稠油化学范文

稠油化学范文（精选8篇）

稠油化学 第1篇

1 热水驱采油的优缺点

热水驱是向油层注入热水, 它除具有普通注水的作用外, 由于水的比热容大, 热水携带的热量多, 当热水进入油层后, 加热了油层, 降低了原油的粘度, 这就促使两个主要因素起作用:首先改变了流度比, 其次降低了残余油饱和度, 这正是提高采收率主要途径。

2 热水驱提高稠油采收率的作用机制

在油层特定温度的基础上, 脱气原油黏度处于1000毫帕秒至10000毫帕秒之间的高粘度重质原油, 亦或是黏度超过500毫帕秒的高粘度重质原油均为稠油。稠油具有黏度强、密度高、含轻质馏分小、沥青含量和胶质含量多等诸多特点, 且其黏度取决于温度变化情况, 也就是说稠油黏度随着温度的变化而发生显著改变。针对这一情况, 在开采和运输稠油时, 大多采用火烧油层、蒸气驱动好热油循环等热力方法来减少其黏度。

在油层中灌入足量热水, 由于热水本身温度极高, 因而其可以适当加热油层, 减少原油的实际粘度, 并与水动力学原理相结合, 有效完成整个原油的开采作业, 这一过程即为热水驱提高稠油采收率的主要方法。因为水本身含有较大的比熟容, 其原材料非常容易获取, 加上单位重量水能够携带许多能量, 所以可以把水蒸气或热水作为驱替介质, 以显著提升稠油采收率。利用热水驱采油时, 应将蒸气灌入油层内, 以推动原油向生产井行进, 使地表得以加热, 降低蒸气带内的含油饱和度, 最终把可移动原油驱除至蒸气带外。

3 化学辅助热水驱提高稠油采收率的作用

减少油层粘度是提高稠油采收率的关键。首先, 采取有效性措施来减少原油粘度, 使油水流度比得到显著提升, 这样不仅有利于原油波及效率的良好改善, 还有利于残余油饱和度的不断降低, 最终实现驱油效率的提高。现阶段, 物理作用与化学作用均为驱油的最主要效用, 而化学辅助则是在携带液内加入适量的化学降粘剂, 接着在原油油层内灌入该混合液, 利用化学作用的影响达到减少原油粘度的目的。

3.1 乳化作用

在液体表面应用乳化剂过程中, 其会出现一系列吸附动作, 从而引发乳化作用。因为乳化剂本身的吸附能力较强, 所以能够有效削弱油液表面存在的张力, 促使原油出现乳化情况, 只有这样才能顺利从乳化液内提取出适量原油。

3.2 起泡作用

利用活性剂引发大量气泡, 经过长时间的不间断挥发, 形成特殊性稳定效果, 这一过程即为起泡作用。为了充分发挥起泡剂的实际效用, 必须将其运用在气泡表面的相应液面上, 只有这样才能形成一定的吸附效果, 最终顺利完成整个吸纳作业。除此之外, 运用起泡剂还可以显著削弱原油表面存在的张力。

3.3 增溶作用

从概念的角度上看, 溶解作用与增溶作用存在着较大的差异性, 在溶剂分子中呈均匀分散状的溶质分子即为普通型溶解作用, 汇聚在溶液内部的溶质即为增溶作用。增溶作用对于原油溶解和水溶解来说具有至关重要的作用和意义。

利用降粘剂本身存在的化学辅助效用, 可将热水驱的实际效用充分发挥出来, 让原油油滴快速脱离, 进而转变成乳化液吸附在表面上, 这样不仅能够显著提升油像渗透率, 还可以进一步增加稠油的采收率。

4 热水驱设计方案经济性分析

4.1 不同温度热水驱驱油效率

由于采用高温驱油实验装鼍, 用同样的岩心及原油, 只改变驱油系统的温度, 进行不同温度的水驱。最高温度限定为200℃。为了对比。也同时进行蒸汽驱实验。这样的实验, 可以由不同温度水驱驱油效率得出油水粘度比对水驱驱油效率的关系。因为油水粘度比是影响水驱驱油效率的决定性因素。

整理出关系曲线, 如图1。

从图中可以看出:

(1) 随着热水温度增高, 水驱油效率上升, 200℃热水驱的驱油效率可达50%~72%, 而60℃水驱驱油效率仅为10%~30%。

(2) 水驱驱油效率与油层温度下原油粘度有直接关系.粘度越高, 油水粘度比越大, 驱油效率越低。

4.2 随温度升高, 对油的相对渗透率增加, 对水的相对渗透率降低

大多数岩心呈亲油状态。随温度升高, 沥青、胶质等极性物质逐步被减少吸附, 引起岩石润湿性由亲油变为亲水, 使油的流动变得较为容易, 导致对油的相对渗透率增加, 对水的相对渗透率降低, 而束缚水饱和度增加, 残余油饱和度降低。

4.3 随着注入水温度升高, 水驱油残余油饱和度降低, 束缚水饱和度增加, 岩石转向强亲水性

随温度升高, 水驱油的残余油 (端点) 饱和度降低, 而相应地束缚水饱和度增加。这主要是由于稠油的粘度受温度的影响极为敏感, 升温降粘是改善流动能力的主导因素。

其次, 稠油中沥青、胶质等极性物质在低温时吸附在油水界面及岩石颗粒表面上, 以液膜、固态膜的形式存在, 对油水界面张力及水驱油效率有显著影响。随温度升高, 这些极性物质解除吸附, 使油水界面张力减小, 润湿性改变为强亲水。

5 结束语

根据我国石油开采行业当前的实际工作效率, 必须加强各种开采技术的研发, 制定一份合理科学的开采方案, 这样才能取得最大化经济效益和社会效益, 推动我国石油行业不断向前发展。现阶段, 化学辅助热水驱提高稠油采收率是我国石油企业最常用的油藏开采手段。但在使用过程中, 一定要合理控制好热水温度, 尽可能使之维持在60℃~80℃之间, 以确保采收率的提高。除此之外, 还要依照原油粘性特征, 将表面活性剂置入热水驱介质中, 有利于改善石油储层的实际渗流性, 避免出现气窜情况, 为日后石油开采作业提供强有力参考依据。

参考文献

稠油热采防砂工艺 第2篇

【关键词】油田储层物性;防砂工艺;工艺效果

前言

黑帝庙油井出砂是制约油田开发水平的重要因素之一，油井出砂能造成油井砂埋、砂卡，管线砂堵、储油罐和储油池沉砂，使油井不能正常生产、频繁作业，使油井产量下降、成本上升。目前发现出砂较严重井共计30口，占油井总数的13%，其它油井也均出砂。出砂不仅缩小了检泵周期，还大大增加了作业工作量，给生产管理造成很大难度。因此，出砂已成为黑帝庙油田开发主要问题之一。

