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江汉油田稠油油藏开发探讨

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油田 油油 开发 探讨
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第16卷第4期 江汉石 油科技 2006年12月 6 0汉油田稠油油藏开发探讨 王 利 (江汉油田分公司江汉采油厂) 摘要借鉴国内外超稠油油藏开采工艺技术的研究成果和思路,选择了胜利、河南等油田稠 油开发试验做为实例,结合江汉油田稠油油田的特点,旨在探索适合江汉油田开采稠油油藏的经济 的有效开发模式。 主题词稠油油藏开发 开采技术降粘 目前,制约江汉油田持续稳定发展的主要因素 有两个,一个是大多数油田已进入开发后期,老油田 平均综合含水达90%以上,自然递减率达到10%以 上,原油产量递减加快;另一个是后备储量接替严重 不足,已探明储量的丰度和品位明显下降,且大部分 为低渗透、小土豆块、稠油、出砂严重的难动用区块, 按常规开采工艺开发其经济效益很差或根本无效。 为稳定江汉油田原油产量,除继续加大勘探力度外, 设法动用目前动用程度及低的稠油油藏也是一条可 走之路。所以,借鉴国内外先进超稠油油藏的开发 思路及经验,探索经济有效的开发方式和钻采新工 艺及相关配套措施,提高稠油开发的经济效益,动用 江汉油田现有的稠油储量,是一件迫在眉睫的事情。 1 江汉油田稠油区块开采历史及存在 问题 截止目前,江汉油田探明稠油储量主要分布在 潭口(潭稠南部和北部)、代河井区、王场二段、钟市 二段钟47井区、丫角、习二区上层系、王30井区和 马3全未动用过的稠油储量约占稠油总 储量的35%以上,而动用过的稠油区块的采出程度 一般都很低,大约在10%以下。这些超稠油油藏埋 深一般在610—1000m,原油地面脱气粘度(50℃) 一般为3000~22000s,密度为0.8481~0. 9970~12m ,凝固点为2℃。对该类稠油油藏, 以前曾在潭稠南部采用常规蒸汽吞吐法进行热采实 验开发,还在代河北部稠油常规开采,但无论怎样优 化工程方案、降低工程投资和节约生产成本,均由于 原油太稠,区块太小形不成产能,项目无经济赢利能 力,后由于代河常规开发不成功,使开发无法进行, 潭口无天然气供应蒸汽吞吐井全区关井停产。以致 使该类储量长期得不到有效开采。因此,借鉴国内 外先进开发工艺技术,探索适合开采稠油油藏的经 济有效开发模式,增加江汉油田经济可采储量具有 重要的现实意义。 在过去的稠油开采中,我们主要采用的工艺是 抽稠泵、电动螺杆泵开采,地面、井筒配套掺活性水 降粘、掺稀油降粘以及潭口稠油蒸汽吞吐等常规的 稠油开采方式。这些常规的开采方式对井筒内的稠 油效果比较好,只是解决了稠油从井地到井口的提 升问题而且单独使用效果不佳。作用范围大一点的 就是注蒸汽吞吐,其有效作用半径也不大,而且一但 采油时压力突然下降,导致供液不足。 曾经下过电热杆采油的有5口井,分别位于王 场二段、代河、潭稠三个区块。电热杆采油的应用解 决了一部分问题,那就是解决了从井底到井口的原 油降粘问题。如代7井通过下电热杆日产水平稳定 在1.5计产油195t。 对于油不是太稠,地层温度比其凝固点高的稠 油井下电热杆、螺杆泵效果会好一点。