注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果.doc

文章编号1000-2634200203-0046-04 注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果Ξ 王嘉淮1,李允2 1.新疆石油管理局采油工艺研究院,新疆克拉玛依834000;2.西南石油学院 摘要蒸汽吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少,周期含水升高,油气比下降,开采效益变差。注氮气是改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果的有效途径,其主要增产机理是增加蒸汽波及体积,补充驱动能量,进一步降低残余油饱和度和提高回采水率。模拟研究表明,在吞吐后期宜采取先注氮气、后注蒸汽的注入方式,并且存在一个优化的周期注氮量。 关键词稠油油藏;蒸汽吞吐;注氮气;数值模拟 中图分类号TE357.7 文献标识码A 引 言 注蒸汽是开采稠油的有效技术。我国除了克拉玛依九1九5区已转入大规模蒸汽驱外,大部分稠油区块都采取蒸汽吞吐方式开发。蒸汽吞吐的特点是采油速度快,油气比较高,适用性广,但蒸汽波及范围有限,总体上属于衰竭式开采。吞吐后期随着地层能量枯竭和井筒周围含油饱和度减少,周期含水升高,油气比下降,开采效益变差。当达到周期极限油气比后,要么转为蒸汽驱,要么采取措施延长经济开采周期,否则只能废弃。 根据国内外专家们的研究,蒸汽吞吐采出程度一般低于25,可见在蒸汽吞吐后期仍有进一步提高采收率的物质基础。 本文对注氮气开采稠油机理进行了分析,介绍了国内外注非凝结气改善蒸汽吞吐效果的典型实例,并结合一个典型油田的数值模拟结果对注氮方式和周期注氮量进行考察。 1 注氮气开采稠油机理分析 稠油油藏大多埋藏较浅,地层压力低,且原油组成以重质组分为主,注入甲烷、二氧化碳或氮气后难以达到混相驱替,因此主要为非混相驱替作用机理。通常认为蒸汽吞吐或蒸汽驱过程中加入少量气体在理想情况下可使稠油最终采收率提高1020,如果注入气量过大,则可能适得其反。 注非冷凝气采油的基本机理主要为原油溶解气体后体积膨胀、油相粘度降低和补充地层能量以及溶解气驱作用。在蒸汽吞吐中注入非冷凝气还有另外两种增产机理,即扩大蒸汽波及体积和进一步降低残余油饱和度。 一般情况下,氮气在重油中的溶解度很低。Svrcele和Mehrotra[1]的实验结果显示,在 6.02 MPa、33.9℃条件下,N2在Athabasca 沥青中的溶解度仅为3.28cm3/cm3;温度对N2在稠油中的溶解度影响较小,而压力的影响较大图1。由于溶解度低,因此氮气对原油粘度和膨胀率的影响较小。随着压力增加,饱和N2的沥青粘度降低程度不显著图2。Petersen指出,在油藏条件下,重油饱和N2后的膨胀率小于2[2]。 图1 N2在特稠油中的溶解度 第24卷 第3期 西南石油学院学报 Vol.24 No.3 2002年 6月 Journal of S outhwest Petroleum Institute J un 2002 Ξ收稿日期2001-09-13 作者简介王嘉淮1957-,男汉族,四川眉山人,总工程师,教授级高工,在读博士,主要从事采油工程和稠油热采技术方面的研究工作。 图2 饱和N2的特稠油粘度变化 虽然如此,在注蒸汽的同时注入氮气依然可以起到显著增产作用,其主要的增产机理是扩大蒸汽波及体积,补充驱动能量和降低残余油饱和度。王嘉淮等人[3]的模拟研究表明,蒸汽吞吐时注入适量天然气可增大加热半径,维持更高的地层压力。大量研究已证实气相饱和度的存在能够减少水驱残余油饱和度。 2 注非凝结气改善蒸汽吞吐效果实例 2.1 Tia J uana油田蒸汽/天然气吞吐试验 委内瑞拉Tia J uana油田蒸汽/天然气吞吐试验区选择L S JΟ1196A井进行先导试验,先注入4800 m3蒸汽,接着注入141.6103m3天然气。作为对比,该井周围还有3口井也同时进行蒸汽吞吐,平均注汽量为4637m3。在365天的生产周期内,L S JΟ1196A井累积产油10922m3,油气比2.3,而相邻3口只注蒸汽井平均产油4494m3,平均油气比0.969。无论是产油量还是油气比,前者均比后者高出2倍以上。主要增产机理为注蒸汽后注天然气提高了油井附近地层压力,扩大了加热区域。此外,气体混相和驱替也可能对改善生产效果有贡献。 2.2 巴黎谷空气/蒸汽吞吐试验 Husky石油公司曾在加里福尼亚巴黎谷油田20号和3号两口井上进行空气/蒸汽吞吐试验。注入步骤为⑴从油管注蒸汽一周;⑵从环空注蒸汽同时从油管注空气,时间约10d;⑶持续注47d蒸汽。示踪剂测井表明,空气主要进入油层下部,而蒸汽主要进入油层中上部。20号井第三周期和第五周期注入空气/蒸汽,与只注蒸汽的第二周期和第四周期相比,产油量分别增加92和86。3号井第七周期注空气后比前一周期增产77。通过模拟研究,认为增产机理包括气体的捕集、对井筒附近已加热原油的气驱作用、推动热量进入粘度更高的上部层段和提高地层压力。 2.3 克拉玛依九6区氮气/蒸汽吞吐试验 该油藏属浅层特稠油油藏。