1、黑帝庙油田储层物性

黑帝庙油田已探明地质储量448万吨，控制含油面积3.0km2，目前黑帝庙已动用稠油地质储量186万吨，动用含油面积1.02km2，主要采取蒸气吞吐开采方式。平均有效孔隙度33.9%，渗透率1736×10-3um2;平均含油饱和度65%，有效厚度8.2米;平均埋深270米。砂岩胶结松散，基本不成岩。黑帝庙油田地层原始温度14℃，压力2.8MPa。原油密度0.9203g/cm3，凝固点19℃，地下原油粘度平均3306.2mPa.s，按稠油分类属于普通稠油I-2类。

2、油井出砂情况

黑帝庙油井出砂原因：1、对于黑帝庙油田地层埋浅，压实作用差，砂岩胶结疏松，基本不成岩;2、注汽、地层压裂、汽窜原因使地层原始结构遭到损坏，从而油井出砂严重;3、由于黑帝庙油田稠油粘度大、携砂能力强，使油井更易出砂。例如：葡浅7-更4井10天之内作业三次。起抽一般不超过36小时就会砂卡，出砂最后一次起抽28小时砂卡，砂柱高45米，折算出砂0.893m3，出砂相当严重，使该井不能正常生产。30口井出砂情况均较严重，由采出砂进行推测粒径在0.01-0.5mm之间，粒径中值为0.17mm，属于。从出砂井分布看，出砂井一般分布较集中，也就是集中在产能较高的区块。另外葡浅-16区块五口井出砂也较严重。出砂较严重影响井正常生产。

3、黑帝庙油层防砂工艺及防砂效果分析

从目前防砂工艺综合起来可分为固、挡、排几种防砂方式法。固指在地层中打入化学药剂将地层砂胶结在一起，防止地层砂进入井筒;挡是用物理方法把地层出的砂挡在油管外防止地层砂进入泵筒卡泵;排则是用螺杆泵将地层砂连同地层流体一同排到地面;这几种防砂方式我们也都进行了尝试，其中包括前期防砂、化学防砂、物理防砂、螺杆泵携砂以及注采强度控制等防砂措施。

3.1完井前期防砂

为了有效控制油井出砂，我们在出砂较严重的地区进行了前期防砂，也就是裸眼筛管防砂，采用二开或三开完井方式，油层采用裸眼筛管防砂。目前收到了很好的效果，总计应用七口井，目前反映效果较好，能够保证油井正常生产。但其中有不足的地方，一个是该种完井方式使得井眼不一致，给后期井下工具的应用带来不便;二是其强度相对射孔完井要差一些，只能适用于吞吐井或蒸汽驱采出井，对于汽驱注入井不能采用此方式，因此不能大面积采用;三是一旦筛管损坏，修井难度很大;四是如果发生汽窜或有边、底水无法堵窜、堵水。

3.2化学防砂

所谓化学防砂方法就是在注入蒸汽后，接着注入高温固砂剂，高温固砂剂在注入地层后，在高温高压的作用下，将松散砂岩固定，粘连在一起，且具有一定的渗透性，起到防砂的作用。黑帝庙油田进行了一口井的试验：葡浅10-8井进行的高温固砂，本轮次较好，下一轮注汽即失效。其优点是工艺简单、本轮次效果好;缺点是有效时间短，只能维持一个周期，成本高，反复应用会使近井地带渗透能力大大降低。

3.3物理防砂

砾石充填防砂：我们对葡浅8-更42井进行了砾石充填施工。根据砾石充填的理論经验，为了获得较好的渗透性和有效防砂效果，我们选取了G-S比为5，确定砾石半径为0.45-0.9mm石英砂。葡浅8-更42井采用的是管内砾石充填技术，施工结束即开始生产。在生产过程中发现：本次施工后，无论是否注蒸汽，其产能下降很多，稳产液2-3m3/d，而且含水100%，液中无砂（细粉砂也没有）。总结经验：一是可能我们选取的G-S比较小，砾石间孔隙太小，影响渗流。二是采出砂检测不合格，10%-40%粒径砂比例检测不正确。由于该方法施工难度较大，井下工具复杂也比较昂贵，同时管内砾石充填后，充填段通径太小，影响后期采油注汽等一系列工作。该工具一旦下井很难将其取拔出，故黑帝庙暂不考虑该方法。

压裂防砂：该方法在辽河油田稠油防砂已普遍应用。针对射孔完井的油井，其原理与普通压裂大致相同。只是施工参数和用砂与常规压裂有区别。选用的是0.4-0.8树脂预包砂，进行填加后马上注蒸汽，该种砂在高温作用下可以固结在一起，并且具有一定的渗流能力。其主要是改变流态，变径向流为线性流。施工2口井均未见效果，2口井频繁砂卡。在目前工艺技术条件下，该方法不适合黑帝庙油田。

人工井壁防砂（只试用了一种方法）：针对射孔完井且出砂比较严重的油井近井地带，也就是孔眼附近的储层结构有一定的空隙。可根据出砂记录的统计资料，计算出该井的累计出砂量，设计采用树脂预包核桃壳体为人工井壁填料，进行施工，施工结束后马上注蒸汽。在高温状态下固结，阻挡砂砾，起到防砂作用。同样在2口井上进行试验，整个施工进行顺利，达到设计要求，可以说施工很成功。其结果是一口井根本未见任何效果，另一口井仅维持13天就重新严重出砂。总结经验可以看出：若采用小粒径的防砂树脂砂或树脂核桃壳，由于粒径小且含胶结物，使渗透性下降太大，影响了产液能力。施工过程中大部分注入防砂颗粒进入亏空严重的忙眼，而亏空不严重或不亏空的忙眼进入的防砂颗粒很少或没有进入，不能形成人工井壁，达不到防砂目的。

管内悬挂筛管：该工艺在辽河大面积推广。黑帝庙公司目前共进行了管内悬挂筛管防砂10口井。选用2种型号的筛管，一种是TBS筛管，另一种是整体烧结金属纤维防砂筛管。选用型号均为T-S146-100。其性能为防砂粒径0.1mm。而黑帝庙油层的砂粒径中值0.17mm，完全满足防砂要求。在实际应用过程中，虽然进行了管内防砂，采出液中有细粉砂存在，但我们采用的是二级有杆泵，具有一定的抽吸含细粉砂液的能力。因此在所有10口井中，除葡浅10-8井采用TBS筛管采液能力下降外，其他各井均能保持较高的产能。

4、结论

1）对无底水、地层压力高的区块的采出井采用裸眼筛管完井。2）黑帝庙油田适合筒内悬挂筛管防砂工艺。3）黑帝庙油田在目前的技术条件下不适合压裂防砂及人工井壁防砂。4）继续探索尝试新防砂技术，例如膨胀式防砂筛管、玻璃纤维-粘弹性表面活性剂防砂等。

参考文献

[1]王虹勋，张琪.《采油工艺原理.修订本》.石油工业出版社，1986.