如习2区的 的2口井(习2—7—9、习2—6—10)下螺杆泵也取 得了较好的效果,下螺杆泵后2口井累计采油705t。 但是采用电热杆、螺杆泵这些井都有一个问题 就是供液不足,持续性生产能力很低。从目前的情 况来看,下电热杆对稠油开采只能是解决一个提升 问题,而没能解决稠油从地层向井筒流动难的问题, 作者简介王利,男,2003年毕业于重庆石油学院采油 工程专业,现在地质研究所动态室工作。 ·28· 江汉石油科技 第16卷 所以持续生产时间不长,累计产量低。 化学药剂降粘在江汉油田也试用过。代7井进 行了两次化学解堵,虽然效果比较明显但持续时间 不长。 通过了解稠油区块(潭稠、代河北部)开采的历 史及现状,总结出江汉油田稠油开发中存在的问题, 主要原因有以下几点: (1)没形成整体开发,注采井网不完善。王场 二段、代7井区的浅薄层油藏地层能量低,且开采过 程中有采不注,稠油不易流人井筒。如王2—8—2 开抽两天动液面就下降至泵口,王23液面下降到了泵口;王9—1井8月10日复射后 开抽仅6井5天半液面仅 恢复77m,代7井开抽两天动液面也下降至泵口。 这些现象都说明一个问题,那就是地层能量不足,原 油在地层的渗流困难。所以稠油开采也要完善井 网,而且要加密,要有注有采。 (2)降粘剂吞吐效果不明显。王2—8—2,潭稠 5一1,江汉油田采油工艺研究院的吐试验,其中2—8—2挤0.7%30m , 潭稠5—10挤2%的02化学剂260液面 回升不明显,潭稠5—10开抽排水5面至 泵口。这就说明两个问题地层能量不足、降粘剂的 作用半径太小。 (3)特稠油开采没有突破对于特稠油、尤其是 江汉油田这样的浅薄层特稠油油藏,目前仍然没有 一种现成的开采技术可以解决油层中原油的流动和 油层能量的补充。如代河油田代7井进行了两次化 学解堵,还采用电热杆采油,虽然效果比较明显但持 续时间不长。 2 目前已经成熟的以及有一定实验成 果的几种稠油开采方式 2.1掺活性水降粘开采 掺活性水降粘开采的基本原理是: (1)乳化降粘。稠油中加一定量的水溶性表面 活性剂水溶液,在适当温度和搅拌条件下,稠油以微 小的油珠分散于活性水中,形成水包油(o/w)乳状 液,使稠油的分子间摩擦变为水分子间摩擦,大幅度 降粘。 (2)降低摩阻。在有杆泵抽油中,减少了抽油 杆、油管、泵衬套与柱塞间的摩擦,并起到一定润滑 作用。 2.2 掺稀油降粘开采 稠油中掺入一定量的稀油可大幅度降粘,影响 掺油降粘效果的主要因素是掺稀油量和掺油温度。 2.3稠油蒸汽吞吐开采 ’ 蒸汽吞吐开采又称周期性注蒸汽或循环注蒸 汽。其工艺主要包括在同一口井注蒸汽、关井浸泡 (焖井)及开井生产3个阶段。 即首先根据油层状况向井内注入一定量的高 温、高压水蒸汽,然后关井停注(焖井)几天,使注入 油层中的蒸汽与油层热交换,加热油层,加热带向外 扩大,而后开井放喷或抽汲生产。注入水蒸汽的量 以及焖井时间是根据井深、油层性质、原油粘度、井 筒热损失等条件预先设计好的。 以上几种开采方式,在江汉油田的稠油开发中 都曾试用过,效果不是很好。开采中存在的两个问 题一直未得到解决:①稠油从油层流到井底过程中 油流阻力问题,即油层解堵诱流工艺;②从井底提升 到地面进入系统;③能量补充问题;④含砂稠油开采 过程中防砂问题。 下面介绍的两项稠油开采工艺是目前国内应用 比较少的,各大油田都在关注或是实验阶段的新的 稠油开采技术。 