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中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向(全文完整)

时间:2022-07-19 14:45:03 来源:网友投稿

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中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向(全文完整)

 

 中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向

 中国石化东部老油田以陆相沉积砂岩油藏为主,油田断裂系统复杂,储层非均质性较强,原油以中- - 高粘稠油为主。经过 50 多年的开发,到 2022 年底,总体处于高含水(90.5%)、高可采储量采出程度(86.6%)、高剩余可采储量采油速度(13.4%)阶段。针对不同类型油藏的特点和主要开发矛盾,探索了水驱精细调整、化学驱、稠油热采、CO2 驱等多种提高采收率技术,形成了不同类型油藏提高采收率技术系列[1-3]。

 1 水驱提高采收率技术 2 2022 年底,中国石化 70% 左右的储量和产量贡献来自于水驱开发油田,注水开发油藏综合含水 93.1% ,采出程度 22.2% ,剩余可采储量采油速度 11.8% 。通过精细描述、精细调整和精细注采,系统开展分类治理,水驱开发效果持续改善,自然递减率降至 10%左右[4-8]。

 1.1 精细油藏描述,局部注-采关系完善 针对不同类型油藏的主要开发矛盾,油藏精细描述的重点由单元整体系统描述转向重点方向及潜力描述,矿场调整重心由 整体调整向局部注- - 采关系完善转移。针对整装油田,描述重点是储层内部结构表征、高耗水层带识别、韵律层细分,剩余油潜力类型主要为薄差砂体、非主流线、非主力层、韵

 律层和薄层,重点推广流场调整、井网调整+化学驱“2+3”组合调整及薄层、韵律层水平井调整技术;针对断块油田,描述重点是断棱及断面精细刻画、低序级断层描述及组合,剩余油潜力类型主要为低序级断层无井控制区、断棱控制构造高部位,重点推广极复杂断块多靶点井立体组合、复杂断块分区调控井网完善、窄屋脊断块人工边水驱等技术;针对低渗油田,描述重点是地应力与裂缝表征、微观孔隙结构,剩余油潜力类型主要为弱波及区,推广工艺适配井网(径向水射流)调整技术等。

 孤岛油田西区北纵向上含油小层 9 9 个,隔层发育稳定,采用水 两套层系开发,综合含水 98.1%度 ,采出程度 52.3% 。针对井网形式长期不变、流线固定、上下层系井网交错、层系动用状况差异较大等问题,2022 年调整为上、下层系井网互换,充分利用老井,流线整体改变 40°,互换后位于原层系老水井附近的油井侧钻避开极端耗水带,通过大修下小套、侧钻等方式扶停套损、套坏井,完善注采井网。调整后降水增油效果明显,日产油量由 122t 上升到 155t,综合含水由 98.1%下降到 97.1%。

 1.2 压驱注水 压驱注水技术突破了注水不能超过破裂压力的传统认识,通过超破裂压力2 2 ~ 4MPa 快速注入,形成裂缝,注入强度越大,地层改造程度越高。室内实验表明,压驱快速升压,增加了

 新的渗流通道,促使注入水驱替更小的含油孔隙,从而提高波及系数及驱油效率,最终采收率可提高 5%~8%。特低渗油藏开发实践表明,地层压力系数 1.5 左右生产效果最好、压驱使油藏长期保持较高压力水平,生产压差可以提高 6MPa以上。

 渤南油田义 7 7- -2 2 井组开展压驱注水试验,取得初步成果。该块平均渗透率为 2.16×10-3μm2,井距为 230~300m,压驱注入前井组亏空 6.4×104m3。2022 年矿场实施压驱注水后,从注不进到日注入量达 1400m3,两轮累计注水 5.1×104m3;地层破裂压力为 63.3MPa,折算井底注入压力为 66.6MPa;到 2022 年底,两口油井初步见效,其中一口井日产液量由3.5t 上升到 9.3t,日产油量由 1.7t 上升到 8.4t。