[2]万仁溥.《现代完井工程》.石油工业出版社，1996.

化学辅助热水驱提高稠油采收率研究 第3篇

1 热水驱提高稠油采收率的原理

热水驱提高采油率的方式, 主要是将热水注入到储层内, 由于热水本身携带着较大的热量, 当其注入到储层之后能够起到一定的加热作用, 使得原油的粘度降低, 并且结合水动力学原理, 实现原油的开采。由于水的比热容较大, 单位重量的水携带的能量也较多, 并且水是十分容易获得的原材料, 因此使用热水或则是水蒸气作为提高稠油采收率的驱替介质是当前较为普遍使用的方法。当使用加热的水蒸气进行注入时, 蒸汽不仅作为加热介质实现对油藏的加热, 同时也作为驱替介质来驱替原油。在进行热水驱的过程中, 蒸汽被注入到油层中, 将原油驱向周围的生产井中, 而注入的蒸汽则不断的对井筒周围的地表进行加热, 并且随着蒸汽的不端注入, 加热的范围也不断的扩大, 蒸汽能够将蒸汽带中的含油饱和度降到最低, 进而将可移动的原油进行驱动排除到蒸汽带以外。原油具有一定的挥发性, 如果遇到其重度较低的情况下, 就会由于蒸汽的运动而将残留油中的部分成分产生挥发作用, 并且融入到气相中, 随着蒸汽的流动而被携带到蒸汽的边缘。

油藏采油率的计算, 可以通过下公式来计算:

从式中可以看出, 对原油采收率的产生影响的因素, 主要有两个:

第一是在油田中注入工作剂的波以及成都, 一般可以用以下公式计算:

第二是注入工作剂驱洗过的孔隙中的洗油效率, 可以用一下公式计算:

当前, 在石油企业生产经营规划中, 提高油藏的稠油采收率是其中一个重要的环节, 同时其也是国际石油领域研究的重点问题。对于油藏原油采收率的提高, 普遍的做法是向储层中注入驱替介质来实现, 而对采收率的评价, 也是以是否能够更多和有效的采出原油作为主要的衡量标准。温度的变化对于稠油粘度产生一定的影响, 其随着温度的变化会不断发生改变, 因此, 应当对温度因素进行充分的考虑。在进行热水驱油的过程中, 会形成一个自上而下的蒸汽带, 在油藏蒸汽驱动过程中, 不同的蒸汽带会产生不同的冷凝热水带和冷水带, 在油藏进行热水驱的过程中, 会产生不同的动态变化, 而且在不同的地区遇到不同的气候条件也会产生不同的流体饱和度, 这与注入井和生产井之间的距离以及分布的变化分布都有着一定的联系。

2 化学辅助热水驱提高稠油采收率的作用

对于稠油来说, 要提高其采收率的基本途径, 就是对其油水粘度比进行降低, 也就是说通过降低原油的粘度来提高油水流度比, 进而改善原油的波及效率, 使残余油的饱和度极大的降低, 从而达到提高驱油效率的目的。当前, 主要的驱油作用分为物理作用和化学作用, 而化学辅助主要是将化学降粘剂加入到携带液中, 然后将该混合液注入到原油油层中, 通过化学作用的发生降低原油的粘度。化学降粘剂在提高原油采收率方面有着重要的作用, 其能够有效的促进乳化作用的发生和加强原油的渗透能力, 具体的说, 有如下几个主要的作用。

2.1 起泡作用

起泡作用主要是指通过活性剂的使用, 产生气泡并且通过长时间的持续发挥一定的稳定作用。起泡剂作用的发挥主要是利用其在气泡表面的液面上产生一定的吸附作用来是吸纳的, 起泡剂的使用能够使原油表面的张力降低。

2.2 乳化作用

乳化剂的乳化作用主要是由于其在液面表面产生的吸附动作引起的, 由于乳化剂的吸附能力能够使油液表面的张力极大的降低, 使原油发生乳化现象, 便能够将原油从乳化液中提取出来。

2.3 增溶作用

增溶作用与通常意义上的溶解作用有着较大的区别, 普通的溶解作用指的是溶质分子在溶剂分子中均匀的分散, 而增溶作用则是溶质集中在溶液内部, 在促进原油与水的溶解作用时有着重要的推动作用。

通过降粘剂的化学辅助作用, 能够有效的促进热水驱作用的充分发挥, 使油滴更容易脱离原油而在表面形成乳化液, 油像的渗透率也极大的增加, 促进稠油采收率的不断提升。

3 结论与建议

从当前我国石油开采工作的效率来讲, 进行石油开采时应当对社会效益和经济效益进行综合考虑, 采用热水驱对稠油采收率进行提高的同时, 要对热水的温度进行有效的控制, 一般情况下, 应使热水的温度在60-80℃左右为宜, 保证采收率和化学剂的用量和产出比达到最好的体现。在热水驱介质中适当加入表面活性剂, 能够对石油储层的渗流特征进行有效的改善, 有利于提高最终采收率。另外, 应当根据原油的粘温特性, 对驱动过程中的热水驱的驱动结束进行控制, 防止汽窜发生。

参考文献

[1]田仲强, 孙淑兰, 王志敏等.注蒸汽加气体开采稠油技术室内研究与现场试验应用[J].油田化学, 2002, 19 (1)

[2]丁嘉淮, 李允.注氮气改善蒸汽吞吐后期开采效果[J].西南石油学院学报, 2002, 24 (3)

[3]范洪富.辽河稠油水热裂解反应研究与应用[D].大庆石油学院博士学位研究牛学位论文, 2002.

[4]赵东明.稠油渗流特征实验研究[D].西安石油大学硕士学位研究生学位论文, 2003.

