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英2井深层稠油油藏注气吞吐降粘室内实验研究

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深层 油油 藏注气 吞吐 室内 实验 研究
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英 2 井深层稠油油藏注气吞吐降粘室内实验研究吴运强 妥宏 寇根 吕道平 贾国澜(中石油新疆油田公司,新疆 克拉玛依 834000)摘要:针对吐哈油田英 2 井侏罗系七克台组深层稠油油藏存在的问题,通过对天然气、氮气、二氧化碳三种气体进行注气吞吐降粘实验研究,评价三种气体的降粘效果及混溶稠油的 质变化规律,优选出最佳注入气源。实验及研究结果表明,三种注入气源均具有一定的降粘效果,其中二氧化碳的降粘效果最好。同时,指出气体的溶解降粘作用、弹性驱动及携带作用、超临界萃取是提高深层稠油油藏采收率的最主要机理。该研究对于合理选择注入气体,有效指导该类特殊油藏的开发具有很好的指导意义。关键词: 注气 降粘 混溶距离 室内实验 稠油 英 2 井 引言目前我国稠油开发方式主要包括蒸汽吞吐(约占 78%) ,蒸汽驱(约占 10%)和常规水驱(约占 10%) 。这些方法工艺简单,采收率较高,适合埋藏较浅(小于 1000m)的稠油油藏。然而,对于埋藏深(一般大于 1500m)的深层稠油油藏,由于注蒸汽热损失率大,注蒸汽压力、地面注气设备及工艺要求高,给该类稠油的开采带来了困难。注气吞吐开采方式则不存在热损失问题。天然气等气体在稠油中的溶解降粘作用、稠油此,对深层稠油油藏进行注气吞吐开采具有一定的增产作用。1 油藏概况英 2 井位于吐哈盆地火焰山中央隆起带英也尔构造带英也尔 2 号构造,该井侏罗系七克台组油藏属埋藏深、原油粘度高的超稠油油藏,油藏中部压力 地面油密度为 井在无外加措施的情况下不能自喷生产,无法进行正常稳定的系统试油工作。为了降低油藏稠油粘度,改善稠油在井底附近及其井筒的流动性能,决定对该稠油油藏进行天然气、氮气、二氧化碳的注气吞吐降粘室内实验研究,优选最佳注气源,为现场开采技术方案提供决策依据。2 无介质条件下动态混溶实验及效果评价在地层温度、地层压力条件下,向 中分别加入适量的地面稠油和过量的天然气、氮气、二氧化碳,经过一段时间的外加动力搅拌平衡后对动溶稠油流体依次进行了不同饱和压力下的单次脱气实验以及相应饱和压力下的粘度分析,研究不同溶解比例的三种注入气体对地层稠油粘度等物性的影响程度及变化规律。实验结果如表 1 和图 1~图 2 所示。表 1 地层条件下动态混溶实验三种气体降粘效果对比(24 小时)混溶前稠油粘度 混溶后稠油性质混溶气体 解气油比m3/187 4 58 1 3 10 15 20 25 30混 溶 压 力 , m3/ 气天 然 气 10 15 20 25 30混 溶 压 力 , 气天 然 气 地层稠油溶解气油比与混溶压力关系曲线 图 2 地层稠油粘度与混溶压力关系曲线动态混溶实验结果表明,地层条件下,氮气、天然气、二氧化碳对英 2 井稠油的降粘率分别为 二氧化碳的降粘效果最好、天然气的的降粘效果最好,氮气的降粘效果较差。三种注入气源在稠油中均具有一定的溶解度,程度不同地降低了稠油粘度,膨胀了稠油体积。在动态混溶实验中,气体的溶解作用是降低英 2 井稠油粘度的最主要因素。3 无介质条件下静态混溶实验及效果评价地层稠油与过量氮气、天然气、二氧化碳进行接触式静态互溶,在地层温度下经过8~9 天的无外力搅拌静态混溶,研究一定溶解时间内,三种注入气源的溶解量;距离油气接触面不同距离的地层稠油的粘度变化规律以及注入气混溶波及范围。态混溶气量实验评价地层条件下,英 2 井稠油与三种注入气源的静态混溶实验结果见表 2 和图 3。表 2 静态混溶实验中溶解气量及体积变化数据稠油体积变化(地层条件下)气体类型 混溶时间 h 混溶前体积 溶解气量,准条件下)氮气 183 50天然气 190 205二氧化碳 210 0 100 150 200 250静 溶 时 间 , m3/ 气天 然 气 单位接触面积溶解气量与时间关系曲线实验结果表明,随着混溶时间的增加,单位接触面积溶解气量呈增大的趋势。在18~60h 左右的混溶时间段内,二氧化碳迅速溶解,溶解速率较快;在约 60~210h 的混溶时间段内,溶解速率逐渐变慢。天然气、氮气的溶解气量基本呈缓慢增大趋势,在混溶时间内瞬时溶解速率无明显的波动变化。在各自的混溶周期内,二氧化碳的溶解气量远远高于氮气、天然气,意味着二氧化碳更能有效地降低地层稠油粘度,提高地层稠油的流动性能;同时二氧化碳的强溶解能力将更利于膨胀地层稠油体积,增加地层稠油的弹性能量,从而提高采收率。