2.4表面活性剂开采稠油 在原油开采过程中采用高效廉价的化学表面活 性剂,化学驱油是提高原油采收率的重要的方法,驱 油效率可达到80%~90%。其中表面活性剂驱油 及微乳状液驱油又是效率最高的两种化学驱油方 法。前者是将较低浓度的表面活性剂胶团溶液注入 油井;后者则是用高浓度的表面活性剂,并且这种注 入的浆液是由3种或更多种组分构成的微乳液。 表面活性剂驱油是在注水驱的基础上发展起来 的。注水驱替应用较早,通过向地层注入加了表面 活性剂的水把石油驱替至采油井。今后提高注入效 果的方向,主要是针对沥青质等重质组分在采油中 带来的困难,提高注入水“品质”以及向油层注入其 他更加有效的活性驱替剂。 微乳液是由油、水、表面活性剂、助表面活性剂 组成的各相同性的透明和热力稳定的分散体系。粒 径约为10—100 滴被表面活性剂和助表面活 性剂(一般为醇)的混合膜所稳定。驱油用微乳液 配方中,油可用石油馏分或轻质原油等;表面活性剂 第4期 王利:江汉油田稠油油藏开发探讨 ·29· 一般用石油磺酸盐;助表面活性剂一般用醇;水相常是心模型驱油实验表 明,微乳液具有很高的驱油效率,而中相微乳液的驱 油效率最好(最佳几乎可达100%)。微乳液驱油的 机理很复杂,如改变岩石的润湿性,改变油水界面的 粘度等,但能产生超低的油一水驱替液界面张力是 其中的主要原因之一。有人用蒸汽发泡微乳液也取 得很好的效果。 生物表面活性剂是微生物在特定的条件下生长 过程中分泌并排出体外的具有表面活性的代谢产 物。一方面具有化学表面活性剂的共性,另一方面 又有稳定性好、抗盐性较强、受温度影响小、能被生 物降解、无毒、成本低的特点。例如,从桉树叶毛虫 体内分离出的一种菌注入油层后产生大量自然清洁 剂,将原油采收率提高到70%,但这种生物表面活 性剂的生成量受地层多种条件的影响。生物表面活 性剂在采油中的应用已扩展到小规模成片油田,对 地面法和地下法均进行了尝试,即用生物表面活性 剂注入地下或在岩石中就地培养微生物产生生物表 面活性剂用于强化采油。实验证明用界面张力降至 2×10—2mN/m,与戊醇配合则可降至6×10~ 5mN/m。由卡氏菌)生产的海藻糖 酯可使石油采收率增大30%。生物表面活性剂用 于乳化重油,可使油粘度由2000Pa·.5改进的蒸汽法 2.5.1 蒸汽吞吐、蒸汽驱添加辅助化学剂 热力开采在重油和沥青以及油页岩的开采中得 到了较广泛的应用,主要包括蒸汽驱油法(包括蒸 汽吞吐、蒸汽驱两个阶段)和层内燃烧法。通过在 油层内进行一定程度的燃烧或注入热水、蒸汽,提高 油藏温度,增加重油流动性和溶解能力,由此提高重 质油藏的采出效果。虽然应用热力开采提高稠油采 收率已是一项较为成熟的技术,但依然存在热损失 大和能量利用低等一系列问题,并且石油中的热敏 性物质也容易遭到破坏,特别对于层内燃烧法而言, 情况严重的会将优质的石油在地层转变为无用的焦 炭,因而大大限制了该法的应用。 向稠油层注入蒸汽,加热油层内的稠油和岩石, 使岩石起到一个热交换器的作用,将注入的热量储 存起来,稠油流经这个受热区时,经热力降粘后,流 动阻力大大降低,易于流出油层;稠油流出井筒后得 以保持较高的压力和温度,易于举升到地面;油层注 入蒸汽后,在近井地带,油层的局部压力升高,在一 定的采油区间内,增加了油藏能量,使得稠油在油层 内的流动能力增加,进一步提高了稠油层的产出能 力,这就是蒸汽吞吐开采稠油。