[5]SY/T6315-1997.稠油油藏驱油效率的测定[S]

稠油化学 第4篇

1 温度对超稠油密度的影响

温度1000℃以上密度的测定时, 测试系统的压力通过外加氮气维持, 压力的大小以同温度下水的饱和蒸气压为准。其中, 纯水的密度和饱和蒸气压查表确定。每个样品平行三次测量。

分别在温度点:70℃、75℃、80℃、85℃、87℃、90℃、93℃、95℃、100℃、110℃、120℃、130℃、135℃、140℃、145℃、150℃、160℃、165℃、170℃、175℃、180℃下测定外界温度对油样密度的影响。

结果表明超稠油无水油样密度随温度的升高而降低。

2 温度对超稠油粘度的影响

粘度测试仪器:Brookfield Co.DV-Ⅲultra programmable rhe式om中et:e rf测为试粒数子据在自沉降动记录后保存在EXCEL文件中。

分别在温度点:70℃、η75为℃介、质8的0粘℃度、;85℃、87℃、90℃、93℃、95℃、100℃、r和υ分别为粒子110℃、120℃、130℃、135℃、140℃、145℃、150℃、160℃则在、粘16性5介℃质、 (原17油0℃) 中、, 分175℃、180℃下测υ定=外界温度对油样粘度f/ (6πηr) =4/3πr3的影响。具体变化走势如图1所示:

结果显示超稠υ油原油油样粘度在不同=剪切速率下随温f度/ (6πη的升r) =高而4降/3π低r3, (ρ表1-ρ现为2) 牛顿流体, 其主要原因是:当无水油样或含水较少时, 由于液滴数较少, 粒子间的摩擦碰撞机会少, 相互作用小, 而以流体内摩擦作用为主。

3 现场31%含水混合原油脱水水滴沉降速度随温度变化

破坏油包水乳状液需要一定的条件, 促使水滴碰撞, 使分散在原油中的小水滴结合成较大的水滴, 从原油中分离出来。无论是水滴受上述影响相互靠近, 还是水滴从乳状液中分离出来, 都和它们在具有一定粘度的原油介质中的迁移和阻碍这种迁移的因素有关。在一定力的作用下, 当作用力超过静摩擦力时, 水滴开始加速运动。随着运动速度增加, 静摩擦力急速增加, 达到一定速度时两力平衡, 水滴处于等速运动状态。根据斯托克斯定律:粒子 (小水滴) 在介质 (原油) 中沉降时受到的摩擦阻力可以表示为:

受到的摩式擦中阻:力;f为粒子在沉降中受到的摩擦阻力;

η为介质的粘度;

r沉和降υ速分度别。为粒子的半径和沉降速度。

则在粘性介质 (原油) 中, 分散相粒相粒子 (小水滴) 的沉降速度可表示为:子 (小水滴) 的沉降速度可表示为:

式中:4πr3/3是单个分散相粒子 (水滴) 体积;

ρ1和ρ2分别为水和油密度;

g重力加速度;

其它符号同式 (1) 。

可见增大油水密度差和减小分散介质的粘度均有利于水滴沉降, 而沉降速度又与水滴半径平方成正比, 所以在原油脱水过程要力图控制各因素, 创造条件使微小的水滴聚结变大, 加速水滴沉降的油水分离过程, 例如:增大水滴尺寸和油水密度差、减小原油粘度等。相关数据统计结果显示:

(1) 直径以100μm的水滴在介质 (原油) 中沉降速度随温度的升高而增加, 在 (70-95℃) 和 (125-140℃) 区间出现两个拐点, 前者是由于密度差增加的缘故, 后者是由于粘度快速下降的缘故。

(2) 增大油水密度差和减小分散介质的粘度均有利于水滴沉降, 而沉降速度又与水滴半径平方成正比, 所以在原油脱水过程要力图控制各因素, 创造条件使微小的水滴聚结变大, 加速水滴沉降的油水分离过程, 例如:增大水滴尺寸和油水密度差、减小原油粘度等。

4 结论

(1) 原油与脱出水的密度和粘度随温度的升高而降低;

(2) 原油密度与脱出水的密度差随温度的升高略有增加;

(3) 原油密度与脱出水的密度差随温度的升高 (70-95℃) 略有增加;当温度大于95℃后, 密度差随温度的升高快速下降;在 (170-180℃) 密度差接近于零;

(4) 直径以100μm的水滴在介质 (原油) 中沉降速度随温度的升高而增加, 在 (70-95℃) 和 (125-140℃) 区间出现两个拐点, 前者是由于密度差增加的缘故, 后者是由于粘度快速下降的缘故。

摘要：随着油田的开采, 超稠油的开发难度越来越大, 如何最大程度的开采超稠油已经成为油田稳产增产的重要措施, 本文结合本人实际工作经验, 重点叙述了影响超稠油物理、化学性质的各种因素, 为深入了解超稠油提供参考。

关键词：稠油,物性,因素

参考文献

[1]杨小莉, 陆婉珍.有关原油乳状液稳定性的研究[J].油田化学, 1998, 15 (1) :87-96

稠油化学 第5篇

影响超稠油热化学复合体系驱油效率的因素主要有油溶性降黏剂、二氧化碳和蒸汽。其中, 油溶性降黏剂利用本身具备的强氢键能的作用进入到胶质和沥青质之间, 从而使得堆积在一起形成的分子聚集体被拆散, 从而降低稠油体系的黏度;二氧化碳主要通过溶解降黏、降低界面张力、补充地层能量等方式提高稠油油藏采收率;蒸汽则是通过加热降黏作用、蒸汽蒸馏作用以及加热后原油受热膨胀等作用开采稠油。可以看出, 不同因素的驱油机理不尽相同, 从而对热化学复合体系驱油效果的影响也就不同。本文在此基础上, 运用正交设计原理, 对热化学复合体系驱油的影响因素进行了室内实验研究, 分析不同因素对驱替效果及驱替特征的影响, 为有效提高热化学复合体系的驱油效果以及超稠油油藏最终采收率提供了一定的依据和指导。

1 实验部分

为了研究油溶性降黏剂、二氧化碳和蒸汽三个因素对热-化学复合体系驱油效率的影响, 实验过程中选取该3个因素各四个水平来进行研究, 评价各因素对热-化学复合体系驱油最终采收率影响的强度并优选出最佳注入量。然而, 如果要进行全面实验, 则要进行43=64次实验;其工作量太大, 无法具体实施, 因此本次实验中选取正交试验设计的方法。正交试验设计[7]是多因素的优化实验设计方法, 它是从全面实验的样本中挑选出部分有代表性的样本点做实验, 这些代表点具有正交性, 其作用是只用较少的实验次数就可以找出因素水平间的最优搭配或由实验结果通过计算推断出最优搭配。通过后续的数据处理, 共需要16组实验即可完成全部样品的评价任务。

1.1 实验方案

实验过程中安排蒸汽、油溶性降黏剂和二氧化碳三个因素的四个水平分别是, 蒸汽注入量:1 PV、1.5 PV、2PV、2.5 PV;降黏剂质量分数:1%、1.5%、2%、2.5%;二氧化碳注入量:0.1 PV、0.1 5PV、0.2PV、0.25 PV。按照三因素四水平的正交设计表, 安排的实验方案如表1所示。

1.2 实验药品及装置

1.2.1 实验药品

蒸馏水:蒸馏法制取;

降黏剂:SLKF油溶性降黏剂;

