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注氮气控制稠油油藏底水水锥技术

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氮气 控制 油油 底水 技术
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2002年6月油气地质与采收率9卷第3期注氮气控制稠油油藏底水水锥技术杨元亮1’ 沈国华1’ 宋文芳1’ 郭卫忠1’ 李军2)1)胜利油田有限公司滨南采油厂;2)胜利油田有限公司胜利采油厂摘要:针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重,热采铀汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状,对注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆,改善了吞吐井生产效果,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进、提高热采采收率的有效手段之一。关键词:稠油油藏;活跃边底水;注氮气;控制水锥;提高采收率中圈分类号: 文献标识码:B 文章编号:1009—9603(2002)03—0083—02引言单家寺油田是胜利油区第一个采用注蒸汽热采开发的稠油油田,是比较罕见的、具有多套油水系统的高孔隙度、高渗透率、中一高饱和度的构造一地层边底水特稠油油藏。其构造相对平缓,油层厚度大,主力砂体为沙三段4砂组(一般30—60m。油层埋藏1000—1300m;油藏物性好,但油层胶结疏松,容易出砂。油品性质属特稠油,粘温关系敏感;原始气油比低,饱和压力低,地饱压差大…。自1984年进行蒸汽吞吐热力开采以来,到“八五”末期已投入注汽开采井400余口,建成年注汽160×104t,峰值年产油100×104于该油藏底水能量充足,加之热力开采为大幅度降压开采的特点,使得底水在不到10年的时间内上升了近40m,淹没了油层的一半以上(射孔段几乎全部淹没),导致综合含水高达92.7%,而采出程度仅10%,产油量由100×10404采油汽比一度下降到0.27(1995年),接近稠油蒸汽吞吐经济开发极限(0.25),严重影响了单家寺油田乃至整个胜利油区的稳产。对于底水稠油的注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率,国内外则基本上没有开展工作。提高采收率的潜力还有,但难度很大:主要的困难是水淹段与剩余油富集段在纵向上是一个连通体,水淹段对富集段的热干扰很大,目前还无有效的工艺技术开采这类油藏‘2|。“九五”期间开展了注氮气控制水锥提高热采采收率试验。1注氮气提高采收率原理注氮气控制水锥,提高采收率的原理主要有四个方面。第一,氮气的封堵作用。向多孔介质中注入氮气,氮气在多孔介质中发泡,产生贾敏效应,堵塞大孔道,控制水锥,调整产液剖面。第二,氮气的非混相驱替作用。由于单家寺稠油油藏埋深较浅,注人设备排量低,达不到混相驱替¨J。注入氮气能降低水相相对渗透率,降低界面张力。第三,氮气的重力分异驱替作用。在向油层注入氮气后,由于重力分异,注入的氮气就会进入微构造高部位形成次生小气顶,驱替顶部原油向下移动。第四,氮气能保持地层压力,有利于减缓底水锥进。氮气不溶于水,较少溶于油,且具有良好的膨胀性,可节省注气量,驱油时弹性能量大。2数值模拟研究2.1试验区的选择试验区选在油层水淹状况具有代表性的单2块单2—38一16井组。该试验区共有4口井,即单2—38—16、单2—39一15、单2—40一0—16。试验层位含油面积0.04油地质储量27×104t,累积采油5.8493×104t,采出程度收稿13期2002—02—19;改回13期2002一05者简介:杨元亮,男,工程师,1990年毕业于石油大学(东营)石油地质专业,1998年获石油大学(北京)矿产普查与勘探学科工学硕士学位。现从事油气田开发工作。联系电话:(0543)3462397,通讯地址:(256606)山东省滨州市滨南采油厂。万方数据油气地质与采收率 2002年6月21.9%,综合含水率90.5%。2.2油藏地质模型的建立依据试验区油藏底部水体情况,将油层细分为5个韵律段,其中1—4层为纯油层,厚约36m,第5层为油水过渡层,厚约13m。其下考虑60根据压力关系分为4个水层(图I)。1172.6晏1185.6撒3.18.911.20.图1试验区简化模型2.3历史拟合本次研究采用中国石油天然气总公司石油勘探开发研究院研制的软件可以进行蒸汽吞吐、蒸汽驱、热水驱、蒸汽中加氮气泡沫剂驱的生产动态模拟H J。对试验区4口井的储量、累积产油、含水等参数进行历史拟合,储量的拟合误差为1.95%,含水的拟合误差为1.45%,累产油的拟合误差为1.99%,基本能满足生产和后续模拟需要。2.4注氮气压水锥的参数优化向油层注入氮气控制底水锥进为重力稳定非混相驱过程,其纵向上的驱动可简化成气驱油、油驱水两个过程。整个注氮气过程中不生产,直到水锥降到油水界面(1 172.6m)时为止。综合开发数据分析认为,本次试验前油水界面大约在1 153m。