,同时依据原油粘度,每种油藏类型又进一步划分成普通稠油、特稠油和超、特超稠油三种亚类,原油粘度范围分别为80~10000mPa•s、10000~50000mPa•s和50000mPa•s以上。目前股份公司热采稠油动用活跃边底水和弱、无边底水油藏储量相差不大,分别占46.6%和53.4%。活跃边底水油藏以特稠油为主,开发单元21个,动用地质储量1.33×108t,占总动用地质储量的31.9%,年产油50×104t,采出程度15.2%,综合含水88.7%,标定可采储量2429×104t,采收率18.3%;弱、无边底水油藏特稠油以普通稠油为主,开发单元34个,动用地质储量1.43×108t,占总储量的34.3%,年产油185×104t,采出程度10.7%,综合含水82.3%,标定可采储量2846×104t,采收率19.9%(表3)。总的来说,边底水越活跃,标定采收率越低,随着原油粘度增加,标定采收率下降。
表3  热采不同稠油油藏类型开采现状表 

油藏类型 单元数 动用储量
104t
比例
可采储量
104t
采收率
综合含水% 年产油
104t
采出程度%
活跃边
底水
普通稠油 15 5245 12.6 942 18.0 84.7 52 8.9
特稠油 21 13276 31.9 2429 18.3 88.7 50 15.2
超、特超稠油 1 894 2.1 89 10.0 96.8 4 8.4
小计 37 19415 46.6 3460 17.8 88.3 105 13.2
弱、无边
底水
普通稠油 34 14307 34.3 2846 19.9 82.3 185 10.6
特稠油 22 6617 15.9 992 15.0 73.5 62 5.8
超、特超稠油 4 1318 3.2 217 16.5 79.1 20 8.0
小计 60 22243 53.4 4055 18.2 80.5 267 9.0
合计 97 41657 100.0 7515 18.0 83.7 372 10.9

4 热力采油提高采收率潜力评价

4.1稠油油藏提高采收率潜力

依据提高采收率潜力评价标准,结合股份公司各油田稠油油藏特点和目前开采现状,在油价60美元/桶和80美元/桶下,对热采的97个单元逐块进行吞吐加密、热化学吞吐和蒸汽驱潜力评价,同时对非热采的普通稠油单元逐块进行水驱转热采潜力评价。
(1)吞吐加密提高采收率潜力评价
近年来河南油田浅层稠油油藏绝大多数已经进行过加密,下步加密的潜力较小,当油价80美元/桶时,可部署加密井80口,覆盖地质储量177.8×104t,增加可采储量25.3×104t,提高采收率14.2%。
目前胜利和江汉油田稠油热采一般采用200×283m井距,吞吐井距偏大,具备较大加密潜力。根据政策界限测算,当油价80美元/桶时,可部署加密井1445口,增加可采储量1325×104t,提高采收率3.8%。
(2)热化学吞吐提高采收率潜力评价
依托成熟的热化学吞吐技术,可在河南油田浅层稠油油藏和胜利油田高含水井实施热化学吞吐。根据政策界限测算,当油价80美元/桶时,可实施2300口,增加可采储量345×104t。
(3)蒸汽驱提高采收率潜力评价
依据蒸汽驱潜力评价标准,股份公司可实施蒸汽驱单元56个,覆盖地质储量23215×104t。根据政策界限测算,当油价80美元/桶时,增加可采储量4546×104t,提高采收率19.6%,实施蒸汽驱单元整体采收率可超过40%。
(4)水驱转热采提高采收率潜力评价
依据普通稠油水驱转热采潜力评价标准,股份公司符合条件的单元有38个,可覆盖地质储量16595×104t,当油价80美元/桶时,需新钻热采井1215口,增加可采储量3548×104t,提高采收率21.4%。
综上所述,在80美元/桶条件下,中石化通过稠油热采可新增可采储量9789×104t,提高采收率16.8%(表4)。
表4  中石化稠油热采潜力汇总表 


油价
$/bbl
目前开发方式 单元数 地质储量
104t
调整方向 单元数 覆盖储量
104t
标定采收率
%
井数
增加可采储量
104t
覆盖储量提高采收率
%
提高采收率% 最终采收率%
60 热采 97 41657 加密 69 35237 17.3 1099 1068 3 12.8 30.8
热化       1840 283  
汽驱 56 23215 21   3967 17.1
水驱 38 16595 转热采 38 16595 14.9 998 3053 18.4 18.4 33.3
合计 135 58252       17.1 3937 8371   14.4 31.5
80 热采 97 41657 加密 69 35237 17.3 1525 1350 3.8 15 33
热化       2300 345  
汽驱 56 23215 21.8   4546 19.6
水驱 38 16595 转热采 38 16595 14.9 1215 3548 21.4 21.4 36.3
合计 135 58252       17.1 5040 9789   16.8 33.9