从1995年到1997年在该区16口不同蒸汽吞吐轮次的井上进行了氮气/蒸汽吞吐试验,注氮方式分别为混注和段塞式。截止1997年9月,除1口井无效外其井均见到显著增产效果,累积增产油量4158t,油气比提高0.16以上。注氮后生产动态显现以下特点 ⑴油井生产时率显著提高,由注氮前的32.3增加到注氮后78.8; ⑵周期产油、油气比、回采水率大幅度提高,措施井注氮前一周期平均周期产油362t,注氮气后周期产油达580t,油气比提高0.050.37,回采水率提高12141; ⑶油层吸汽剖面得到改善,表现为注汽压力明显高于未注氮井; ⑷与同期只注蒸汽井相比,氮气/蒸汽吞吐井生产效果大大优于前者。 3 氮气/蒸汽吞吐模拟研究 室内研究和现场试验都已证实注蒸汽过程中添加适量非凝结气有助于改善开采效果。但是,现场试验基本上都是在蒸汽吞吐开采初期到第六周期以前的井上进行的。对于已接近常规蒸汽吞吐末期的稠油油藏,注氮气是否还有效,经济性如何,这些问题尚需进一步研究。为此,以某典型稠油油藏为例,运用油藏数值模拟技术对蒸汽吞吐后期注氮气的潜力进行考察,如表1所示。 表1 典型稠油油藏油层模型 层 号 厚度 /m 孔隙度 渗透率/ 10-3μm2 含 油 饱和度 1 2.7 0.23819760.73 20.4 0.080800.73 313.5 0.24724570.73 4 2.1 0.080800.45 510.4 0.23016470.73 60.6 0.080800.45 7 1.2 0.1705160.73 3.1 模型建立 为便于研究,采用了RΟZ径向模型,网格系统为107,分层厚度和孔隙度、渗透率、含油饱和度数据见表2。为使模型更有代表性,对该油藏单井吞 74 第3期 王嘉淮等 注氮气改善稠油蒸汽吞吐后期开采效果 吐动态进行了历史拟合,到第10周期,累积产油拟合误差-2.0,累积产水拟合误差为4.19。 表2 氮气/蒸汽吞吐模拟结果 运算方案第8周期第9周期第10周期第11周期第12周期 基本方案产油/t 油气比 1025 0.3767 804 0.2971 701 0.2968 620 0.2625 574 0.2430 方案1产油/t 油气比 1063 0.3907 846 0.3132 741 0.3154 658 0.2786 618 0.2616 方案2产油/t 油气比 1071 0.3936 832 0.3080 754 0.3192 674 0.2853 616 0.2608 方案3产油/t 油气比 1220 0.4484 1101 0.3743 885 0.3747 801 0.3391 745 0.3154 方案4产油/t 油气比 1530 0.5623 1172 0.4339 1025 0.45340 943 0.3991 871 0.3688 3.2 模拟方案确定 下面给出注氮气模拟方案的工况参数。 基本方案只注蒸汽吞吐开采至12周期; 方案1第8周期开始注氮气,周期注氮量2104m3,注入顺序为先注蒸汽接着注氮气;方案2第8周期开始注氮气,周期注氮量2104m3,注入顺序为先注氮气接着注蒸汽; 方案3与方案2类似,周期注氮量4104m3; 方案4与方案2类似,周期注氮量8104m3。 3.3 模拟结果讨论 表2给出了上述模拟方案的周期产油量和油气比,注氮气后周期产油量和周期油气比均有提高。如果仅注蒸汽吞吐,根据[4]提出的蒸汽吞吐结束时极限油气比标准,则到第11周期后就应停止蒸汽吞吐开采。如果每周期在注蒸汽的同时注入40000 m3以上的氮气,那么即使12周期以后仍然能在经济极限油气比之上生产。从模拟结果看,若要在蒸汽吞吐后期通过注入氮气提高开采效果,周期注氮量必须达到一定规模,在模拟中需达到40000m3以上,方案1和方案2虽有一定效果,但增产幅度太小。方案2注氮气五个周期的平均周期增油才44.2t,而方案3和方案4分别达到187.6t和363 t。从三种方案周期增产油量和单位体积氮气增产率变化规律,单纯从增产油量看,注气量越大增产越多,但考虑单位氮气量的增产率,每周期40000m3效果更好。另外,从经济方面来对比,方案2、方案3和方案4的投入产出比分别是1∶1.836、1∶3.853和1∶3.728,可见存在一个优化的周期注氮量。 比较方案1和方案2的结果,似乎先注氮气后注蒸汽的增产效果稍好,这与以前的一些研究结论相反。究其原因可能有两点,一是经过多轮蒸汽吞吐后加热半径已近极限,注少量氮气不足以使加热区进一步扩大,二是后注氮气情况下周期生产初期首先产出大量气体,不能充分利用气体能量驱替地层流体,因而回采水率相对低一些,例如方案1注氮气五个周期内的回采水率为80.47,而方案2达到84.76。 蒸汽吞吐后期注氮气的主要增产机理是什么图3是模型中第四层到12周期结束时径向上含油饱和度分布。注氮气后的含油饱和度比未注氮气方案基本方案低2.1左右,而这部分孔隙恰恰被气体占据。从周期日产油量变化曲线见图4,两种方案初期相差不大,而在中后期注氮气方案的产油速度更高,原因是注气对地层能量的补充和驱替作用。由此,在蒸汽吞吐开采稠油后期向地层注入氮气的主要增产机理可归纳成三点⑴气相的存在进一步降低残余油饱和度,提高驱油效率;⑵补充地层能量和气驱作用;⑶提高回采水率,使作用于原油的有效热量增加 。 