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2017年1月4日 ⁄ 暗潮 开发采油 ⁄ 评论数 0+ ⁄ 被围观 +

1、化学驱油技术

中国石化化学驱技术概括为聚合物驱、化学复合驱和聚合物驱后非均相复合驱3个方面,主要在胜利油田和河南油田应用。
1.1聚合物驱油技术
中国石化适合聚合物驱的油藏普遍具有油藏温度高(65~120℃)、地层水矿化度高(5000~100000mg /L)和原油粘度高(50~130 mPa·s) 。以室内研究为指导,按照油层温度、地层水矿化度由低到高分步开展矿场试验,目前已形成适合3 类油藏的聚合物驱技术(表1) 。

1992 年在孤岛中一区开展了Ⅰ类油藏聚合物驱先导试验,试验区有注入井40 口,生产井78 口,地层温度70 ℃,地层水矿化度5293 mg/L,试验利用原有水驱开发井网,采用分子量大于1500 × 104 的聚丙烯酰胺,设计聚合物用量300 PV·mg /L,采用清水配制母液,产出污水稀释注入。先导试验已结束,试验区提高采收率11.0%。1998 年在Ⅱ类油藏开展了聚合物驱先导试验,针对地层温度80℃ 和地层水矿化度21000 mg /L 的胜坨油田一区,采用分子量大于2200万的聚丙烯酰胺和梳型高分子聚合物,已提高采收率6. 7%。2013 年在Ⅲ类油藏开展聚合物驱先导试验,针对地层温度85℃和地层水矿化度30500 mg /L 的胜坨油田二区,采用含耐温抗盐基团的聚合物,目前注入井压力上升,生产井开发态势稳定,效果有待观察。针对一次聚驱多向受效率低、流度比高、采出程度低等问题, 2005年在下二门油田开展了二次聚合物驱试验,采用高浓度大段塞(0. 91 PV × 2000 mg /L)和单泵对单井注聚工艺,试验区已提高采收率9. 5%,预计提高采收率12. 0%。目前中国石化共实施聚合物驱项目56个,提高采收率6%~12%。
1.2复合驱油技术
基于高酸值原油(KOH 含量0.9 ~ 3. 0 mg /g),1992 年在孤东油田小井距试验区开展了ASP三元复合驱先导试验,在水驱采出程度达到54. 4%,综合含水99. 3% 的情况下,实施聚合物、碱和表活剂的三元复合驱,试验取得成功,中心井区提高采收率16. 8%(OOIP),但试验过程中存在结垢、乳化等问题,影响了三元复合驱技术的推广。为了解决由碱引起的结垢、乳化等问题, 2003 年在孤东油田七区西开展了无碱二元复合驱先导试验,试验区有注入井10 口,生产井16口,油层温度68℃,地层水矿化度8207mg /L,地层原油粘度45 mPa·s。通过分子模拟,设计疏水链结构与原油相似的磺酸盐,达到更高的界面效率,采用阴、非表面活性剂复配实现超低界面张力(10-3 mN/m) ,试验区已提高采收率14. 8%。二元复合驱技术已于2008 年进入工业化应用,目前实施19 个项目,提高采收率8%~15%。
1.3非均相复合驱油技术
由于陆相成因储层的强非均质性和较高的原油粘度,聚合物溶液改善流度比,扩大波及程度的作用有限,使得聚合物驱后剩余储量接近原始地质储量的一半,需要探索聚合物驱后进一步大幅度提高采收率技术。针对聚合物驱后油藏非均质性更加突出,剩余油更趋分散的特点,研发了非均相复合驱油体系。在二元复合驱油体系的基础上,加入B-PPG粘弹颗粒,形成非均相体系,该体系的连续相为“聚合物+ 表面活性剂”溶液,分散相为具有较高粘弹性的B-PPG颗粒,与二元复合驱体系相比,能够增加阻力系数,强化液流转向,扩大波及体积。
2010 年在孤岛中一区聚合物驱后油藏开展非均相复合驱先导试验,试验区有注入井32 口,生产井38口,地层温度70℃,地层水矿化度8120 mg /L,地层原油粘度46. 3 mPa·s,试验前综合含水98. 1%,采出程度52.3%。通过井网整体加密,实现变流线井网调整,试验取得显著效果,日产油由38t /d最高上升到136 t /d,综合含水由98. 1% 最低下降到90. 2%,已提高采收率2. 5%,预计可提高采收率7. 3%。该技术将在聚合物驱后油藏推广应用。


