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2014年4月17日 ⁄ 暗潮 开发采油 ⁄ 评论数 0+ ⁄ 被围观 +

 

(徐文江  姜维东  中国海洋石油有限公司开发生产部) 
  按照石油天然气行业标准 《油藏分类》(SY/T6169— 1995),油层条件下黏度大于50mPa·s 的原油定义为稠油。渤海海域河流相疏松砂岩油田原油渗透率大于500mD、黏度近150mPa·s),为常规稠油,可采用常规注水方式开采。 除上述海上常规稠油油田外,渤海海域还有十几个原油黏度过高的稠油油田, 地下原油黏度大于350mPa · s,在本文中被定义为低品位稠油,难以使用注水等常规方法开采。
  截至 2012 年, 海上低品位稠油三级地质储量近7亿m3,在现有开采技术条件下,这些低品位稠油油田产量贡献率预计“十二五”期间仅占中国海油国内产量规划目标的2%左右, 这一产量贡献率与储量基础很不匹配,因此如何采用有效的开采技术来开发动用海上低品位稠油储量显得尤为迫切。

1、我国海上常规稠油开采技术
  我国海上常规稠油油田,如绥中36-1、秦皇岛32-6、旅大5-2等油田,与陆地油田相比,井距大,单井控制储量高,部分储量用现有井网难以有效动用和开发。同时,油田储层胶结疏松,开采时需要防砂,但由于井斜等因素,一般只能分层段防砂开采(一般分3~4 个层段),层系划分较粗。
  因此,在开发过程中注采矛盾逐步暴露,主要表现为水驱动用程度在层间和平面上差异大,且油水运动规律难以认识清楚,非主力层(次要层)难以经济有效地动用。
  随着油井含水的进一步上升和产液量的不断增加,注采不平衡进一步加剧,从吸水剖面来看, 个别小层吸水甚至占整个注入层的80% ; 从单井产量来看,在油田整体处于中高含水阶段时, 部分井含水已经达到 90%,出现综合含水上升快 (例如曹妃甸 11-1 油田2006 年年均含水上升率达 4.1%) 和产量递减快 (例如绥中36-1油田I期2006年上半年自然递减率高达12%)等问题。
  渤海海域的陆相砂岩常规稠油油田开发的主要问题是层间、 层内及平面矛盾突出, 油田综合含水上升快,产量递减快,油田开发效果面临挑战。

  1.1  油田开发综合调整技术
  针对陆相砂岩常规稠油油田的地质油藏特点, 配套发展了从采集、 处理、 构造—层序解释、 储层预测、流体检测等一整套开发地震技术系列 (包括地震资料目标处理技术、 河流相砂岩储层精细描述技术等);开展了海上丛式井网多油水系统合采剩余油分布关键技术研究,初步形成了井网整体加密油藏工程技术系列(主要包括海上大井距多层合采稠油油藏剩余油分布定量描述技术、 水淹层测井评价技术、 多层合采稠油油藏井网加密跟踪调整技术);以动态精细构造解释和储层描述、 地质建模和数值模拟为核心的技术组合深化了对油藏非均质性的认识。
  正是这些技术的积累和沉淀, 成功完成了秦皇岛32-6、 埕北、 锦州 9-3、 歧口17-2等多个油田的综合调整方案, 并在绥中36-1油田开展了整体井网加密调整试验, 获得了较好的开发效果。截至 2012 年年底,绥中 36-1 油田一期增加调整井58口井,增加可采储量1224万t,采收率提高10.4个百分点。