图3 油层饱和度对比 84西南石油学院学报 2002年 图4 产油速度比 图5给出了815周期氮气/蒸汽吞吐周期油气比预测结果,按0.26的经济极限周期油气比,注氮气后蒸汽吞吐开采期大约可延长至14周期 。 图5 氮气/蒸汽吞吐油气比 模拟研究证明在此类特稠油油藏实施氮气/蒸 汽吞吐是可行的。以往制约此项技术应用的主要因素是现场制氮设备和制氮费用高,制氮能力不能满足要求,而目前开发的中空纤维膜分离制氮注氮装置使制氮注氮成本大幅度降低,现场制氮注氮能力有较大提高。辽河油田中深稠油油藏注氮成本已降到0.88元/m 3,曙1Ο47Ο30井总共注入氮气11.7104m 3,D97块、D66块、D48块24口井的平均注氮气量也达到9.36104m 3。因此,无论在技术成熟度方面还是在经济效益方面,氮气/蒸汽吞吐作为各类稠油油藏蒸汽吞吐开采后期的主要调整措施都能满足油田的要求。 4 结 论 4.1 在蒸汽吞吐开采稠油后期向地层注入氮气其 主要增产机理是⑴气相的存在进一步降低残余油 饱和度,提高驱油效率;⑵补充地层能量和提供气驱作用;⑶提高回采水率, 增加作用于原油的有效热量。4.2 现场实例及数值模拟研究表明,注氮气是改善蒸汽吞吐后期开采效果的有效途径。此项技术适用于各种类型稠油油藏,在蒸汽吞吐开采的各个阶段均可采取注氮增产措施。4.3 注氮方式对增产效果有较大影响。在蒸汽吞吐后期,采用先注氮气、后注蒸汽的增产效果优于先注蒸汽、后注氮气或者氮气和蒸汽同时注入方式。4.4 从增产效果和经济效益考虑,对具体的油藏而言存在最佳的周期注氮量。从模拟结果看,若要在蒸汽吞吐后期通过注入氮气提高开采效果,周期注氮量必须达到一定规模。最佳周期注氮量可根据单位氮气量的增产率和投入产出比来确定。 参考文献 [1] Svrcek W Y ,Mehrotra A K.G as solubility ,viscosity and 2 density measurements for athabasca bitumen [J ].J Can Pet Tech ,J uly -August 198231-38. 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K ey Wordsheavy oil production;sand production;steam soaking IMPR OVE STEAM SOAKING PERANCE B Y IN2 JECTING NITR OGEN WAN G JiaΟhuaiOil Production Technology Inst.Xin2 jiang Branch,K elamayi Xinjiang834000,China,L I Yun. JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E, V OL.24,N O.3,46-49,2002IS S N1000-2634,IN CHI2 N ES E At the late stage of steam soaking,the reservoir pressure is low,so is the oil saturation within the wellbore area,while the water cut is high and the ratio of oil to gas low,which means the reservoir production get worse.Nitrogen injection is an ef2 fective way to improve oil recovery at late stage of steam soak2 ing,which increases the steam soaking volume and provides dis2 placement energy to reduce residual oil saturation and enhance recovery.The results from reservoir simulation indicated that it is reasonable to inject nitrogen first and then steam at late steam soaking,and there exists an optimum nitrogen volume in a in2 jection cycle. K ey Wordsheavy oil reservoir;steam soaking;injecting nitrogen;numerical simulation PR OFI LE CONTR OL TECHN OLOG Y FOR STEAM SOAK2 ING WE LL GR OUP DU Da2mingXingang Oil Ltd.,K elamayi Xinjiang 834000,ChinaZHOU Lin,L IAN GJ un,et al. JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.24, N O.3,50-53,2002IS S N1000-2634,IN CHIN ES E Steam soaking now is the primary to produce heavy oil.However,there exist two unfavour factors,which are uneven steam injection profile and channeling,to affect the perance of steam soaking.The longer the production histo2 ry extends,the more severe the channeling becomes.In such situation,it is difficult to enlarge the steam acting range to im2 prove heavy oil recovery.In this paper,based on study on the steam soaking situation of Block9heavy oil reservoir,K alamayi Oilfield,a newly developed high temperature GFDΟ98gel com2 binationhas been applied to several wells to control steam pro2file,which has made a hit. K ey Wordsheavy oil production;thermal recovery; steam soaking;profile control TECHNICA L STRATEG Y DISCUSSION FOR G ASΟCAP RESERV OIR DEVE LOPMENT WAN G YuS outhwest Petroleum Institute,Nanchong Sichuan637001,China,ZHON G Y iΟhua. JOU RNAL O F S OU T HW ES T PET ROL EU M IN S TI TU T E,V OL.24, N O.3,54-57,2002IS S N1000-2634,IN CHIN ES E There are a variety of development schemes that can be used to exploit gas2cap reservoir,and there are many factors to influence its production perance.According to the basic de2 velopment rules of gas2cap reservoir,based on the realfield data, we studied the reasonable development scheme,injection2pro2 duction ratio,recovery rate,oil rate of well adjacent to G OC and the optimum time to produce gas2cap gas.For the first time,the oil loss was calculated and discussed.As a result,a couple of development policy for gas2cap reservoir were present2 ed①The injection2production system should be improved and the gas and oil should produced evenly;②The oil in oil ring must be first produced,then the gas in gas2cap can be produced 4years later;③The oil well adjacent to G OC should be put in2 to production at a low rate;④The gas and oil should be pro2 duced simultaneously if the gas reserve in gas2cap is relatively larger than that of oil. K ey Wordsgas2cap reservoir;development policy;tech2 nical strategy OVERVIEW ON TECHN OLOG Y FOR PR OFI LE CONTR OL/ WATER SHUT OFF OF HIGH WATER CUT WE LL WU LinPetroleum Eprofile control;water shutoff; ⅣAbstract 2002