注:①上表不含水平井和攻关技术潜力; ②汽驱单元含加密井网提高采收率部分。

4.2稠油油藏提高采收率潜力结果分析

(1)稠油油藏提高采收率潜力分析
稠油油藏动用地质储量92501×104t,目前采收率22.0%。通过潜力评价结果表明,还有进一步提高采收率的潜力:一是通过水驱调整增加可采储量967×104t,二是通过热力采油增加可采储量9789×104t,三是通过化学驱增加可采储量1011×104t。稠油油藏总计增加可采储量11767×104t,提高采收率12.72%。从分阶段看,到“十二五”增加可采储量7106×104t,提高采收率7.7%;“十二五”后增加可采储量4661×104t,提高采收率5.0%(表5)。 
表5    稠油油藏提高采收率潜力汇总表

调整方向 增加可采储量(104t) 提高采收率(%)
60$/bbl 80$/bbl 60$/bbl 80$/bbl
吞吐加密 1068 1350 1.15 1.46
热化学吞吐 283 345 0.31 0.37
蒸汽驱 3967 4546 4.29 4.91
低效水驱转热采 3053 3548 3.30 3.84
水驱综合调整 914 967 0.99 1.05
化学驱 971 1011 1.05 1.09
合计 10256 11767 11.09 12.72

(2)分技术成熟度评价结果分析
按热力驱油技术成熟度,将提高采收率技术潜力分为三类,即近期潜力、中期潜力和远景潜力。
近期潜力为推广成熟技术潜力,包括热力采油中吞吐加密和热化学吞吐技术(见表6)。
中期潜力为已经开展先导试验攻关或进一步完善配套技术,有望在10~15年内实现大幅度提高采收率技术的潜力,包括热力采油中蒸汽驱技术。
远景潜力为准备开展的大幅度提高采收率攻关,在15年以后有望实现的潜力,包括热力采油中低效水驱转热采技术。
表6  稠油油藏提高采收率技术成熟度潜力表 

调整方向 增加可采储量(104t) 提高采收率(%)
60$/bbl 80$/bbl 60$/bbl 80$/bbl
近期潜力 1351 1695 1.46 1.83
中期潜力 3967 4546 4.29 4.91
远景潜力 3053 3548 3.30 3.84
合计 8371 9787 9.05 10.58

5 稠油油藏提高采收率建议

1)开展热化学驱基础理论研究
热化学驱提高采收率,其理论内涵是在蒸汽驱降粘驱替的基础上,利用化学复合体系降低油水界面张力、减少亲油油层的毛细管阻力,提高蒸汽或热水的驱油效率并降低粘度;高温防窜体系可抑制蒸汽的窜流,降低蒸汽流度、提高蒸汽的波及体积。在此理论指导下,可形成蒸汽/泡沫复合驱油技术、蒸汽/驱油剂复合驱油技术、蒸汽/薄膜扩散剂复合驱油技术、热/聚合物复合驱油等技术。
2)加大关键技术攻关,形成开发技术系列
加大关键技术攻关,如氮气泡沫辅助蒸汽驱技术,水驱后普通稠油油藏转蒸汽驱提高采收率技术,水平井蒸汽驱技术,中深层热化学吞吐技术,浅层稠油蒸汽驱技术,超稠油蒸汽驱技术,形成开发技术系列。
3)分阶段、分层次开展先导试验
“十一五”末开展先导试验:氮气泡沫辅助蒸汽驱先导试验,水驱普通稠油转蒸汽驱先导试验,水平井蒸汽驱先导试验,浅层稠油蒸汽驱先导试验,蒸汽后热化学驱提高采收率先导试验。“十二五”期间开展先导试验:SAGD先导试验,水淹稠油油藏热化学辅助蒸汽驱提高采收率先导试验,敏感性稠油油藏蒸汽驱先导试验,中低渗稠油油藏蒸汽驱先导试验,薄层稠油蒸汽驱先导试验。“十二五”之后开展:常规油藏化学驱后蒸汽驱提高采收率先导试验,热采辅助化学先导试验,催化裂解先导试验。(作者:雷江西  凡哲元)

 
【版权声明】本站部分文章来自网络,欢迎转载本人原创文章、图片,请提供本博客中相应文章的链接。
请勿将原创图片、文章用于商业用途!对于给您带来的不便表示抱歉!!
本站所分享的影视作品均转自网络,仅供测试和学习交流。请在下载后24小时内删除,请购买/支持正版。
若有侵权,请即时留言告知,万分感谢!
 
 
 
 
目前有 433+ 人访问,有 1+ 条评论! 感谢支持!
  • 陌路阑珊  陌路阑珊 :2008/9/25 21:22:59  IP:60.214.232.41  @回复
  • 办法很多,管用的还是热采
 

 
日历
网站分类
搜索
最新留言
站点统计
Tags列表
 
Copyright ©2007-2018 暗潮天空 BlueSky wu2007.Cn京ICP备08005769

Powered By Zblog Theme By 流年岁月