延缓产量递减,延长油田经济开采期限的MEOR新技术-论文.doc

延缓产量递减, 延长油田经济开采期限的MEOR新技术 L.R.Bro wn e t al.翻译左新玉吐哈油田地球物理研究所校对任洪智大庆油田公司设计院 摘 要该项目证明,微生物渗透率剖面调整M PPM技术通过在常规水驱采油的注入水中加入氮和含磷培养基可有效提高原油采收率。M PPM技术不仅将这一油田的经济开采期限延长了60137个月,而且经预测还可多采出6360095400m340104 60104bbl原油。产液组分出现的化学变化表明油藏未波及区含有原油。从开始注培养基后22个月内所钻井岩心的微生物数量增多,证明微生物确实发生了作用。 主题词 M E OR M PPM 岩心分析 增加产量 一、介绍 三次采油的目的是从已探明储集层中采出大量未开采的原油。如果利用现有技术,美国已探明的全部原油储量中约有三分之二的原油将无法经济地开采出来。本文介绍的微生物提高采收率技术M E OR有几方面不同于其它M E OR技术。而清晰阐述这些差异相当重要。首先,这一项目的设计是为了提高整个油藏的采收率,而不是用来处理单井的。更重要的是这一技术是建立在层内微生物群落活动的基础上,而不是建立在注入储层微生物的繁殖基础上。MPPM技术与一般水驱采油作业不会相互影响,而且微生物和危险化学物质不会污染周围环境,这一点非常重要。 北Blo w horn Creek油单元NBCU位于伯明瀚以西约75mile的Alabama的L amar县境内。该油田地处Black Warrior盆地。产层位于Mississipp ian纪深度约达700m2300ft的Carter砂岩层。该储层是西北/东南走向的三角洲砂体,约5k m3mile长,11.7 km0.51mile宽。砂层只有1m,最厚处约12m 40f t。砂岩相对较纯大于90石英,不含膨胀性粘土。该油田是1979年发现的,最初是以80acre 井距进行开发。1983年实施水驱采油。储层原始石油地质储量IOI约为54364 ,5年末期已开采出其中的3355。迄今为至,N B是在B W盆地发现的最大油田。5年原油产量达到最高约475m3/d3000bbl/d,随后稳步递减。目前,拥有20口注水井和32口生产井。油田试采方案初期油产量约为46m3/d290bbl/d,气产量1700 m3/d6104ft3/d,产水493m3/d3100bbl/d,注水量近似为600m3/d4150bbl/d。在方案初期推算,如果缺乏新的有效的提高采收率方法,就会约有159104m3原油1000104bbl滞留在地下采不出来。 二、室内试验研究 本文介绍的这一技术在室内岩心驱替试验中证明很有效。然而,在油田试采方案中建议使用正在进行试采的储集层岩心进行岩心驱替实验。为确定现场试验方案和所注营养量,在这一方案中钻了2口井,并用1口井的岩心进行了室内岩心驱替试验。 1,注培养基所用的滑动装置设计 注培养基室内试验完成后,便按比例将取得的结果应用到了现场作业中,而且这是注培养基滑动装置的设计基础见图1。经确定每个注入滑动装置需要具有每天可在8275kPa1200lb/in2的压力下混合并泵送3801135L100300gal含23180kg 50400lb化学物质的水的能力。除了糖浆,其它培养基均以干状存放在23kg50lb的袋中,因此,该装置要求具有可将化学物质混合及配制成液的功能。设计的滑动装置维护简单,用现场泵操作很方便。此外,还需要一小块存放未用化学物品并保持其干燥的地方。 2,示踪剂研究 为了解水从1口注入井运移到生产井所需的时间,进行了示踪剂研究。1994年4月,向2141井注入了7.41010Bq2Ci的氚化水,并按周按月从注水井周围的5口生产井中取水样。10月,从2 3井中检测到5-1Bq LL的氚化水;月,又从同一口井中检测到5 Bq LL;还从5井检测到3Bq LL。5年月在3 P2410m10010 bbl19987440m0 104bbl o rth lo w horn Creek lack arrior198 11.1810/m14pC i/m 111.17 /m41p Ci/m2117.0 10-2/m 1.9p C i/m19910111 井中连续检测到氚。尽管如此,在不足7个月内都没有检测到有微生物活动的迹象,只有在注培养基后一年才检测出来 。 图1 North Blowhor n Cr eek 单元使用的MEOR 注入滑动装置流程图 三、现场试验 1,现场试验的实验性设计 由于这是试采方案,所以只在油田局部区域进行了试验。试验中选用4口注入井来接收微生物培养基试验用注入剂,另外还选用4口注入井控制注入物,同时监控每口注入井周围的生产井。