态混溶稠油流体物性实验评价地层条件下,英 2 井稠油与氮气、天然气、二氧化碳三种注入气源接触式静态混溶后的稠油气油比、粘度等物性与油气接触面距离的变化规律见表 3 和图 4、图 5。表 3 地层条件下静溶实验三种气体降粘效果对比混溶前稠油性质 解气油比m3/气 639 1 00 8 01 1500204060801001201400 30 60 90 120 150混 溶 距 离 , m3/ 气天 然 气0 40 60 80 100 120 140混 溶 距 离 , 气天 然 气 地层稠油气油比与混溶距离关系曲线 图 5 地层稠油粘度与混溶距离关系曲线实验结果显示,在地层条件下,英 2 井稠油与三种注入气源分别经过 8~9 天无外力搅拌的静态互溶后,形成了不同距离的混溶区带。混溶区带自油气接触面开始,向稠油流体深部延伸大约有 447150出 样品筒的长度)左右,二氧化碳表现出非常好的降粘效果和波及距离。在油气接触面附近,三种注入气源与稠油达到了较好的混溶,使得此处气体溶解量最大,稠油粘度最小,随着混溶距离的延伸,气体溶解量逐渐减少,稠油粘度逐渐增大,混溶效果逐渐减弱。实验结果表明,二氧化碳的注气静态混溶降粘效果非常显著;氮气的降粘效果较差。二氧化碳的超临界萃取作用是二氧化碳在注气动、静态混溶实验中降粘效果显著的根本原因。英 2 井稠油油藏的地层温度、压力数值恰好处于二氧化碳超临界萃取所要求的条件范围内,这有利于二氧化碳发挥其它气体所不具备的超临界萃取作用,与地层稠油发生强烈的互溶,从而大大提高二氧化碳在地层稠油中的溶解量,大幅降低地层稠油粘度。4 多孔介质条件下注气吞吐实验及效果评价室内采用了 2 井地面稠油以及模拟该井储层物性的砂管模型进行多孔介质条件下的流动模拟实验,分别进行砂管模型的自然衰竭模拟实验和多轮次 究实验室条件下注入 井稠油采油效率的影响。实验使用的多孔介质模型渗透率为 661×10,孔隙度为 验结果见表 4、图 6。表 4 多轮次 出程度 %气油比m3/1 723 5804 1400510152025300 5 10 15 20 25地 层 压 力 , 自 然 能 量 衰 竭第 一 轮 第 二 轮 第 三 轮 第 四 轮 图 6 不同轮次注入 体采出程度随压力变化关系曲线与自然衰竭产出程度相比,随着压力下降, 气体第一轮次吞吐的稠油产出程度有一定幅度的增大,并且累积产出气油比呈现略微上升趋势,相对变化较平稳;第二、第三轮次吞吐的稠油产出程度有较大幅度增加,并且累积产出气油比也呈现较大的上升趋势;第四轮次吞吐的稠油产出程度较低,但累积产出气油比呈急剧增大的趋势。在进行第一轮次吞吐时,介质体内稠油充填孔隙较充分,占据大多数孔喉, 气体与稠油静溶后,一定程度上降低了混溶区内稠油的粘度,使混溶区内稠油变得较易流动。同时,在压力下降过程中,从稠油中逸出的溶解气也参与驱替,使得产出程度大于地面脱气稠油自然衰竭产出程度。随着静溶吞吐轮次的增加,岩心内剩余稠油的减少,使得更多的 体参与了静溶过程,并且占据了一定的孔喉空间。在压力下降过程中,从稠油中逸出的溶解气以及部分孔喉中的游离气参与驱替,造成二、三轮次产出程度大于初轮次产出程度。5 结论及建议1)英 2 井侏罗系七克台组稠油油藏的注气动、静溶实验结果均表明,氮气、天然气、二氧化碳三种注入气源均具有一定的降粘效果。其中,二氧化碳的降粘效果最佳;天然气次之;氮气的降粘效果最差。2)在实验室条件下,地面稠油与二氧化碳的界面接触式静态互溶,在维持较高混溶速率的前提下获得最大静态混溶气量的最佳时间大于 60 小时,一般在 3~5 天之间。3)二氧化碳的静溶波及深度远超过氮气、天然气,表现出非常好的混溶能力和降粘效果。超临界萃取作用是二氧化碳在注气动、静态混溶实验中降粘效果显著的根本原因。4)在非多孔介质条件下,气体的溶解作用是降低英 2 井稠油粘度的最主要因素;在多孔介质条件下,气体溶解所带来的降低稠油粘度和膨胀体积作用以及游离气的弹性膨胀驱动作用是提高英 2 井采出程度的主要因素。参考文献:[1] ]. 特种油气藏 , 2006, 13(06):5~6.[2] 朱战军 林王子 汪双清,稠油主要族组份对其粘度影响的实验研究,2003.[3] 苏玉亮,杨键,张鸣远,] 然科学版,2002,2—35.[4] 庞进 区 特种油气藏 , 2006, 13(04):86~87.[5] 刘文章. 热采稠油油藏开发模式[M] . 石油工业出版社 运强(1972~) ,男,汉族,高工,博士,2005 年毕业于西南石油大学油气田开发专业,现从开发实验研究工作。电话:0990
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