 1.3 智能分注分采 有缆式智能分注实现了注水层位及水量的远程实时监测、实时调控,最高分层 6 6 层,最大井斜 62.3° ,最高温度 128℃ ,期 最长有效期 4 24 个月。智能分采形成了两种配套管柱:①一体式配套管柱,优点是改变座封方式,信号传输稳定,缺点是作业维护成本较高;②分体式配套管柱,优点是配产器独立下井,作业维护成本较低,工作压力可达 50MPa,耐温 120℃,最多层数 6 层,缺点是泵上管柱及配产器湿接稳定性待提升。

 辛 151 断块地层倾角 10° ,地层能量强,水体倍数 150 以上。区块采出程度 57.8%、综合含水 97.7%,纵向合采连续生产

 效益低。依托智能分采技术,油藏上、下层系不动管柱轮采轮休,2022 年单元日产油增加 18.5t,综合含水下降 0.9%。

 1.4 水驱下步攻关方向 精细油藏描述方面,重点攻关特高含水油藏剩余油精细描述与定量表征、剩余油微观赋存及动用机制、侧积夹层精细建模和基于大数据的人工智能油藏精细表征技术等。

 特高含水油藏进一步提高采收率方面,建立高水油比条件下的水驱开发技术理论,攻关适应不同类型油藏的注采流线优化技术、特高含水油藏深度调驱技术、剩余油二次富集高效开发技术、多介质复合辅助水驱开发技术等。

 2 化学驱提高采收率技术 针对中国石化陆相沉积油藏高温( 65 ~ 120℃ )、高盐( 3000 ~100000mg/L )、高钙镁( 100 ~ 2000mg/L )和高度非均质性的特点,以及普遍进入高含水、高采出程度阶段、剩余油高度分散等难点,重点围绕抗温耐盐化学剂、剖面调整及液流转向、超低油水界面张力等问题,研发适合的化学驱油剂和驱油体系[9 9- - 11 ]。突破无碱条件下超低界面张力的难题,形成了二元复合驱配套技术并工业化推广;针对油藏深部堵驱和液流转向的难题,形成了非均相复合驱技术。先后在胜利、河南、江苏等油田开展矿场试验和工业化推广应用,化学驱平均提高采收率 6.3%,为东部老油田增产稳产发挥了重要作用。

 2.1 二元复合驱 针对三元复合驱存在的结垢、产出液乳化等问题,胜利油田开展二元复合驱技术攻关。针对粘度小于 150mPa·s 的地层原油,提出“油剂相似富集、阴非加合增效、聚表抑制分离”的驱油剂加合增效理论认识,解决了在无碱条件下体系的界面张力超低问题;针对粘度在 150~1000mPa·s 的地层原油,提出“粘弹增阻扩波及、润湿渗透提效率”的高粘原油化学驱油理论认识,研发了适应高粘油藏的化学驱油体系。

 2 2022 年在孤东油田七区西开展二元复合驱先导试验,区块综合含水由 98.2% 最低下降至 60.4% ,日产油水平由 t 10.7t 上到 升到 127t t率 ,中心井区提高采收率 18.0% 。先导试验成功后,2022 年进行工业化推广应用,二元复合驱平均提高采收率9.3%。

 2.2 非均相复合驱 聚合物驱后油藏最终采收率一般可达到 40% ~ 50% ,仍有一半左右的剩余油滞留地下,但聚合物驱后油藏非均质性更加突出,剩余油分布更加零散,单一井网调整和现有化学驱方法提高采收率潜力有限。针对聚合物驱后油藏提出了“井网调整+非均相复合驱”提高采收率方法,设计“粘弹性颗粒驱油剂+表面活性剂+聚合物”固液共存的非均相复合驱油体系,利用粘弹性颗粒突出的剖面调整能力,协同二元驱超低界面张力带来的洗油能力和聚合物的加合增效作用,结合井

 网调整改变流线,可大幅度提高聚合物驱后油藏原油采收率。

 2 2022 年在孤岛油田中一区开展矿场先导试验,试验区日产油量由试验前的 t 4.5t 最高上升到 84.7t ,综合含水由 98.2% 下降到 80.0% ,已提高采收率 4.0% ,方案预测最终采收率达到63.6% 。2022 年在Ⅰ类、Ⅱ类聚合物驱后油藏进行工业化推广应用,方案预测平均提高采收率 7.4%,其中胜一区沙河街组二段 1—3 单元日产油量提高了 3.4 倍,综合含水下降了6.3%,到 2022 年底,已提高采收率 2.8%。