这样,试验注入井四周的生产井获取的生产数据便与受注入培养基影响的外面那些同类井数据及井自身的历史数据相一致。 表3 3口新钻井岩心的岩性表明Carte r 砂层是非均质的 井名井 深m ft孔隙度渗透率m d 流体饱和度Oil H 2O 颗粒密度g /cm 3252670.942200 4.30.7031.728.1 2.74252679.52220712.911.6011.623.3 2.62252675.51221512.938.008.018.7 2.682132666.36218513.9141.009.824.3 2.592132670.3321989.934.007.722.3 2.6236333636636633563665363653 666 35 53 6根据注入井NB CU 2141井的水驱注入量76 80m 3/d 480500b bl/d 提出如下注入方案见表1。 表1 1994年11月1996年4月所注培养基和注入方案 培养基方 案 1和3 2和4 KNO 30.12W /V 星期一 0.12W /V星期一 NaH 2PO 40.034W /V 星期三星期五0.034W /V 星期五 糖浆 不注 0.12W /V星期三 向试验井注培养基的起始日期为试验方案1在1994年11月21日,试验方案2在1995年2月27日,试验方案3在1995年1月6日,试验方案4在1995年2月27日。 2,微生物驱和注入方案的调整 在仔细评价了现场结果及进行了其它岩心驱替室内实验后,则需调整试验注入井1和4所用培养基和注入方案,如表2所示。 表2 1996年4月1997年6月所注培养基和注入方案 培养基 试 验 方 案 1 2 3 4 K NO 3 0.12W /V 星期一0.12W /V 星期一0.12W /V 星期一0.06W /V 星期一N a H 2PO 4 0.034W /V 星期三 0.034W /V 星期五 0.034W /V 星期三星期五 0.017W /V 星期三 糖浆 0.2V /V 星期五 0.12V /V 星期三 不注 0.3V /V 星期五 3,3口新钻井 1996年秋在Carter 砂岩储积层新钻了3口井。目的是利用采集岩心的数据分析评价培养基产生的层内微生物的繁殖情况。钻的第一口井是NB CU 252 井。这口井钻穿了668676m 21922218ft处的Carter 纯砂层达7.3m 24ft,并采集了13.1m 43ft长的岩心。岩心分析表明,与常规情况一样,低渗透性岩石的含油饱和度高,而高渗透性岩石因容易驱扫,含油饱和度较低。肉眼观察岩心显示低渗透岩石中含有大量剩余油。 2127.82208.9 1.09.42.1 2.211.92217712.11.29 2.414. 2.42118.021921.9 1.021.82.0 2.92 11 9.72 21911.0 1.1.9 21. 2.0 钻的第二口井是NBCU2132井,钻穿了664 672m21802205ft处的Carter纯砂层达6.4m 21ft,并采集了9.7m32ft长的岩心。岩心分析表明,上面10ft砂层的渗透率比下面的高。正如前面所钻的井一样,渗透性高的岩石一般比渗透性低的岩石的含油饱和度低,水驱很难驱扫。肉眼观察岩心表明,与上口井观察的结果一样,也含有丰富的剩余油。 钻的第三口井是NBC U2113井,总钻深为703m2306ft,钻穿了659.6670.6m2164 2200ft处Carter砂层达11m36ft。采集了9.7m 32ft长的岩心,该岩心显示与先前水驱驱扫的一个区域的结果一样,剩余油饱和度很高。 4,岩心分析 岩心样品为细粒、中度成熟石英,其中含有少量长石、高岭石及少量钙质胶结物。 表3列出了从3口新井收集到的不同岩心的岩石物理性质。表中的数值范围说明这一储层是非均质性的。 对3口新钻井每口井的5段岩心是否有硝酸根离子用镉还原法和正磷酸盐离子用ascorbic酸还原法进行了检测。同时还分析了岩心的微生物含量。 5,注入法的推广 1997年7月,制造了另外一套注培养基滑动装置,并开始向NBCU36161井、2121井、2 102井、3471井和241井注培养基。截至去年该项目共有10口注培养基井。表4给出了10口注入井中添加的培养基。 表4 1997年7月1998年6月10口注入井所注营养物和注入方法 井号星期一星期二星期三星期四星期五 341610.16N 0.04P 0.28M 2410.10N 0.03P 0.20M 2610.05N0.30M0.02P 34910.11N0.18M0.05P 31610.19N 0.05P 0.32M 34710.17N 0.04P 0.21M 21010.12N 0.02P 0.19M 11510.15N0.29M0.04P 0.26N 3MNM N硝酸钾的百分比W V;磷酸二氢钠的百分比W V; 糖浆的百分比V V 6,监控方案 现场作业人员每周要对井网中所有生产井产出液油、气和水的产量进行测量。