  1.2  稳油控水技术
  “十一五” 期间, 根据油藏地质特点提出了稳油控水目标。 在开采技术方面, 配套研发了以下工艺技术并成功推广应用:
  一是研发和推广应用了内挂、 外挂井槽技术, 保证了调整井的实施;
  二是研发和推广应用了同心集成分注、 地面多管分注等技术, 使油水井分注率提高至 80% 以上,缓解了注水层间矛盾;
  三是研发和推广应用了弱凝胶深部调驱技术、氮气泡沫深部调驱等技术, 使稳油控水从源头调整成为可能;
  四是研发和推广应用了多氢酸深部酸化工艺、氮气泡沫分流酸化工艺、局部增压注水工艺;
  五是研发和推广应用了同井注采技术,在井槽资源有限条件下,提高了油水井利用率。通过这些开采技术的研发和推广应用,有力地保证了油藏开发阶段目标的有效实现。

 2、我国海上油田低品位稠油开采技术
    尽管我国海上常规稠油开发取得了成功, 但利用这种注水开发模式、 技术手段和方法, 在开采海上低品位稠油方面是不可行的。

 2.1  国内外低品位稠油开发技术概况
   虽然稠油黏度高, 但对温度极为敏感, 温度每增加 10℃, 黏度即下降约一半。 热力采油作为目前稠油开发的主要手段,现已在美国、委内瑞拉、 加拿大及我国的辽河、 新疆、 胜利等油田进行了成功推广与应用。
   经过近50 年的发展, 逐步形成和发展了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、热水驱、火烧油层、电磁加热等技术为代表的技术框架。 蒸汽吞吐从单井吞吐发展为井组整体吞吐、蒸汽 + 助剂吞吐,其中使用的助剂主要有非凝析气(天然气、氮气、CO2及烟道气)、 溶剂(轻质油) 及高温泡沫剂 (表面活性剂) 等。 蒸汽驱作为蒸汽吞吐之后提高采收率的有效方法, 业界普遍认为可以提高采出程度达 30%OOIP 左右, 蒸汽驱结束后的总采收率一般为 40%OOIP 以上。
  为了提高蒸汽驱开发效果, 又研发了间歇式蒸汽驱、 多井组整体优化蒸汽驱、水平压裂辅助蒸汽驱(FAST)技术、蒸汽辅助重力驱(  SAGD )。在 SAGD 为基础的水平井注蒸汽热采技术基础上, 又研发了一些强化蒸汽辅助重力驱技术(ESAGD), 包括蒸汽 + 非凝析气辅助重力泄油技术(SAGP)、加热通道蒸汽驱技术(HASD)、稠油注气体溶剂萃取技术(VAPEX )等技术体系。
  由于蒸汽与地层油密度差和流度比过大, 易造成重力超负汽窜, 体积波及系数低, 蒸汽的热效应得不到充分发挥, 为此又研发了热水驱技术。 尽管热水驱对稠油开采的总体效果不如注蒸汽显著, 但因其操作简单而被局部应用。 在热水驱基础上, 还研发了热水加化学剂 (表面活性剂) 驱和热水氮气泡沫驱技术等。
  另外, 火烧油层在全世界已有 160 多个油田开展了较大规模的工业性开采试验, 其采收率一般可达到50%~80%。 火烧油层根据燃烧前缘与氧气流动的方向可分为正向火驱和反向火驱, 根据燃烧过程中或者其后是否注入水又分为干式火驱和湿式火驱。 近年随着水平井技术的发展, 又研发应用了重力辅助火烧油层技术(COSH )。