 2.3 耐温耐盐抗钙镁体系 针对高温油藏( 95℃ )条件,在聚合物分子链上引入非离子基团、磺酸基团、羧酸基团、疏水基团等各种官能团,设计耐高温聚合物分子结构, 95℃化 高温下老化 d 180d 后,聚合物的粘度和模量基本不变,粘度保留率 93% 以上,粘弹模量为91.89mN/m为 ,弹性模量为 90.76mN/m 。2022 年在双河油田Ⅶ油组上层系开展先导试验,到 2022 年底,日产油量由注入前的 22.7t 上升到 59.2t,产油倍数 2.6,综合含水由注入前的 97.9%下降到 94.4%,预计提高采收率 9.3%。

 在常规聚合物的基础上,引入耐温 抗盐单体 AMPS ,采用模板聚合法与丙烯酰胺和丙烯酸钠多元嵌段共聚,研发了耐温抗。

 盐超高分多元共聚物。2022 年在东辛油田营 8 区块开展先导试验,矿场采用全密闭撬装注入设备,产出水配置母液、产出水稀释注入。到 2022 年底,井口注入压力上升了 5.0MPa,

 2 口油井初步见效,单井日产油增加 2.0t,预计可提高采收率 6.8%。

 改变高钙镁油藏必须加大聚合物浓度和分子量的思路,利用钙镁离子,一是使部分钙镁离子形成微晶,悬浮在驱油体系中,降低钙镁离子对聚合物溶液粘度的不利影响;二是利用钙镁离子将添加剂接枝到聚合物分子链上, 扩大聚合物分子水动力学半径。形成的悬浮微晶聚合物体系,在总矿化度50000mg/L、钙镁离子浓度 2000mg/L 条件下,仍然具有较好的增粘性。2022 年在江汉油田面一区开展单井试验,到 2022年底,井口注入压力上升了 2.4MPa,两口生产井含水下降超过 1%,预计可提高采收率 9.2%。

 2.4 化学驱下步攻关方向 目前,中国石化 Ⅰ 类、 Ⅱ 类油藏聚合物驱及二元复合驱技术已经配套成熟,并大规模工业化应用,聚合物驱后非均相复合驱技术也已基本成熟。化学驱研究领域向更高温高盐、更稠、更低渗透、复杂小断块发展。

 针对低渗透油 藏特点,探索油- - 水混溶驱油技术。混溶剂是既能溶于水相又能溶于油相的微极性化学剂,与烃类能达到一次接触混溶,并且在油相中的溶解度更高,这种独特特征使其适合增强注水提高低渗透油藏采收率。

 针对超高温、高盐油藏(油藏温度 95 ~ 120℃ ,地层水矿化度 度 30000 ~ 100000mg/L ),探索温敏、盐敏型聚合物驱技术。

 利用温敏、盐敏型聚合物溶液粘度随温度、矿化度升高而增加的特性,探索超高温、高盐油藏大幅度提高采收率技术。

 针对特高温、中- - 低渗油藏,探索新型驱油剂和驱油体系。特高温、中-低渗油藏温度大于 95℃,空气渗透率小于100×10-3μm2,要求驱油剂和驱油体系同时具有良好的耐温性能和注入性能。

 3 稠油热采提高采收率技术 中国石化稠油油藏具有 “ 深、稠、薄 ”到 的特点,到 2 2022 年底,整体处于吞吐轮次高(平均 5 6.5 轮次)、含水高( 88% )、采收率低( 19.7% )的阶段,单一热力采油面临蒸汽腔小、热损失大等技术难题[ 12- - 15 ]。在充分利用热能的基础上,提出复合应用降粘剂、驱油剂、泡沫剂、CO2、N2 等热化学技术思路。