2、稠油热采技术
中国石化稠油油藏主要分布于胜利油田和河南油田。稠油油藏普遍埋藏较深(900~1600 m)、储层厚度小且具有一定敏感性,原油性质多样和具有活跃边底水。1984 年开始蒸汽吞吐开发,近年来稠油热采技术得到发展和完善,逐步形成了5项主导技术,其中热化学吞吐、井网加密和普通稠油水驱转热采技术已推广应用,蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术还处于试验阶段。
2.1热化学辅助蒸汽吞吐技术
针对特超稠油、薄层稠油动用难和稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后存在的汽窜严重、地层压力低、剩余油分散等问题,发展了化学辅助蒸汽吞吐技术。以蒸汽携带的热量为基础,利用化学体系高温高压条件下表现出的物理化学特性,改变储层微观结构及储层流体的渗流、分布特征,从而大幅度提高蒸汽吞吐效果,形成了HDCS、HDNS、SGS和氮气泡沫堵水调剖等系列技术,实现了特超稠油、薄层稠油和浅层超稠油的有效动用,大幅度改善了高含水热采老区的开发效果。近几年,HDCS、SGS、HDNS 三项技术实施1500井次,累计增产原油81. 3×104t; 氮气泡沫调剖实施402 井次,平均单井周期增油548 t,累计增油22. 06×104 t。
2.2稠油热采井网加密技术
理论研究和矿场监测均表明,多轮次蒸汽吞吐后,普通稠油和特稠油油藏的有效动用半径为75~70 m,超稠油油藏的有效加热半径为50 m。对于井距为200~280 m 的井网来说,蒸汽吞吐井间存在未加热区。针对蒸汽吞吐加热半径小与常规井距大的矛盾,发展了稠油热采井网加密技术。通过数值模拟优化研究,建立了蒸汽吞吐加密潜力评价标准,确定了不同类型稠油油藏蒸汽吞吐的有效井距为100~141 m(表2)。

2000年在孤岛油田中二北单元实施井网加密先导试验,试验区地层原油粘度为521mPa·s,油层温度65℃,新钻加密井76 口,井网由200 m×283 m 加密成141 m×200 m,采收率由21%提高到29.1%。

 
2.3蒸汽驱技术
针对稠油油藏埋藏深、转驱压力高等问题,通过配套稠油热采工艺提高有效热焓和热效率,形成了中深层稠油蒸汽驱技术。配套了超临界蒸汽锅炉、高真空隔热注汽管柱等工艺技术,锅炉出口蒸汽干度达99%,井底蒸汽干度达到60% 以上。通过研制水平井自补偿封隔器和配汽器,配套水平井均衡注汽工艺管柱,实现水平段全段均匀注汽,提高油层动用程度40%~80%。通过提高注汽质量,使蒸汽驱技术应用的油藏深度突破到1600 m,井底压力放宽到7 MPa。1997年在孤东九区西开展了深层蒸汽驱先导试验,试验区油藏埋深1320~1400 m,油层厚度11~18 m,原油粘度2000~5000 mPa·s,1992 开始蒸汽吞吐,1997 年转蒸汽驱,吞吐和蒸汽驱阶段采收率达到36. 5%,蒸汽驱提高采收率20. 9%。
2.4热化学蒸汽驱技术
为解决非均质油藏蒸汽带窄、波及效率低和驱油效率低的难题,发展了热化学蒸汽驱技术。针对油层压力高导致的蒸汽带窄、热水带宽的问题,通过研发高温驱油剂,提高蒸汽驱油效率。针对储层非均质性引起的蒸汽驱替不均衡,研发高温泡沫,改善蒸汽波及状况。2008 年在孤岛中二北开展了热化学蒸汽驱先导试验,试验区油层埋深1297~1318 m,有效厚度10. 2 m,地面原油粘度9000 mPa·s,已累计产油25.4×104 t,采出程度达到43. 0%,预测最终采收率可达53. 4%。
2.5普通稠油水驱转热采技术
普通稠油油藏原油粘度高(100~300mPa·s)、水驱效果普遍较差,平均采收率仅为17. 3%。室内实验和数值模拟研究表明,水驱后转热采可降低原油粘度,改变流度比,大幅度提高驱油效率。对地层原油粘度大于80 mPa·s,油层厚度大于8 m,孔隙度大于0. 15,含油饱和度高于0. 45,综合含水低于90%的水驱油藏可转换开发方式,提高采收率。2011 年在孤岛油田中二中单元实施水驱转热采先导试验,试验区油层埋深1260~1300 m,有效厚度14 m,地面原油粘度3000 ~10000 mPa ·s,综合含水89. 3%,水驱采出程度18. 8%,转热采后蒸汽吞吐阶段提高采出程度8. 9%,目前已转入蒸汽驱,预测热采提高采收率24. 0%。