蒸汽吞吐在适合的 油藏条件下应及时转为蒸汽驱阶段。 2.5.2利用先进的物理处理技术来预处理稠油层 后再用蒸汽法驱油 利用先进的声波采油技术、电动学或电化学采 油技术、磁处理技术可以改善稠油开采条件。例如, 我国的井下振动采油技术取得重大进展。 由石油勘探开发科学研究院廊坊分院天然气所 发明的(一种使用振击工艺的)井下振动采油方法 及谐波井下振动驱油设备,在辽河油田试验成功后, 1998年5~7月,经改进后的顶驱式谐波井下振动 驱油系统在辽河油田高3572井区进行了首次生产 性现场试验,设备设置在584 重锤震源以88~/秒5 ,累计冲击振动76 h,受人工地震影响的高三块主 力油层的深度1 510~1 690 m,据不完全统计,以震 源井3572井为中心,在半径800 人工地震波波及影响的有效增产油井26口,人工地 震处理后受效井的产油量增加了47.6%,受效区块 的综合含水下降了8%。累计增产原油1 438.6 t, 把其余成本都考虑进去,投入产出比1:10.4,试验 取得成功。 该技术是利用声波处理油层。声波采油技术是 近几十年来发展起来的,利用声波、超声波可解除采 油井、注水井的堵塞,提高采油量、原油产量和注水 量;超声波可降低原油粘度,还可提高原油、水的多 孔渗透率。声波驱油是在水驱的同时,对油层进行 声波振动,利用流体场和声波场的共同作用驱动原 油。 2.5.3水平井蒸汽辅助重力泄油技术 适宜开采超稠油的工艺技术在国内尚处于研究 阶段,而国外发展很快,例如平井环道加 热蒸汽驱)、汽辅助重力泄油)、驱泄混合)、D(多底水平井吞吐+气驱)等 新的开采机理的研究应用有效地改善了超稠油开发 效果。 在蒸汽辅助重力泄油(如图1)过程中,蒸汽通 过储层上部的水平井注进,油受热靠重力泄油进入 下方的水平井。由于水平井在稠油开采中可增加井 ·3O· 江汉石油科技 圈1蒸汽辅助重力泄油 筒与油层的接触面积和渗流面积,提高井的吸汽能 力和生产指数,扩大加热油层的体积,提高蒸汽驱扫 效率,防止蒸汽超覆和气窜,减少热损失,提高油气 比。随着向下排泄,蒸汽在储层内不断扩大其加热 范围,形成一个有效的加热体系,使油在排泄过程中 一直保持着受热,从而可获得较高的采收率。 胜利油田开发部门利用数值模拟等多项油藏开 发技术,验证了水平井与侧上方井组合驱泄混合开 采:把两口直井设计在水平井的侧上方,直井注气, 水平井采油。数值模拟表明,生产结束时直井与水 平井之间的油层可形成200~汽腔”,蒸 汽驱和重力泄油机理大大改善。 3适合江汉油田稠油区块开采方式的 探讨 目前为止在江汉油田的稠油区块应用过下电热 杆(代河油田)、注蒸汽吞吐(潭稠)、注稀油降粘(代 河)等技术。由于成本高开发效果差导致开发无法 继续。所以,我们现在要探讨的有表面活性剂稠油 开采技术、利用先进的物理处理技术来预处理稠油 层后再用蒸汽法驱油技术、水平井蒸汽辅助重力泄 油技术这几种新的稠油开采技术。 针对目前江汉油田稠油区块的的地质特征、稠 油的原油物性、及以往的开采总结的经验,分析以上 几种新出现的开采工艺。 从钻井、油藏、采油工艺几方面考虑选择合适的 开采方式: 由于水平井钻井工艺比直井难度大,相应的钻 井和采油工程投资也较大,一般占项目固定资产总 16卷 额的比例为80%左右,对项目财务收益率的影响很 敏感。而对于江汉油田这种小断块,地层条件异常 复杂,尤其是潭实构造及层位,且地层浅650层薄4— 8m,现在的钻井技术在这种情况下钻水平井异常困 难。