  2.2  我国海上油田低品位稠油开发技术
   中国海油率先在储量规模较大的低品位稠油油藏进行了开发试验, 先后尝试了常规冷采、 化学吞吐降黏开采、出砂冷采等,效果都不理想, 现在正进行稠油热采现场试验。
  2.2.1 常规冷采
   以南堡35-2油田为例, 该油田南区属地下原油黏度大于 350mPa · s 的低品位稠油油藏, 于 2005 年 10 月油井陆续投产, 采用注水模式冷采开发, 其开发方式如下:①井型为水平井、多分支井;②完井方式为优质筛管与砾石充填完井;③人工举升为电潜泵采油;④改善注采关系为弱凝胶调驱。油田整体表现出采油速度低、 采收率低、 含水上升快, 开发效果不理想。 截至 2010 年10 月, 全油田累计产油135.47 万m3, 采出程度为2.8%。 其中, 属于低品位稠油的南区, 累计产油量仅为34.96万m3, 采出程度仅为1.2%。 表1为南堡35-2油田南区开采数据。 表1为南堡35-2油田南区开采数据。
  2.2.2 出砂冷采
   在常规冷采探索未能取得设计效果的基础上, 尝试了出砂冷采技术。
   所谓出砂冷采, 是指在没有人工能量补充的条件下, 依靠天然能量, 并通过调节生产压差使地层达到出砂,同时保持地层骨架不被破坏, 在近井地带中形成油气流高速通道——蚯蚓洞, 从而大幅度改善地层的渗透率, 达到提高产量的目的。
  实施中由于有少量天然气的存在, 通常伴随有泡沫油的形成, 泡沫油在排砂采油的过程中起到了提供能量、 降低黏度和携砂的作用。出砂冷采试验区选择在埕北油田,该油田馆陶组稠油属于底水低品位稠油。
  出砂冷采地面设备及试验流程:井内油气流到达地面后首先进入旋流除砂器, 实现油水气和砂砾的分离,分离出的砂子进砂罐, 而油气水流随后进入气液分离器,气体燃烧,液体进入钻井液罐内。
  应用上述流程,  2008 年 11月13日,对埕北油田B24的Ng油组TCP射孔  ,射孔井段1460.6~1463.9m、1464.6~1480.9m、1489.6~1497.1m,未防砂。11月16日至12月18日吗,用射流采油,日净产液量为0.1~4m3/h,产出液含砂比为 0.05% ~6% 期间射流泵多次故障。
  2008 年 12月 19 日至 2009 年 1 月 5 日,下杆驱螺杆泵采油,日产量为0.4~1.2 m3/h, 砂比为0~0.2%, 后因抽油杆断落提出井内机组。2009 年 1 月 9 日, 下入排量为50 m3/d的电潜离心泵机组, 启泵后一直未能正常运转。 2009 年 2 月 19 日,暂停该井的稠油冷采试验工作。
  该井试验用螺杆泵和电潜离心泵没有达到排砂的试验要求, 试验中的射流泵也多次故障, 排出了部分地层砂,但仍存在较大的砂砾堵塞射流泵喷嘴的情况,试验表明井内携砂问题是需要解决的首要问题。

2.2.3 化学吞吐

表1  南堡 35-2 油田南区开采数据

油井总

数(口)

油井开

井数(口)

月产油量(104m3)

日产油能

力(m3)

采油速

度(% )

采出程

度(% )

累计产油量(104m3)

25

17

0.79

308

0.3

1.2

34.96

表2  埕北油田 Ng2油藏基础数据

深度(m)孔隙度
(% )
孔隙度
(% )
脱气原油密度
(g/cm3)
脱气原油地面黏度(mPa·s )含蜡(% ) 胶质含蜡(% )
223430~35700.961~0.9851028~56124618.9

表3  埕北油田 B24 井出砂试验数据表

机采类型人工举升时间段产砂量(m3)累计产油量(m3)
射流泵2008-11-16—2008-12-18276< 1
杆驱螺杆泵2008-12-19—2009-01-05少量油花
电潜离心泵2009-01-09—2009-01-19

表4  B1 井原油物性分析

地面原油密度(20℃/50℃) (g/cm3)地面原油黏度
(50℃)(mPa·s )
含水
(%)
含蜡
(% )
胶质(% )凝固
点(℃)
凝固
点(℃)
0.9687/0.9496220781.2615.74612