 3.1 低效稠油降粘复合驱 低效稠油降粘复合驱提高采收率的机理为:原位乳化降粘提高原油渗流能力,驱替相乳液增 粘扩大波及系数,复合协同调驱实现 2 1+12 。

 的效果。金家油田金 8 块为强水敏稠油油藏,平均渗透率为 960×10-3μm2,地层脱气原油粘度为1050mPa·s,平均粘土矿物含量为 16.8%,天然能量、水驱、注蒸汽效果均较差。2022 年实施降粘复合驱,采用地层水配制降粘剂溶液,避免水敏。到 2022 年底,日产油量由 7.6t最高上升到 23.7t,日产油峰值增加到原来的 3.1 倍,综合

 含水最低下降了 10 个百分点,预计提高采收率 6.1%。

 3.2 深层特超稠油 HDCS 特超稠油原油粘度超过 100000mPa·s ,由于油稠、渗流 能力低,常规蒸汽吞吐注采困难,热波及范围小,周期产量小于200t ,周期油汽比小于 0.1 。利用 H(水平井)+D(降粘剂)+C(CO2)+S(蒸汽)协同增效:水平井扩大接触面积,提高注汽质量;降粘剂降低原油粘度,降低注汽压力;二氧化碳具有萃取、降粘、增能、隔热功能;蒸汽加热降粘,提高驱油效率。王庄油田郑411区块原油粘度达30×104mPa·s,应用 HDCS 技术,到 2022 年底,单井周期产油量由 127t 提高到 1812t,提高 13.3 倍,油汽比 0.82。

 3.3 浅层超稠油 HDNS 浅薄层超稠油油藏热损失大,原油流 动性差,常规热采方式无经济效益。发挥 N2 的增能助排、保温隔热作用,形成了 H(水平井)+D(降粘剂)+N(N2)+S(蒸汽)复合开发技术。水平井为降低注汽压力、提高注汽质量和回采能力奠定基础,可以大幅度提高蒸汽的波及体积和泄油面积;蒸汽加热降粘,降低原油在储层中的流动阻力,改善渗流能力;油溶性复合降粘剂既具有油溶性降粘剂的特点,又具有乳化降粘的能力;氮气隔热降低井筒热损失,在油层顶部形成低热传导层,提高油层温度和热利用率,同时可有效提高油井排液能力。

 春风油田排 1 601 块采用 S HDNS 技术,2 2022 年底单井日产液 为

 24t为 ,单井日产油为 8.7t为 ,综合含水为 63.6% ,采油速度为4.5% ,油汽比为 0.57 。与直井蒸汽吞吐相比,周期平均单井日产油增加到原来的 4 倍,平均单井周期累积产油增加到原来的 10.2 倍,油汽比提高 0.2。

 3.4 深层稠油化学蒸汽驱 针对深层稠油油藏蒸汽驱压力高、汽腔扩展困难、非均质性强、波及系数小的难题,提出了 S S (驱油剂)

 +F (泡沫)

 +N( N2 )

 +S (高干度蒸汽)的化学蒸汽驱方法,揭示了 “ 蒸汽驱为基、泡沫剂辅调、驱油剂助驱、热剂协同增效 ” 的驱油机理。

 北 孤岛油田中二北 2 2022 年底实施化学蒸汽驱,采用高干 度注汽技术,高干度注汽锅炉出口蒸汽干度达到 99% ,高效井筒隔热工艺确保井底蒸汽干度 ≥50% 。到 2022 年底,试验区日产油量由 54.6t 最高上升到 201t,综合含水由 92.4%最低下降到 82.9%,采出程度为 56.9%,相对蒸汽吞吐提高采收率21.6%。

 3.5 稠油提高采收率技术攻关方向 针对埋藏更深( 2000m )、储层更薄( 2m )、粘度更高( 500000mPa·s )、渗透率更低的未动用稠油资源,探索有效开发技术。

 针对单井产量低、油汽比低( 0.22 )、采收率低( 20% )、成本高的已动用稠油资源,探索大幅度提高采收率和高效开发

 技术。对于薄层特超稠油,研发廉价高效的降粘剂,提高热能综合利用率,采用新能源制汽等,进一步降低开发成本;对于稠油多轮次吞吐后转蒸汽驱难的问题,研发新型热复合驱油体系,提高驱油效率。

 发展空气辅助热力驱和稠油地下改质技术,通过蒸汽与空气及驱油剂的复合,生热增能,提高驱油效率;在热力采油过...

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