 
3、注气驱油技术

3.1 CO2驱技术
20 世纪80 年代开始CO2单井吞吐试验, 90 年代末以来开展CO2驱技术研究。在江苏、华东、中原、胜利和东北等油田共12个区块开展先导试验(表3),研究对象分为低渗透、特低渗透和水驱废弃油藏3 类。

草舍油田泰州组属于低渗透油田,油藏埋深3020 m,储层渗透率46×10-3μm2,原油粘度12. 83 mPa·s,地层温度119℃,试验前地层压力32. 06 MPa,CO2与原油的最小混相压力为29. 34 MPa。2005 年开始CO2驱先导试验,试验区有注入井5 口,采油井12 口,采用连续注气方式,2013 年12 月结束,共注入CO21. 25HCPV,已累计增产原油7. 97 × 104t,提高采收率7. 89%。
胜利高89 块属于特低渗透油藏,油藏埋深2900 m,储层渗透率为4. 7×10-3μm2,原油粘度1. 59 mPa·s,油藏温度126 ℃,试验前油藏压力为23.2 MPa,CO2与原油的最小混相压力为28.9 MPa。2008 年开始CO2驱先导试验,采用连续住气方式,以注入CO2气0. 33PV,试验区累计增产原油4. 52×104 t,预计采收率达到26. 1%。
濮城油田沙一下亚段属于水驱废弃油藏, 2008年开始实施水气交替试验,试验前综合含水98. 0%,水驱采出程度50. 89%,注入的CO2来自炼化厂,浓度大于90%,气水比为1. 37,已实施10个井组,累计注气10.2×104 t,累计增产原油8000 t。

3.2 注N2驱技术
针对缝洞型碳酸盐岩油藏衰竭开采、水驱开发采收率低,发展了注N2替油技术,通过重力分异产生的气顶、膨胀降粘和补充地层能量,动用“阁楼油”取得良好效果。塔河油田属于碳酸盐岩缝洞型油藏,油藏深度5300~7000 m,油藏温度120~140 ℃,油藏压力60~70 MPa,原油粘度180×104 mPa·s,注水采收率14. 8%。2012年开始注N2先导试验,采用撬装、膜制氮气技术,制氮纯度达95%,采用气水混注方式控制注入压力,目前已累计注气281 井次,累计产油28. 9 ×104t。


4、微生物驱油技术
微生物驱油技术主要分内源微生物驱、外源微生物驱和生物代谢产物驱(生物表面活性剂驱)3种方式。中国石化从1995 年开始微生物吞吐试验,1998年开始微生物驱先导试验,先后在7个不同类型的油藏开展了微生物驱油现场试验,均见到不同程度的增产效果,已累计注菌液7124t,累计注入激活剂16257 t,累计增油19. 92×104 t。微生物采油技术由单井吞吐、外源微生物驱发展到内源微生物驱。
1999年在胜利罗801块开展了外源微生物驱油先导试验,试验区有注入井5 口,采油井13 口,油藏温度75~80 ℃,储层渗透率217×10-3μm2,原油粘度9. 8 mPa·s,地层水矿化度7279 mg /L。菌种选用外源微生物,采用两个菌种的混合菌液,试验方案设计注入菌液0. 25 PV,菌液浓度为106个/mL,采用周期注入方式。目前已注入菌液57 轮,累计注入菌液1033 t,提高采收率6. 86%。
为促进内源微生物的繁殖、生长和代谢,通过引入生物竞争理论、拓宽碳氮源筛选范围,优化碳源、氮源和磷源比例,研发了高效生物激活剂,进一步提高激活效率,改善微生物驱油效果。2011年在胜利沾3 块开展了内源微生物驱先导试验,试验区有注入井5 口,采油井12 口,油藏温度63℃,储层渗透率682×10-3μm2,原油粘度1885 mPa·s,地层水矿化度8425~11196 mg /L。设计激活剂浓度1. 4%,注入量0. 3 PV,采用段塞式周期注入,已累计注入微生物激活剂3915t,累计增油2. 03×104 t,预测可提高采收率5. 28%。
 
5、结论与建议
1) 化学驱是中国石化EOR主体技术。聚合物驱和二元复合驱技术已成熟、配套,实现了规模化应用,针对高温高盐高钙镁油藏和稠油油藏需研发新型驱油剂,进一步优化驱油体系,改善驱油效果,降低化学驱成本。
2) 热化学吞吐、蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术实现了不同类型稠油油藏的有效开发,还需探索热采与水动力学、化学和注气等方法的组合技术,改善稠油油藏热采开发效果。
3) 以CO2驱为代表的注气技术是中国石化提高采收率发展战略之一。需探索经济有效的CO2流度控制和改善混相能力方法,完善CO2驱油/CCS 配套技术,扩大气驱应用规模与领域。
4) 继续发展微生物驱油技术,探索生物工程与EOR 融合的新技术。

(作者:计秉玉,王友启,聂俊等(中国石化石油勘探开发研究院);来源:《石油与天然气地质》(双月刊)2016年第4期)

 
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