所以,水平井蒸汽辅助重力泄油技术在江汉油 田稠油区块的实验应用要慎重。而对江汉油田潭稠 这种小区块、浅薄层、高粘度的稠油区块来说应该采 用高密度井网、利用先进的物理处理技术来预处理 稠油层后再用蒸汽法驱油、采油井定期化学解堵+ 蒸汽吞吐法采油。具体的开采方式如下: (1)井网分布以150图 2)。 (2)鉴于江汉油田的的稠油区块能量低,所以 在开采时及时补充地层能量是必要的。采用阶段性 注化学降粘剂和蒸汽补充能量(图3),这样有利于 地层能量的恢复及原油在地层中的渗流。(备注: 水井和气井可以交替注采)。 (3)采油井阶段性利用声波震荡、化学药剂解 堵等措施进行近井地带的油层处理。在产管柱上加 装震荡器,周期性的对近井油层实施声波震动作业, 利用流体场和声波场的共同作用驱动原油。 (4)所有注采管柱都采用注蒸汽采油一次性管 柱(适当的时候“注水井”可以回采),注汽、采油一 体化工艺管柱避免了转周作业对超稠油储层的冷伤 害,高真空隔热油管作为生产油管还可以提高产液 的温度,延长油井的生产周期。 (5)管柱由常规的管柱改为防腐蚀隔热管,使 用防腐蚀隔热管柱可最大限度地利用蒸汽热能,能 够明显减少井筒热损失,提高注汽质量,延长油井生 王利:江汉油田稠油油藏开发探讨 ·31· 3期 图: 坤}司布计 (二二) 注热蒸汽或者化学降粘剂 ●采油井 一 一 雾 产周期,有效提高采油速度和产量。 圈3化学降粘和蒸汽补充能量 参考文献 1郎兆新主编.油藏工程基础.石油大学出版社,1994 2王鸿勋等编.采油工艺原理.石油工业出版社,1989 3石在虹等.蒸汽辅助重力驱生产井井筒举升工况分析.石 油学报,1999,20(6):82—86 4夏咏梅,方云.生物表面活性剂的开发及应用.日用化学 工业,1999。(I):27~31 \ ≯ ≯ p ≯ 户 p p p ) (上接第33页) 井深5087眼的形成几乎是 反向增斜出去的,由于弯接头度数较小,侧出的新眼 轨迹平滑,最大井斜1.77。,全角变化率比设计要 小,起下钻畅通无阻,侧钻结果达到了设计要求。 为了确保下部井段井身质量,同时兼顾提高机 械钻速,决定下入钻具组合如下: q~215.9。+ ‘210q~158. 8127行复合 钻进,钻井参数:钻压60—80速50r/压 15量28~301钻具有效地提高了机械 5唐瑞江.稠油采油工艺的探索试验及应用研究.油气采收 率技术,1999,6(1):26~32 6孙淑荣等.高效稠油降粘剂应用研究.化工时刊,1999, 34~35 7刘玉江孙殿雨曹铮等.超稠油油藏开发新工艺研究.石 油化工技术经济,26(2):25—27 8李明远等.声波振动与岩石表面润湿性.石油学报,1999, 20(6):57—62 (编辑云帆) P、 P p p p 钻速,平均钻时由原来80—90m,提高到20— 30m,同时确保了下部井段的井身质量。 6结束语 (1)董101井利用侧钻技术,使事故井重获新 生,避免了重大经济损失。 (2)优选侧钻钻头及钻具组合,严格控制钻时 均匀送钻,是保证侧钻成功的关键。 (3)事故侧钻井与其它侧钻井不同,以解除事 故为目的,确保井身质量,优化侧钻方案至关重要。 (编辑云帆)
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