中深层稠油油藏蒸汽-氮气复合吞吐技术

作者:钟立国;王成;刘建斌;汪彩霞;吴文炜; 刊名:新疆石油地质 上传者:高文林

【摘要】针对中深层稠油油藏地层压力高、注蒸汽过程中热损失大、蒸汽腔扩展范围小、注蒸汽开发效果差等特点,提出了蒸汽-氮气复合吞吐技术。针对渤海某中深层稠油油藏,通过实验和油藏数值模拟,深入研究蒸汽-氮气复合吞吐加热降黏、气体溶解降黏、重力驱替作用、增压作用、扩大加热腔作用、改变稠油流动形态和底水油藏注氮气的控水作用等开采机理,优化气水比、注汽量和注入方式等关键注入参数。数值模拟结果表明,注入温度为350℃时,最优气水比为50;对于厚度为10 m的油藏,水平井注汽强度为10~15 m~3/m.

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中国稠油油藏埋藏深度普遍较深,蒸汽吞吐过程中热损失严重,受较高的油层原始压力影响,加热半径和波及体积普遍较小,开发效果不好[1-8]。蒸汽-氮气复合吞吐是解决这一难题行之有效的开采方式。蒸汽-氮气复合吞吐技术是针对油藏地层压力高、注蒸汽过程中热损失大、蒸汽腔扩展范围小等特点提出的一种蒸汽吞吐的改良技术。通过室内实验测定,在33.9℃,6 MPa条件下,氮气在Athabasca油砂沥青中的溶解度仅为3.28 m3/m3[9].由于氮气在原油中的溶解度较低,氮气对原油黏度和膨胀率的影响较小。通过理论分析和室内实验,对利用氮气、二氧化碳辅助蒸汽驱的可行性进行研究,结果表明,氮气、二氧化碳辅助蒸汽驱比单纯蒸汽驱具有明显优势,原油采收率显著提高[10]。通过室内模拟实验,对蒸汽驱过程中氮气的注入量、注入方式、注入速度等进行优选,实验结果表明,仅注入0.4 PV氮气即可将原油采收率由34.3%提高到43.1%,提高了8.8%[11].小段塞注入方式能获得更好的经济效益,但实际注入的段塞尺寸需要通过数值模拟来确定。蒸汽和少量烟道气(质量百分比约为10%)同注可以提高驱油效率和能量利用效率,气体的存在可以使蒸汽前缘的压力更稳定,烟道气中的氮气能够将已加热原油驱出多孔介质,提高采收率,但是采收率并不随注入气量的增加单调递增,气水比的选择需要进一步的研究[12]。蒸汽-氮气复合吞吐过程中先注入氮气再注入蒸汽可以使氮气进入到地层深处,延迟开井生产时氮气的突破时间[13]。氮气的强压缩性可以使地层压力保持在较高的水平,有助于原油采出,从而提高采收率,部分氮气在油藏中可以形成微气泡,具有调整吸汽剖面的作用。1992年,高升油田在蒸汽吞吐井注蒸汽时加入氮气作助排剂(每次注入液氮6~12 m3),见到了显著助排效果[1],施工13口井,10口井有效,与措施前相比,共增加排水量5 902 t,平均单井排水量454 t,累计增产原油2 994 t,平均单井增产原油230 t,注水回采率由7.5%增加到18.4%,预计最高可将注水回采率提高到23.0%~27.0%. 2005年,鲁克沁油田在玉西1井进行注氮气试验[14],最高压力33.0 MPa,最高排量60 m3/min,注液氮63 m3,折合氮气37 824 m3,焖井7 d后,井口压力由后,井口压力由32.0 MPa下降至22.0 MPa,玉西1井措施前日产油井措施前日产油3.3 t,措施后开井生产初期日产油7.8 t,稳定后日产油5.7 t.试验结论说明,储集层能够实现稳定吸气,注入气能够降低地层原油黏度,提高单井产量。在国内外大量研究成果的基础上,针对渤海某中深层稠油油藏,通过实验和油藏数值模拟,深入研究蒸汽-氮气复合吞吐开采机理,优化关键注入参数,以期为中深层稠油油藏的开发提供一种可行的开发方式和理论支持,为中深层稠油油藏蒸汽-氮气复合吞吐技术实施过程中的参数优选提供基本依据。1实验与数值模拟1.1测试实验(1)实验材料实验用稠油样品取自渤海某稠油油藏,50℃时脱气黏度为5 395 mPa·s;实验用氮气纯度为99.99%;实验用模拟地层水根据油田地层水组成配制,总矿化度为2 197 mg/L.(2)主要实验设备Haake RS6000流变仪,最高流变仪,最高测试温度300℃,耐压40 MPa;PVT140/1500 FVPVT测定仪,最高测量温度200℃,耐压40 MPa.(3)实验方法首先,向模拟油藏原始温度(59℃)的PVT筒内注入30mL的脱气稠油,然后在设计压力水mL的脱气稠油,然后在设计压力水平(11MPa

参考文献

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