从模拟结果可见(图2),200m3/00m’/00合矿场需图2试验区压水锥参数优选要,选择注氮气速度600m3/h,压水锥阶段注氮气时间为10天。2.5热氮混注阶段参数优选2.5.1注氮速度优选考虑四种注氮速度(200m3/h、400m3/h、600m3/h、800m3/h),进行数值模拟计算(图3),可见氮气注入速度800m3/00m3/矿场设备限制,确定热氮混注阶段注氮气速度600m3/h。2.2.享.1.祷掣洪1.O.0 50 100 150 200 250生产时间/.2热氮混注比例研究通过对五种热氮混注比例(1:10、1:20、1:30、1:50、1:100)进行数值模拟,发现波及系数达到最大的混注比例为1:20一l:50,即1使波及系数达到最大。2.5.3热氮混注量确定参照范永昌、曹钧合等人研究的热采优选参数【5’进行注入参数设计。日注蒸汽300t,注汽时间10天,周期平均注汽量为3000t。根据热氮混注最佳比例,设计该试验区单井注入氮气量为3.97×104—17.8×104.5.4热氮混注动态预测按上述确定的参数,对试验区单井指标进行数模预测,从单2—38一16井三个周期的预测结果看(图4),注氮气与未注氮气相比,单井日产油、周期生产时间/8—16井热氮混注生产动态预测(下转第88页)万方数据·88· 油气地质与采收率 2002年6月2802m。2000年1月,采用增能液4液8后置处理方式进行了第二次施工。施工后。油管放喷,排出残酸泡沫液约6.5产油量由5.0t,最高达15.5t,动液面上升至1190m,累计增产原油1960t,有效期达16个月。比较两次酸化的结果,实施增能酸化技术,增油幅度显著提高,有效期明显延长。充分显示该技术能够解除地层各种堵塞,疏通油流通道,有效保护油层,防止二次污染。6结论与认识酸化解堵增能返排技术在热化学解堵技术的基础上,由于改变了氧化还原反应体系的组成及引发反应条件,创造性地将解堵与起泡返排有机地统一起来,形成了一种自身引发型和自生泡沫型的高效发热增能解堵体系,大大改进了增能液的性能。该体系反应易于控制、热效率高、产气量大、形成的泡沫液稳定、对油层损害小,与酸液配合处理,可有效解除堵塞地层的有机质和无机质混合沉积垢,提高地层残酸返排效率。采用该增能液对地层进行处理,工艺简单,使用安全。为低能量油井挖潜增产提供了一条可靠的技术途径。参考文献:1粱春,许秋范。薛国锋等.提高油层近井地带处理效果的有效方法.钻采工艺。2000,23(4):8—102赵福麟.采油化学.北京:石油大学出版社,19893蒋绎.热化学油层解堵技术.油田化学,1994。8(2):16一18编辑王友启(上接第84页)产油均有明显上升,产水略有降低,注氮三个周期结束后,预计增产原油2659t,提高采收率2.6%,少采水838注氮气试验方案压水锥阶段,以600m3/氮混注阶段,由环空注氮气,油管注蒸汽同时注10天,蒸汽3000t,氮气注入速率为400-.600m3/h。注后焖井5天,然后开井生产,直至油汽比接近经济极限,视生产动态转入下一周期。 .4现场试验及推广应用效果1996年10月,选择单2—38—16进行注氮压水锥试验。采用600m3/随后由环空注氮气,油管注蒸汽,同注10天,注蒸汽3838t,注入压力为13度为73%;焖井5天后开井生产。与上周期生产指标相比,注汽量减少559t(由4397油井生产周期延长一倍(由109天上升到222天),周期增油764t(周期产油由131若按周期平均递减15%计算,措施增油961t。周期最低含水比上周期下降了8.5%,油汽比由0.3上升到0.54。在此基础上,又开展了10口井的扩大试验,取得了显著的经济效益。10口井综合含水率平均下降9.9%(由95.5%下降到85.6%),单井平均初增油8.Ot/d,累计增油14285 t,油汽比由0.25上升到0.56,且周围井也出现了不同程度的含水下降和油量上升。5结论及认识注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术经过室内研究和现场试验,巳证实是一种能在巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后期控制底水锥进、提高采收率的有效手段。该技术一方面有效抑制底水锥迸,抑制蒸汽超覆;另一方面缓解层内矛盾,改善蒸汽吸汽剖面,扩大蒸汽波及体积,为挖掘厚层内纵向剩余油提供了新方法。热氮混注充分利用氮气良好的膨胀性和驱油时弹性能量大的特性,既能保持地层压力,抑制底水锥进速度,又能延长生产时间,改善开发效果。目前,单家寺油田正结合层间、层内上(下)扩射等措施开展热氮混注技术的推广应用工作。参考文献:1李献民.白增杰.单家寺热采稠油油藏.北京:石油工业出版社,19972霍光荣,李献民,张广卿.胜利油田稠油油藏热力开采技术.北京:石油工业出版社。19993王大钧.氮气和烟道气在油气田开发中的应用.北京:石油工业出版社。19914刘文章.稠油注蒸汽热采工程.北京:石油工业出版社。19975范永昌,曹钧合,孙启佑.蒸汽激励井采油周期动态预测.见:中国石油天然气总公司编.稠油热采技术论文集.北京:石油工业出版社。1993编辑王友启万方数据
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