实验用气:二氧化碳气体 (青岛天源气体制造公司生产, 纯度99.9%) ;实验用油:胜利油田王庄郑411块超稠油。

1.2.2 实验设备

蒸汽发生器、平流泵、气体流量计、填砂模型管、压力活塞容器、压力变送器、回压泵、回压阀等。

实验所用设备的流程图如图1所示。

1.3 实验步骤

(1) 利用填砂管填制一定渗透率的岩心, 称取干重, 抽真空, 饱和水, 称取湿重, 计算孔隙度;

(2) 测定岩心水相渗透率;

(3) 饱和油, 计算原始含油饱和度Sor;

(4) 根据原油含油饱和度和实验安排表, 分别计算出每组的油溶性降黏剂注入量, 二氧化碳注入量和蒸汽注入量;

(5) 实验回压设定为6 MPa, 蒸汽注入温度设定为300℃, 按照上一步骤中计算出的注入量, 分别注入相应的油溶性降黏剂, 二氧化碳和蒸汽, 记录注入过程中压力和出油量, 计算采收率、含水率;

(6) 重复上述过程, 至16组实验结束。

实验过程中所用16组岩心参数如表2所示。

2 实验结果与分析

2.1 热-化学复合体系驱油影响因素分析

根据正交实验设计的实验方案得到实验结果如表3所示。

由正交设计原理可知, 仅仅根据正交表所显示的实验结果就确定最优实验方案是不够准确的, 需要将实验结果进行进一步的计算分析才能确定最优方案。采用KiA来表征A因素中第i个水平数值对应的试验结果指标的和, 那么这个因素在第i水平值下的平均试验结果指标kiA为

式中, ri为该因素第i个水平数值的实验次数。在热-化学复合体系驱油影响因素实验表中实验次数均4, 从而各个因素对应的水平值的平均实验结果就可以计算出来。表4为不同因素不同水平下对应的平均实验结果指标。表中所示的最佳参数组合就是最佳方案, 这个可以很简单的通过直观分析法得到, 其中优选水平就是表中的最大数值。该方法同样适用于各个因素对用的最佳平均实验结果指标所对应的水平数值。最佳的试验方案就是将所得的各个因素的最佳水平数值进行参数组合。

由表4可以看出, 蒸汽、降黏剂和二氧化碳三个因子的级差分别为20.772 5、5.377 5和6.035。因此三个因素中对热-化学复合体系驱油采收率的影响程度依次是蒸汽注入体积、二氧化碳注入体积和降黏剂注入体积。蒸汽注入量对热-化学复合体系驱油最终采收率的影响要远高于降黏剂和二氧化碳, 二氧化碳对热-化学复合体系驱油最终采收率的影响程度虽然高于降黏剂, 但其影响程度相差并不大。

从不同因素的水平趋势图可以看出 (图2~图4) , 对于蒸汽而言, 当注入体积在1~2 PV之间时, 采收率的增加幅度明显, 而当蒸汽注入体积增加到2.5 PV时, 采收率的增加幅度有减弱的趋势, 说明此时蒸汽提高采收率的效果已经有所减弱;对于油溶性降黏剂, 当质量分数由1%增加到1.5%时, 采收率提高幅度明显, 而在质量分数由1.5%递加到2.5%时, 采收率提高幅度明显减弱, 由于油溶性降黏剂的价格大约在10 000元/t, 注入成本相当昂贵, 因而在实际施工过程中注入质量分数为2.5%的油溶性降黏剂并不可取;对于二氧化碳而言, 当注入体积在0.1~0.2 PV时, 采收率平稳增加, 当二氧化碳注入体积达到0.25 PV时, 采收率增加幅度出现了明显的增大, 但考虑到实际工程应用, 过多的二氧化碳气体注入地层, 由于受到地层非均质的影响, 很容易过早的发生二氧化碳的窜流, 导致二氧化碳提高采收率效果降低, 而在室内实验过程中由于受到设备的限制, 这一现象并不明显。

2.2 热-化学复合体系驱油特征分析

为了研究热-化学复合体系驱油特征, 选取典型的采收率、压力及含水率随蒸汽注入体积变化情况图进行分析, 如图5、图6所示 (由于实验时回压设定为6 MPa, 注入降黏剂和二氧化碳过程中出口并无油产出, 且注入时间较短, 因此图中只标注出了蒸汽的注入过程) 。

可以看出, 在注入蒸汽的初始阶段, 随着蒸汽的注入, 采油量迅速上升, 而压力也在此时迅速升高, 一般当蒸汽注入量在0.1 PV左右时达到最大值, 然后压力急剧降低;而当蒸汽注入量在0.3 PV左右时, 注入压力逐渐稳定在6.5~7.2 MPa, 表明在热—化学复合体系驱油过程中, 随着蒸汽的注入, 驱替的稠油逐渐由注入井向生产井推进, 随着油量的增加, 注入压力升高, 当稠油开始大量产出后, 其压力又急剧下降, 此时采出油中已经见水, 说明已经发生蒸汽突破;随着蒸汽注入量的增大, 当蒸汽注入量在1 PV左右时, 采油量增加幅度逐渐变小, 采出程度增加变缓, 随着蒸汽的继续注入, 在2 PV左右的时候, 岩心出口端已经基本不出油, 采出程度也基本稳定, 此时含水率已高达98%以上。

2.3 热-化学复合体系驱油压降特征分析

现场应用效果表明, 油溶性降粘剂和二氧化碳的协同作用可以大幅降低注汽启动压力和注入压力[4]。为了研究油溶性降黏剂和二氧化碳注入过程中的降压特性, 对比了不同油溶性降黏剂质量分数下, 二氧化碳注入量与最高注入压力的关系, 结果如表5和图7所示。

可以看出, 在油溶性降黏剂质量分数相同的情况下, 随着二氧化碳注入体积的增大, 最高注入压力逐渐降低, 而在相同的二氧化碳注入体积的条件下, 随着油溶性降黏剂质量分数的增加, 最高注入压力也是逐渐降低的。这是由于, 一方面油溶性降黏剂在二氧化碳的作用下提高了其解聚能力, 能够更加有效的分散沥青聚集体, 进一步提升了降黏能力进;另一方面, 降黏剂活性成分可以使二氧化碳溶解及萃取能力极大加强, 使二氧化碳对温度的敏感性增加, 并使其黏度下降、表面张力下降, 提高了其降黏效果和扩散能力。综合来看, 由于油溶性降黏剂和二氧化碳都有较好的降黏作用, 先期注入油溶性复合降黏剂和二氧化碳, 有效发挥了两者的协同降黏作用, 大幅度降低超稠油黏度, 从而有效的降低了注汽压力, 这对现场施工有着重要意义。