   在冷采探索基础上, 2008 年在南堡 35-2-B1 井进行了化学吞吐降黏试验。 化学乳化降黏技术就是通过向地层注入一定量乳化剂在原油表面形成稳定的O/W活性膜或将 W/O 型乳状液翻转成 O/W 型乳状液,大幅降低原油黏度、提高流动能力的一种稠油开采方式。B1 井原油具有黏度高、 密度大、 凝固点低、 含蜡量低的特点,属重质稠油。
   2008 年5月2日至5月6日,对B1井进行了化学吞吐降黏施工。施工期间反挤解堵液 20m3、降黏剂溶液 1500m3(分两个段塞:前段塞浓度 1%, 共 800m3;后段塞浓度 0.5%, 共 700m3) 和 80m3地热水作顶替液, 然后关井浸泡。
   从施工过程分析,B1 井施工前近井地带存在堵塞。 当吞吐液中的有机解堵剂首先进入油层时, 施工压力最高达到15 MPa, 说明近井地带油层包括防砂筛管存在严重的堵塞。B1 井吞吐开井后,首先吐出约300m3吞吐液, 此后, 产出液开始出油, 日产油量逐步提高,截至 2008年12月15日,B1井累计增油968t,考虑吞吐初期产水影响,B1 井增产原油约800t,化学吞吐前后生产对比可以看到, 尽管化学吞吐后单井日产有所增加,但仍低于 20m3/d, 对油田经济开采效益影响不大。

  2.2.4 稠油热采
   在常规冷采、 出砂冷采、 化学吞吐均未达到增产增效目标的背景下, 为改善低品位稠油开发效果, 在借鉴陆地油田热采开发经验的基础上, 渤海海上建立了两个热采先导试验区, 在南堡35-2油田率先探索以多元热流体吞吐为主的热采开发技术, 在埕北油田探索以蒸汽吞吐为主的热采开发技术。
   多元热流体是含有水 (蒸汽)、 氮气、 二氧化碳及化学添加剂多种组分,用于稠油油田提高采收率的高温流体。多元热流体热采技术实质上是一种利用水 (蒸汽) 与气体 (N2、 CO2、 烟道气或天然气) 的协同效应,通过加热降黏和气体溶解降黏、气体增压、气体扩大加热范围和减小热损失、气体辅助重力驱等机理来开采原油,并且可选择性地添加高温起泡剂,在地下形成高温泡沫,控制多元热流体流度,调整注入流体的剖面,达到提高原油采收率的目的。 在南堡 35-2 油田, 从 2010 年起至今新钻调整井共计实施多元热流体热采吞吐作业 14 井次, 累计产油量已达17.1 万t。
   蒸汽热采是运用热工学的理论和方法, 通过加热油藏降低地下原油黏度、 溶解和溶化油层堵塞、 改善地层的渗流特性,从而提高原油在地层的渗流能力,提高稠油产量和采收率。 2010年在埕北A32h井首次进行了蒸汽吞吐作业, 由于后续生产中产生汽窜现象且井筒高温下的注热管柱断裂等问题, 在热采后没有取得明显的增产效果。
  为进一步完善热采技术, 目前需要进一步探索和攻关的关键技术有:热采适应性评价、 开发程序和技术策略、 热采方式下不同井型生产及注入能力评价方法、 热采过程热利用率评价方法、 热采效果评价及指标预测方法、 多轮次热采吞吐固井和防砂技术、 高温条件下人工举升技术、 热采安全防控技术、 规模热采装备技术等, 通过研究与攻关形成一整套海上油田低品位稠油开发新技术系列。
 3、结论与认识
  (1)渤海湾海上常规稠油开发取得了初步成功,尽管开发开采中还有很多技术问题需要解决, 但已逐步建立起可行的技术系列。
  (2) 由于渤海湾海上低品位稠油在常规冷采、 出砂冷采、 化学吞吐难以取得较好的开发效果, 正在积极进行热采开发应用试验。
  (3) 海上稠油热采技术由于自身条件的限制, 与国内外陆上油田相比还存在一定差距, 很多技术仍需在热采先导试验区进行试验验证。

 
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