每月都要将井网中注入井和生产井液收集到5.7L容器中,送往实验室分析。用气相色谱法GC分析部分油样就可获得油样脂肪族剖面。 为了解产出油的全部性能,还对试验控制井网中所选几口井的产出液的API重度、绝对粘度、水/油界面张力、水/气表面张力进行了测量。 油田试采方案实施期间,不仅分析了产出液中活细胞微生物,而且还监测了产出液中的氯离子、硬度、硝酸根离子、磷酸根离子、钾离子、硫酸根离子和硫离子。 四、结果 1,产油量 该项目使用M PPM技术已经连续地提高了原油采收率。依据这口井的产量递减曲线,增加的油量比开采油量多且超过了预计值。要指出的是过去增加的油量包括了增加的百分产油量。 到1996年末期,试验井网中15口生产井中的8口都对所注培养基呈现良好反应。相反,控制井网中却有两口生产井因没有工业产量被放弃了,另外还有5口井产油量持续自然递减。这一井网的其余生产井因附近控制注入井的注水量增加而呈现油产量递增的趋势。 在第一口试验注入井注培养基后的30个月内,控制井网中生产井的反应没有变化,而且试验井网中有一口生产井231井不仅没有呈现持续的良好反应势头,却呈现出异常反应,这说明要精确评价这口井的性能还需要很长时间。从积极一面来看,试验井网中对注培养基有良好反应的井又多了3口,尽管这被视作那一时期的异常反应。这些结果清晰说明注培养基确实可增加产油量。由此,决定将该方案推广应用于额外的6口注入井。这与先前阐述的情况一样。 在将注培养基方案推广应用于10口注入井的12个月内,19口生产井中的其中13口反应良好,其它两口井的反应证明它们也开始出现良好反应。213 1井的生产数据表明M PPM技术确实在这口井中发生了作用。正如所指出的那样,相对而言这种反应是在试验注入井注培养基后不久个月发生的,这正如示踪剂研究结果预测的那样发生得较早。在原来的控制井网中只有两口生产井没有受到口注培养基井的作用。3井持续自然递减, 2121 0.07P 0.4 21410.080.470.02P /P/ m/ 21417 1011 而312井因321注入井增加了注水量,油产量持续增加。 相反,油井原油的物性均未受注入培养基的影响。 2,产液中含有新采原油的证据 为确定储层产液中是否有新开采出的原油如先前水驱未波及到的原油,对该研究中所有生产井采出油的GC剖面进行了评价使用Varian3300单柱气相色谱法。由于在油藏开采期采出轻质、水溶性烃类物质较早,所以原油百分比浓度会随开采的时间下降。而新开采出的原油中的轻质组分百分比浓度却较高。收集GC数据始于1995年,而且在油田试采方案实施期一直持续这一工作。定量比较混合物不会有结果,这是因为采集和备样的许多分析步骤中不可能在每次分析时都采用同等量的原油。结果,如果样品中有新开采出的原油,则原油的轻质组分与重质组分比将会增大。 综上所述,这些数据表明13口井在原油生产期呈现出良好的反应。其中2口井从采油角度看表现出异常反应,1口井34162证明有新开采出的原油,而另1口2151则没有。其中的5口井根据增产油量没有呈现良好反应或异常反应,虽然定量看这几口井没有呈现良好反应迹象,但除1口井没有新开采出的原油外,其余4口表明有一定量的新开采出的原油。这说明,虽然没有充分证明出现了良好反应,但却有一定量的新开采原油以某种方式流入了这4口井的产出液中。1996年新钻的3口井的产量造成1口井251井产量数据出现了严重错误,因而无法做出有意义的评价。 通过对一些井的样品进行气体分析获得了又一个证据,证明新开采出的原油渗入产液。然而,分析的样品数量有限,没有找到微生物产气的证据即没有检测到CO2或H2。数据表明先前未波及储层区域中的气体造成了产气量的增加,这是因为它含有丙烷气的百分含量多于油田开采早期开采的气体的百分含量。 3,培养基在油藏中的分布情况 4个试验井网中的三个1、2和3生产井产出液中均发现了磷酸根离子,但在样品中却没有发现硝酸根离子被微生物群消耗掉或是与油藏中的物质发生反应的情况。 自开始注培养基后,最近2年又钻了3口井25、3和3井。这3口井岩心的、3、5段中的流体分别都含有硝酸根离子。5和 3井岩心的3段和段分别都发现了正磷酸盐离子。 ,微生物在油藏中迅速扩散的证据 由于这几口井都没有封隔器,故分析产液中微生物含量没有用。而且,由于多数微生物附着在地层上生长,所以产液中不含有微生物。1994年钻的第二口井的岩样表明虽利用人工电子显微镜技术检测到了少量微生物,但没有迹象说明它们在迅速扩散。