3 结论

(1) 通过正交实验设计对热-化学复合体系驱油影响因素的研究结果表明, 对热-化学复合体系驱油效果的影响程度依次是蒸汽注入体积、二氧化碳注入体积和降黏剂注入体积。

(2) 蒸汽注入量对热-化学复合体系驱油效果的影响要远高于降黏剂和二氧化碳, 二氧化碳对热-化学复合体系驱油效果的影响程度虽然高于降黏剂, 但其影响程度相差并不大。

(3) 由于油溶性降黏剂和二氧化碳都有较好的降黏作用, 先期注入油溶性复合降黏剂和二氧化碳, 有效发挥了两者的协同降黏作用, 大幅度降低超稠油粘度, 从而有效的降低了注汽压力, 这对现场施工有着重要意义。

参考文献

[1] 刘文章.热采稠油油藏开发模式.北京:石油工业出版社, 1998:1—5Liu Wenzhang.Thermal recovery of heavy oil reservoir.Beijing:Petroleum Industry Press, 1998:1—5

[2] 高永荣, 刘尚奇, 沈德煌, 等.超稠油氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术研究.石油勘探与开发, 2003;30 (2) :73—75Gao Yongrong, Liu Shangqi, Shen Dehuang, et al.Study on N2and solvent assisted steam stimulation in a super-heavy oil reservoir.Petroleum Exploration and Development, 2003;30 (2) :73—75

[3] 刘文章.超稠油油藏热采开发模式综述.特种油气藏, 1998;5 (3) :1—7Liu Wenzhang.An overview on thermal development mode of super viscous crude oil and extra viscous crude oil reservoir.Special Oil&Gas Reservoirs, 1998;5 (3) :1—7

[4] 张继国, 李安夏, 李兆敏, 等.超稠油油藏HDCS强化采油技术.东营:中国石油大学出版社, 2009:167—193Zhang Jiguo, Li Anxia, Li Zhaomin, et al.HDCS exploitation technology for ultra-heavy oil reservoir.Dongying:China University of Petroleum Press, 2009:167—193

[5] 李宾飞, 张继国, 陶磊, 等.超稠油HDCS高效开采技术研究.钻采工艺, 2009;32 (6) :52—55Li Binfei, Zhang Jiguo, Tao Lei, et al.Mechanism research on HDCS high efficiency exploitation technology for ultra-heavy oil reservoir.Drilling&Production Technology, 2009;32 (6) :52—55

[6] 陶磊, 李兆敏, 毕义泉, 等.胜利油田深薄层超稠油多元复合开采技术.石油勘探与开发, 2010;37 (6) :732—736Tao Lei, Li Zhaomin, Bi Yiquan, et al.Multi-combination exploiting technique of ultra-heavy oil reservoirs with deep and thin layers in Shengli Oilfield.Petroleum Exploration And Development, 2010;37 (6) :732—736

[7] 方开泰, 马长兴.正交与均匀试验设计.北京:科学出版社, 2001:35 —43Fang Kaitai, Ma Changxing.The design of orthogonal test and uniform experiment.Beijing:Science Press, 2001:35—43

[8] 张红梅, 安九泉, 吴国华, 等.深层稠油油藏CO2吞吐采油工艺试验.石油钻采工艺, 2002;24 (4) :53—56Zhang Hongmei, An Jiuquan, Wu Guohua, et al.The CO2cyclic stimulation investigation and trial in deep-seated viscous oil reservoir.Oil Drilling&Production Technology, 2002;24 (4) :53—56

[9] 陶磊, 李兆敏, 张凯, 等.二氧化碳辅助蒸汽吞吐开采超稠油机理.油气地质与采收率, 2009;16 (1) :51—54Tao Lei, Li Zhaomin, Zhang Kai, et al.Study on the mechanism of CO2-assisted steam puff and huff in ultra-heavy oil reservoirs.Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2009;16 (1) :51—54

东Ng3稠油热化学蒸汽驱试验探讨 第6篇

关键词：稠油油藏,蒸汽驱,吞吐后期,波及体积

东区N g3稠油与孤岛油田N g5稠油相比:油藏埋藏浅、储层厚度薄、泥质含量高 (16.5%) 、胶结疏松、易出砂, 原油粘度 (3000-5000mPa.s) 相对较低, 多轮次吞吐后地层能量低、油汽比下降、吞吐效果变差。为探索东区Ng3稠油多轮次开发后期提高采收率有效接替技术, 在前期油藏研究及蒸汽驱操作参数优化研究的基础上, 2010年5月在东24-3井区选择了D22-1井组开展了低压、中干度锅炉蒸汽驱推广应用试验。

1 提高东24-3井区蒸汽驱效果的配套措施

1.1 优化注汽参数, 保障汽驱效果

蒸汽驱参数对汽驱效果影响非常大, 只有在合理的操作条件下才能取得油藏条件应有的采收率, 因此, 要使蒸汽驱达到油藏条件应达到的汽驱采收率, 必须同时满足以下4个汽驱参数条件:

(1) 注汽速率:不小于1.6m3/ (d.h am) ;

(2) 采注比:不小于1.2;

(3) 井底蒸汽干度:大于40%;

(4) 油藏压力:小于5MPa。

东22-1井组蒸汽驱井距140-200m, 在井组生产一段时间后, 采注比为1.3, 注汽速度为6.0t/h, 井组日产油量高, 从高温测试图上得出在井下1000米时测得的干度为60.4%, 注汽参数的优化为蒸汽驱井组提供了基本保障。

1.2“扶、排、引、调”跟踪调整, 提高汽驱效果

在注入期间对油水井资料、压力资料、动态监测资料、井下作业资料的录取, 遇错必纠、遇异加密, 详细记录每口汽驱井每天的温度、压力、产量、含水等情况, 同时每周测试功图、液面及时掌握油井的供液状况, 根据温度、压力等单井生产变化情况, 摸索出每口井的生产规律。蒸汽驱动态变化比较大, 注入前期及注入过程中对周围油井根据注入速度、蒸汽干度、温度、采注比“四维”原则, 采用“扶、排、引、调”及时跟踪调整。扩大蒸汽的波及体积, 提高注汽效果。

“扶”:蒸汽井组完善井网, 提高储量动用程度。

东2 2-1井组的东2 0-2井2 0 0 9年8月1274.51m处严重套破, 东19-斜1井2009年11月套管于1329.86m以下弯曲, 1332.96m处错断。为了控制两口套变井区域的地质储量, 保证汽驱效果。设计侧钻水平井D20CP2。该井2010.5.10投入生产, 层位Ng33层, 日液水平26.5t, 日油水平13t, 综合含水50%, 累积产油1.2026104t, 累积产水0.7051104t。

