稠油热采配套技术应用及效果分析

作者:未知

  【摘 要】河南油田稠油资源极其丰富。经过强化开采,目前稠油热采老区已进入中高含水、多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势。随着稠油开采技术的不断发展和创新,为合理开采稠油提供了技术保障。为提高热采开发效果,需要综合运用稠油开采适用配套工艺技术,并采取精细地质管理和精细地面管理措施,延长热采井的生产周期,提高稠油开发的经济效益。
  【关键词】稠油;热采;配套技术;精细管理;高效开发
  1.河南油田稠油开发现状
  河南油田采油二厂普通稠油Ⅰ-2类油藏分布范围广、储量规模大,过去以蒸汽吞吐为主,随着吞吐轮次的增加,效果逐渐变差。在调研国内类似油藏水驱开发现状的基础上,提出了此类油藏转水驱的思路。通过对普通稠油转水驱开发适应性筛选,确定储量规模,首先在王集油田王9井区实施普通稠油转水驱矿场试验,实施后日增加产能15吨,吨油操作成本由3222元下降至798元。王9井区矿场试验取得成功后,扩大转水驱规模。截至目前,普通稠油转水驱实施井组21个,增加水驱控制储量326万吨,常采储量占总储量的比例由2015年的40.7%提高到47%。
  2.油田稠油热采配套技术
  目前河南油田提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差,主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水+化学吞吐、携砂冷采等等。这些工艺技术常常是配套使用的,也有单独采用的。
  2.1热采技术
  注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性,高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽(热水)动力驱油作用、溶解气驱作用。关于稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用,原油和水的蒸汽压随温度升高而升高,当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时,混合物将沸腾,使原油中轻组分分离,即为蒸馏作用。
  蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移,从而提高驱油效率。高温水蒸气对稠油的重组分有热裂解作用,即产生分子量较小的烃类。在蒸汽驱过程中,从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时,又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释,降低了原始油的密度和粘度,形成了对原始油的混相驱。
  蒸汽驱过程中,蒸汽前沿的蒸馏馏分凝析后与水发生乳化作用,形成水包油或油包水乳化液,这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中,这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进,提高驱油的波及体积。
  2.2出砂冷采
  螺杆泵连续抽吸避免了稠油网状结构的恢复,稠油形成稳定的流动地带,在油带前缘,油滴被启动而增溶到油带中,因此,油带具有很好的流动能力,表现到生产上就是含水下降。稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性,它通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量。乐安油田草13块配套大孔径、深穿透、高孔密射孔、高压充填防砂与螺杆泵冷采配套技术,基本解决了粉细砂岩油藏防砂及稠油抽汲难题。
  2.3加降粘剂
  乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程,降低界面张力、提高毛管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质,降粘剂在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用,原油以小油珠的形式分散在水溶液中,形成比较稳定的水包油型乳状液体系。
  在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力,因而流动阻力大大降低,达到了降粘开采的目的。比较常用的有GL、HRV-2、PS、碱法造纸黑液、BM-5、DJH-1、HG系列降粘剂。鲁克沁油田通过加强化学吞吐油井化学降粘、化学吞吐、蒸汽吞吐、天然气吞吐等技术现场攻关试验、形成超深稠油开发技术路线。
  2.4电加热
  采用电热采油工艺开采稠油、超稠油,在技术上是成熟的。对于远离油田基地的中小规模稠油油藏,由于其面临的主要开发瓶颈主要来自地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺等。因此笔者建议开展地下稠油变稀油技术攻关,将稠油开发转化为稀油开发问题。当然这存在比较突出的成本问题:电热采油工艺单井平均加热功率80kW·h。
  2.5注空气开发
  由于冷采油田在冷采的经济界限内仍遗留大量的原油,而且蚯蚓洞型的通道处于衰竭油藏之中,因此它是注空气的理想候选油藏。蒸汽短时期进入衰竭油藏,会破坏“蚯蚓洞”,从而使受热通道产生较高的渗透率。受热的通道为可流动的原油到达生产井提供流路后,随即实施油藏点火和注空气,蒸汽/燃烧法的综合应用可在薄油藏及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。
  2.6地热辅助采油技术
  地热采油是利用地热资源,以深层高温开发流体(油、气、水及其混合物)将大量的热量带人浅油层,降低原油粘度,提高原油流动能力。为了减少热损失,最好不进行油、气、水分离,而且不经过地面,直接注入目的油层。
  3.技术配套、精细管理措施与效果
  3.1精细油藏分析
  精細地质管理应根据水侵状况和转周周期不同,重点是转周井的井点和工艺选择。在堵水工艺的选择上,普通高温堵水有效期短,氮化泡沫调剖成功率高,高温液态堵水的良好效果为调剖又增添新的选择。弱水侵区采取利用和控制的原则,利用的好则延缓水侵的程度和速度,延长热采井生产周期。要优选井点,在水侵形成的路径上,选择低洼、高渗、低压井区的弱水侵井进行转周,一是通过转周时加大注汽量,补充地层能量,减小水侵压差;二是研究堵水配套工艺,通过堵水调剖工艺来防止水线突破,注重建立第二道挡水屏障,进一步减缓水侵上升速度。
  3.2加强吞吐轮次分阶段管理
  吞吐轮次变化过程可划分为3个时间阶段:产量上升阶段、产量高峰阶段和产量下降阶段。无水侵井:由于单周期生产特点,周期末多数低产低效,不供液,生产时间较短,所以转周频繁。它经历了第一周期的产量上升阶段,第2-3周期的产量高峰阶段,进入第4周期后的产量下降阶段,压力持续下降,但井底附近油层加热范围有限,近井地带含油饱和度减小,产量开始持续下降。弱水侵井:前4个周期与无水侵井相似,随着边底水能量不断向前传递,弱水侵井区能量开始恢复,又会出现一个产量高峰期,但进入强水侵后,产量迅速下滑。
  3.3精细日常管理
  强水侵井地层连通性较好,开井参数采用长冲程快冲次,趁热快抽,排水期可以缩短3-5天。无水侵井开井时宜采取小参数生产,如果趁热快抽,不但易引起油层激动出砂,而且由于含水较低,携砂能力很强,防砂工具极易堵塞,液面下降较快,很难恢复。中期管理:弱水侵井和强水侵井由于开井参数较大,中期管理应保持稳定。无水侵井转周后生产中期是夺油的黄金期,直接关系着本次转周的效益高低,所以待排砂期结束,可放大参数,趁热快抽。末期管理:强水侵井区的原油粘度在三个井区中最大,但生产由于产液含水较高,原油粘度对油井生产的影响已经较小。可以充分利用边底水能量延长油井生产周期,提高采收率。
  4.结束语
  采油二厂稠油热采以笼统注汽开发为主,稠油层间动用差异大,储量有效动用程度低。围绕提高热采开发效益,由笼统注汽向细分注汽转变,攻关配套了分层注汽工艺,改善了稠油油藏吸汽剖面。与此同时,开展了高周期吞吐转点状蒸汽驱试验,有效提高高周期吞吐后期蒸汽波及体积。目前河南油田稠油单元进入多周期高轮次、高含水低油汽比开采阶段,边底水侵入、出砂加剧,新投入热采开发单元油藏品位更差、开发环境困难重重。针对不同的热采井不同开发特点,确定不同管理策略,延长有效期。
  【参考文献】
  [1]霍广荣,李献民,张广卿,等.胜利油田稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版, 1999.
  [2]张义堂.热力采油提高采收率技术[M].北京:石油工业出版社,2006.
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