1996年秋钻的这3口井的5段岩样,用人工法和电子显微术均检测到了大量活细胞。 尽管如此,仍有一组数据证明培养基是广泛分布的和/或微生物可在油藏中繁殖。这就是注培养基后的6个月统计的油田采出液中硫含量明显降低有效位数在0.05的情况。为抑制硫酸盐还原菌SRB和硫酸盐生成硫化物,油藏自身要有硝酸盐和硝酸盐还原菌的繁殖。硫化物的检测极限为0.02ppm,同时,受培养基添加剂的影响,氯离子、钾离子和硫酸根离子浓度及硬度均没有显著变化。 5,培养基注入井的性能要求 原来的4口试验注入井均没有出现较大的堵塞问题,即使在注培养基4345个月后也如此。这些试验注入井只是注入压力略有增大,注入量略有减少而已,而这很可能是微生物繁殖造成渗透性变化的结果。然而,在油田试采方案实施的最后12个月中,另外6口培养基注入井均没有出现注入压力或注水量方面的问题。 6,油田试采方案的综合性能 评价M PPM处理技术在油田应用中的综合性能时,必须要牢记直到1997年7月,油田20口注入井中只有4口注入了微生物。图2给出了1992年1月1998年8月油井的产液量。1994年5月1998年12月期间,产油总量为74700m347104bbl原油。根据1992年1月1994年4月期间的数据推测, 1994年5月1998年12月的油产量将只有49175m3 309104bbl。其中25000m316.1104bbl是增加的产油量,14563m39.2104bbl产自5口新钻井,其余11000m36.9104bbl的原油总量均将通过M PPM处理技术开采出来。 而且,1992年1月1994年4月产量的计算结果表明油田将达到油产量的经济极限238m3/月1500bbl/月,并将持续到2003年1月1日1998年1月1日起,假设油价已恢复并超过15/b bl。依据目前的产油量,预测油田的开采期限将延长60 3月,而且这还不包括连续向口试验注入井注培养基带来的其它任何良好反应。经预测该项目的增油总量将达636536。 22122114 22211 1 41710 009400m401040104bbl 图2 包括了新钻井产量的Nor th Blowthorn Cr eek 油田的总产量 五、讨论 本项目的目的是利用注入一定量培养基生成的微 生物和水淹通道采用的注入法来阻止流体在这些通道中流动,从而将注入水推入未波及通道,驱扫出原油 。 图3 用层内MPPM 提高油产量的MEOR 技术的机理 与大多数ME OR 技术相比,M PPM 技术在几方面有所不同。比如,目前的技术有一个显著特点就是它依靠的是层内微生物群落的活动而不是注入油藏微生物的繁殖。现已证实油藏中不仅有微生物,而且这些原生微生物群落还将受单一无机培养基如硝酸钾和磷酸二氢钠的影响。依靠油藏内微生物群落的优点是微生物已经遍布了整个油藏,而且水驱作用的区域中这些微生物可由培养基供给并繁殖。同时,当向油藏新的区域注水时,原有的微生物群落还会利用添加的这些培养基。 为帮助读者理解该技术是如何调整水驱剖面的,本文做出了如下解释微生物细胞平均约长μ, 直径0.5μm ,多数生长在基质上而不是自由漂浮在水中。二元裂变法可复制细菌,就是细菌的一个细胞可分成两个细胞。接着每个又依次分解成另外两个细胞等等。假定培养基要生长,这样附着在储层水通道壁上的细菌细胞就会开始重新复制,从而缩小通道孔。微生物分解的时间随其种类的不同、生长环境条件不同而不同。有些微生物在对数增长期每隔20min 便分解一次,而油藏中细菌的分解却需双倍时间。如果不按天数计算,则有可能长达数小时。因而,即使花费了双倍时间长达几天,在短期内注入水的流动也会出现明显变化。图3给出了依靠微生物繁殖的M PPM 技术。 从环境方面看,M PPM 技术的优点在于微生物不 会渗入周围环境。这一点尤其在有遗传工程微生物及发生溢流的地方或最终有可能渗漏到周围环境这些情况中非常重要。M PP M 中使用的培养基对环境无害。 M PPM 的一个最重要的特点是每增加一桶油其成本均相对较低。比如,在该项目中,硝酸钾的成本为U .S .35/45.4kg ,磷酸二氢钠为U .S .100/45.4kg ,糖浆U .S.67/387.5L 。以每周为基础,假设每天注水量为521m 3 3275bbl,这样按该项目12个 月的平均进度,其化学物质的成本也仅为U .S. 1400/周。当然,室内试验费用会有所不同,但该项目的这一费用平均仅为20工时/周。 最后,应该强调的是M PPM 技术不仅不危害环境,而且不论地质层组性能如何,均能在水驱开发油田中应用。 资料来源于美国SPE R eserv o ir Ev aluatio n Eng ineering 2002年2月 收稿日期 2002 05 07 1m