“排”:边部排液堵水, 抑制边水的推进。

对于强水侵区的井采用提液的方式, 避免水体侵入到弱水侵井, 减缓水侵速度, 共实施油井防砂2口, 检泵2口, 调参8井次, 日增液量202.4t, 日增油量10.9t;而位于弱水侵区的井要通过氮气调剖抑制水线推进, 根据选井原则进行严格筛选, 优选实施转周注氮井6口, 实施后平均含水下降14.5%, 平均单井日增加6.9t, 平均单井年增油1717t, 增油效果明显, 有效抑制了水淹对油层的伤害, 减少了可采储量的损失。

“引”:中部吞吐检泵引效, 扩大波及体积。

从东22-1井组日液分布图看, 产液量差异较大, 能量充足区液量较高, 能量低、出砂区液量低, 从22-1井注汽以来, D21-02和D20-1两个方向能量比较充足液量高, 而东西向的D20CP2和D21-2井温度低、液量低, 我们对周围油井进行了逐一分析, 实施了防砂, 检泵等措施来引效, 促使油井见效, 目前实施转周1口井, 防砂2口, 检泵2井次, 累计增油3200t。

“调”:井组调整压差, 油井均衡受效。

由于注入蒸汽冷凝后的热水不断改变流动方向, 地下的压力场也在不断变化, 为了提高蒸汽波及系数, 我们要不失时机的对井组进行调整, 使其均衡受效。

(1) 平面调控

东22-1井组注汽初始阶段由于大量蒸汽的热能被注入井底吸收, 油层温度升高, 油层压力也稳定回升, 所以在注汽前对周围油井D21-02、D21-2、D21-1、D20-1实施降参数生产。

注汽见效阶段, 大量蒸汽热能传递到生产井, 流动能力提高, 产量增加, 油井见效, 为了能保证蒸汽均衡受效, 低效井通过调参来引效。位于构造高处的D20-1、D21-1井温度上升, 液量增加, 而相对低的D21-02井未见效, 说明D21-02井间还未建立热连通。于是对低部位的GDD21-02井生产参数由5*3调为5*4次, 在2010.8.10日调整后, 井口温度显著上升, 单井日液由44.2t上升到68.2t, 单井日油由18t提高到23.6t, 效果明显;在油井见效期提高采液强度, 利用调整参数加大油井生产压差以提高采注比扩大波及体积。在D22-1井注汽两个月以后, 对周围油井D21-02、D21-2、D21-1又进行调参, 使井组采注比由1.05提高到了1.3左右, 井组日油由50.7t/d上升到68t/d。

(2) 纵向调剖

由于在注汽井和采油井间存在优势通道, 优势通道的较小压力梯度使蒸汽带和流体带优先沿优势通道向生产井窜进将占主导作用, 使蒸汽驱单井井口温度上升速度、温度差异较大。2011.4.12日GDD20-1井的井口温度上升到82℃, 其对顶方向的GDD21-02井含水上升, 油量下降, 分析认为蒸汽往高部位的GDD20-1突进, 因此对位于高部位的、渗透率好的D20-1井降低生产参数52次生产, 低部位低液量的D21-2、D21-02井提高参数生产, 同时对注入井GDD22-1进行了挤高温堵剂和氮气调剖。

2 实施效果

为深入研究储层非均质性及描述大孔道发育状况, 于2011年5月在GDD22-1井组开展高温示踪剂研究。在汽驱过程中通过注入耐高温示踪剂进一步认识蒸汽的运行方向、运行速度、高渗带的物性参数。根据注蒸汽井GDD22-1井组周边油井示踪剂产出情况, 有6口井明显监测到了化学示踪剂, 基本跟油井的见效状况吻合, 明确了沿主河道发育大孔道2条。在2011.5.15实施氮气调剖后, GDD20-1井井口温度下降到60℃, 含水由88.4%下降到目前的67.9%, 油量由3t上升到10t, 其对顶方向的D21-02井的含水也呈下降趋势。通过配套措施的应用东24-3井区自然递减由2009年的40.8%下降为目前的11.5%;D22-1井组峰值产量为95.9t/d, 油汽比0.72, 采收率提高了24.5%, 增加可采储量10.2104t。

3 结论与认识

取全、取准各项资料, 并对地下“三场、两剖面、一前沿” (压力场、温度场、饱和度场、吸气剖面、产液剖面和蒸汽前沿) 的变化情况做出分析是蒸汽驱的基本保障。通过加强前期方案优化, 全程跟踪分析, 采取多种手段、方法进行平面和纵向调整, 才能使蒸汽驱试验取得好的效果。

参考文献

稠油化学 第7篇

关键词：降粘,欢西油田,稠油

1 欢西油田降粘技术概况

20 世纪70 年代以来, 我国对稠油的开发日益重视, 制定了我国的稠油分类标准, 主要分为普通稠油、特稠油、超稠油。欢西油田大部分区块属于普通稠油、小部分区块属于特稠油。其降粘技术主要分为:加热降粘技术、掺稀油降粘技术、油溶性降粘剂降粘技术、水溶性乳化降粘技术。

1.1 加热降粘技术

一般是采用电加热方式: (1) 空心杆电加热; (2) 电热杆加热; (3) 加热带加热; (4) 伴热电缆加热; (5) 加热管加热等。其优点为降粘效果显著, 见效快, 设备可以重复利用。而这种降粘技术能耗过高。

1.2 掺稀油降粘技术

掺稀降粘方式可分单管及双管 (含空心杆) 掺入和泵上、泵下及泵内掺入。其优点为降粘效果好, 粘度无反弹, 技术比较成熟, 便于运输。但这种技术流程复杂, 运行费用高, 需要稀油资源, 且泵下掺稀时降低了泵效。

1.3 油溶性降粘剂降粘技术

利用油溶性多元聚合物中的分子结构特征和高分子的分散机理, 破坏原油中胶质、沥青质分子的平面堆砌, 使结构变得松散, 从而降低稠油的粘度。这种降粘技术效果好, 技术比较成熟, 便于运输。但在实施的过程中降粘率不高, 一般在70%左右, 而药剂价格较高, 药剂用量大, 导致现场应用成本高。

1.4 水溶性乳化降粘技术

在表面活性剂作用下, 在一定条件下 (适当的温度、水相体积比、乳化剂、剪切条件等) , 使稠油或将W/O型乳状液转变成O/W型乳状液, 从而达到降粘的目的。

这种运用水溶性乳化降粘技术降粘率高, 降粘效果好, 技术比较成熟, 目前被广泛的应用。但如果配伍性不好, 会对后续的脱水处理带来一定的困难。

乳化降粘技术的主要机理包括乳化降粘和润湿降阻两方面。

2 降粘剂的优选

2.1 乳化剂的优选

将欢西油田稠油区块的稠油与化学剂均匀混合, 在强、弱分散条件下, 测定其混合溶液的乳化性能:将选择的乳化剂配成1%的地层水溶液, 在65℃条件下分别进行弱分散 (摇动100下) 及强分散 (乳化机15000转, 1分钟) 后, 于65℃条件下考察其乳状液类型和稳定性。

结合实验结果, 根据欢西油田稠油区块原油的组成特点和界面特性, 分别针对不同级别含水稠油, 选用以含氟复合非离子表面活性剂为主, 并添加有机碱、大分子分散剂、低分子醇等助剂, 同时适当添加耐Ca2+、Mg2+离子较强的其它助剂, 组成O W型乳化降粘剂。

2.2 性能评价

形成适度稳定的O/W型稠油乳状液:0.2%水溶液能够在强分散条件下形成适度稳定的O/W型稠油乳状液, 能够明显的降低稠油粘度。

乳状液动态稳定性评价:在剪切速率50s-1之下, 含水30%的乳状液在40℃、50℃时的动态稳定性曲线表明, 乳状液的粘度最后基本稳定在65-70MPa·s之间, 动态稳定性较好, 能够满足举升要求。

2.3 配伍性试验

从表中可以看出:所选乳化降粘剂对联合站破乳剂脱水无影响, 说明其与联合站破乳剂之间有较好的配伍性。

3 应用效果分析

2010-2014年累计实施高温降粘剂86井次, 其中措施有效55井次, 截至目前累计增油15722吨。通过实验可以看出高温降粘剂措施提高了油井的油汽比、延长了生产周期、提高了油井回采水率。而且高温降粘剂可增加措施后第二个周期的周期产油量。

4 结语

4.1 高温降粘剂可提高措施后第二个周期的周期产油量。

4.2对于配合蒸汽吞吐的井次, 建议对实施高温降粘剂措施的井, 降低措施周期的注汽量的试验, 以求找到合适的注汽量, 从而降低注汽成本。

参考文献

[1]王云峰, 张春光, 侯万国等.表面活性剂及其在油气田中的应用.北京:石油工业出版社, 1995:158-164.

[2]第十五届世界石油大会论文集.北京:中国石化出版社, 2000.307-314.

稠油化学 第8篇

1 地质概况

东区东馆3位于孤岛油田东部, 北部、南部分别以孤北、孤南断裂带为界, 东部以外油水边界为界, 边水活跃。整体构造呈西高东低的单斜, 具有南北高, 中间低的特点。主力小层为馆33～5, 油藏平均埋深1230m～1320m, 胶结疏松, 孔隙度35.4%～37.3%, 空气渗透率500～310010-3um2, 原始含油饱和度51.4%～72%, 50℃地面原油粘度3000mPa～5500mPa.S, 强亲水, 属高孔、高渗疏松粉细砂岩稠油油藏。截至2006年12月, 单元累积产油115.6t104t, 采出程度16.7%, 采油速度1.72%, 开发效果差。

2 开发技术政策界限

2.1 开发方式

结合东区东馆3稠油单元储层展布规律、储层物性、原油性质和水侵规律的分析结果, 参考常规稠油油藏开发模式和稠油开发筛选标准[1], 选取东11-3井组, 利用数值模拟、类比法开展了开发方式优化研究 (表1) 。当采用常规水驱开采时, 预测累计产油量45.67万吨, 采收率仅为25.69%;采用蒸汽吞吐的方式开采, 累计产油量62.57万吨, 采收率为35.2%;采用常规水驱转蒸汽吞吐再转蒸汽驱的开发方式, 累计产油量高达84.49万吨, 采收率达到47.53%。蒸汽吞吐后转蒸汽驱比不转蒸汽驱采收率提高了12.3%, 表明东区东馆3稠油油藏采用蒸汽驱开发方式能够实现高轮次吞吐后大幅度提高采收率, 实现产量的接替。

2.2 经济极限厚度

经济极限厚度指经济有效开发油藏的最小单层厚度。如果油层单层厚度小于经济极限厚度, 热损失太大, 就不能经济有效地进行开采。利用数值模拟方法, 东区东馆3在油价为1480元/t ($26/bbl) , 油层厚度大于3m时, 生产4个周期, 采出程度达到了40.6%, 净增油0.29万吨 (表2) , 具有开采价值。因此, 该油藏的经济极限厚度为3m。

2.3 蒸汽吞吐转蒸汽驱时机

模拟计算了吞吐后2周 (油藏压力7MPa) 、吞吐3周 (油藏压力6MPa) 、吞吐4周 (油藏压力5MPa) 三种转汽驱时机, 蒸汽吞吐后2、3、4周期时转蒸汽驱的采出程度分别为43.6%、43.8%、44.0%。结果表明, 优化结果表明吞吐4周后效果最佳, 此时油藏压力降为5MPa。这是由于地层压降为5MPa时, 吞吐井间加热半径 为70m～100m, 接近半个井距, 井间初步建立起热连通;同时, 油藏压力相对低, 容易提高井底蒸汽干度和发挥蒸汽在油层内的驱油作用[2]。因此, 最好选择在蒸汽吞吐后第4周 (压降为5 MPa) 时转蒸汽驱。

2.4 合理井距

利用数值模拟计算了井距为100、150、200、250m时油井开发指标。当井距为100m时, 采出程度最高, 达到了45.5%, 但油气比、净产油最低, 分别为0.25t/t、0.5104t;随着井距增大, 净产油不断上升, 油气比增大。考虑到吞吐加热半径为75m～90m, 井距过大会导致井间未动用储量增加, 结合经济极限出产量, 东区东馆3稠油单元合理井距应该取150m。

2.5 注汽强度

对比注汽强度从100～400t/m等7个方案, 注汽强度在200t/m之前, 若每米注汽量增加50t, 则每米采油量可提高130t, 净产油达到峰值;注汽强度在200～300t/m之后, 每米注汽量增加50t, 则每米采油量不再增加。因此, 注汽强度取200t/m较合适。

3 实施效果

应用上述研究成果, 在东区东馆3稠油热采单元陆续投产热采井20口, 初期日产油水平220t, 峰值日产油水平达到313t, 平均单井日产油能力达到15.6t, 综合含水60%, 单元采收率提高5.8个百分点, 新增可采储量40t104t, 均达到了设计的指标, 采油速度达到了3.22%。

4 结语

开采方式先期为蒸汽吞吐, 到压降为5MPa时转为蒸汽驱, 是开采边际稠油油藏的有效途径;依据油井的开发指标和经济指标, 蒸汽吞吐开采经济极限厚度为3米, 合理井距为150米, 最佳注汽强度为200t/m, 净产油量最大, 探索出了一套适合孤岛油田边际稠油的开发技术界限, 达到了改善开发效果的目的。

参考文献

[1]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].石油工业出版社, 1997, 7.