【石油技术】稠油油藏蒸汽驱开发技术

发布时间:2018-10-11 20:58      

国外大型稠油油田经过蒸汽吞吐及蒸汽驱开采 ,采收率超过了 45 %~50 %。我国自 90 年代在四大稠油区相继开展蒸汽驱先导性试验 ,至今仍未取得突破性进展。

本文重点介绍了美国克恩河( Kervn) 油田蒸汽驱开发状况及成功做法、德士古( Texaco) 石油公司深层蒸汽驱开采技术。为国内蒸汽驱开发过程中的稠油层降压、注采参数的确定、注采井完井、蒸汽传输过程中的热损失控制、等干度分配、蒸汽窜调控、蒸汽驱监测、污水处理等技术提供了经验。

克恩河( Kervn) 油田蒸汽驱开发状况

克恩河( Kervn) 油田位于美国加利福尼亚圣华金谷东部 ,探明及动用含油面积 1 万英亩(约 4015km2) ,石油地质储量 35 亿桶(其中德士古公司占有20 亿桶约 312 ×108 t) ,是加洲第二大油田。油田构造简单 ,为一向西南倾斜的单斜构造 ,地层倾角 3°左右。油藏一般埋深 700 英尺(213 m) ,最深 1 200英尺(366 m) ,为沥青封堵的稠油油藏。油层纵向上发育9 个砂体 ,含油井段600 英尺(183 m) 。储层孔隙度 31 % ,渗透率 2~4μ m2 ,含油饱和度 55 %~65 % , 油 藏 有 活 跃 的 边 底 水 , 原 始 原 油 粘 度4 000 mPa·s,汽驱前原油粘度上升到 10 000 mPa·s。蒸汽驱条件下原油粘度 10~20 mPa·s。地层温度90 华氏度 ( 3212 ℃) , 原始地层压力为 400 psi(2175 MPa) , 目前地层压力 50 ~100 psi ( 0135 ~0169 MPa) 。

克恩河油田于 1898 年投入开发 ,至 1964 年为冷采开发阶段 ,采出程度仅为 6 %。1964~1971 年开始了注蒸汽试验。目前全面蒸汽驱开发(少数井蒸汽吞吐) 。油田共有油井 5 800 口 ,注蒸汽井 1600 口 ,日注蒸汽 32 万桶(511 ×104 t) ,日产油 10万桶(1159 ×104 t) ,日产水 80 万桶(12172 ×104 t) ,采油速度 1183 % , 采出程度 50 % , 综合含 水8819 %。原方案预计的采收率为 64 %~65 % ,

预计油田最终采收率可以达到 80 %。克恩河( Kervn) 油田蒸汽驱开发上主要采取了以下成功的做法:

a , 低压下转蒸汽驱。通过蒸汽吞吐工艺及大排量提液技术最大限度地降低油层压力。克恩河( Kervn) 油田吞吐后期主要采用气顶放气及提液降压。提液主要包括深抽提液(主要方法有抽油泵深下、大泵提液 ,尽可能增大生产压差 ,充分解放油层) 、提高油层供液能力(根据油井资料判断有无堵塞 ,解堵方法主要有吞吐解堵、清洗炮眼等) ,将地层压力降到 20~30 psi (0114~012 MPa) 时转入蒸汽驱。

b , 蒸汽锅炉集中供热和热电联供保证井下较高的蒸汽干度。四座供热站向全油田 1 600 口注汽井提供蒸汽。两组热电联供站(分别为 15 台 23 t炉子和5 台23 t 炉子) 日供汽32 万桶(511 ×104 t) ,另有高效隔热技术和蒸汽干度控制 ,使注入地层的蒸汽干度达到了 90 %左右。

c , 合理井网、分层开采及有效的提液技术。油藏采用反九点法蒸汽驱井网 ,油井分层生产 ,蒸汽驱注入井自下而上逐层上返。油藏边部专门打了17 口井 ,使用井下电泵排液 ,控制边底水侵入。有效的提液措施使油藏边部的采注比达到了 310 ,油藏内部采注比为 112 左右。

d , 注汽井完井工艺技术。采用 7″或 9 ∀−″套管常规射孔完井 ,下部采用耐热水泥固井返至地面。注汽管柱采用 2 ∀−″的油管 ,下部用机械热力封隔器密封环空;相近的中途日落油田采用双管完井工艺 ,在9 ∀−″孔眼内同时下入两套 2 ∀−″的油管作为注汽管柱 ,采用耐热水泥及单向射孔 ,注汽前先对其中的一个管柱射孔 ,如管柱有问题则封堵后再对另一个管柱射孔注汽。

e , 优化井下采油管柱结构。油井均为机械采油井 ,油井管结构为:油管锚 + 抽油泵 + 2 ∀−″油管 ,便于减少冲程损失及防止管柱摆动影响泵效;抽油泵深下避免了气体及吞吐、汽驱等高温条件的影响 ,利于油层降压。

f , 蒸汽窜调控技术。针对汽驱过程的单向窜流 ,主要采用油井加长尾管排液及分层采油、注汽井降低注汽量、关汽窜井、未汽窜油井吞吐引效及对油井、注汽井补孔等 ,以调整蒸汽的平面波及方向。g , 蒸汽前缘监测技术。主要采用中子测井(每 3 个月一次 ,测量不同半径范围内蒸汽量的多少) 、温度测井(每半年一次 ,监测温度场的分布及变化) 、饱和度测试(每年一次 ,监测不同区域内含油饱和度的分布状况) 等方法 ,判断蒸汽注入量的多少及蒸汽带的分布。

h , 计量站、联合站管理自动化。全油田5 800口生产井 ,1 600 口注汽井 ,177 座计量站和联合站的计量、化验、输油、脱水均由计算机控制 ,随时可以了解每口井、每个站的产油、产水和含水。计量站设备简单、自动化程度高。

i , 先进的污水处理工艺。工艺流程主要采用了气浮加药及过滤技术 ,即中转站来油进联合站大罐一次沉降 ,沉降下来的水经二次沉降、气浮加药、过滤后直接使用。克恩河油田日处理污水 80 万桶(12172 ×104 t) ,水质完全达到了灌溉标准。其中32 万桶(511 ×104 t ) 用于蒸汽驱的水源 ,48 万桶(7162 ×104 t) 卖给农场用于农田灌溉。

j , 高效精干的组织管理机构。克恩河油田年产原油 3 650 万桶(580.13 ×104 t) ,员工总人数仅为255 人 ,其中经理一人 ,副经理两人(分别主管工程和地质开发) ,人均管理井数达到了29 口(包括管理层) 。

深层稠油藏蒸汽驱开发技术

稠油油藏蒸汽驱开发必须在建立切合实际的油藏地质模型基础上编制合理的油藏工程方案 ,采取高效隔热措施 ,确保高干度蒸汽注入到油层 ,并强化提液技术 ,确保汽驱注采比大于 112 ,利于蒸汽腔的形成和扩散(图 1) 。结合德士古( Texaco) 公司等成

功汽驱开发油田的先进经验 ,深层稠油油藏先导试验区选择、稠油油藏降低地层压力、注汽过程热损失控制、等干度分配等方面应采取以下相关措施。

1 合理选择蒸汽驱先导试验区

蒸汽驱先导试验区的选择要综合考虑油藏地质背景、地层倾角、油层厚度、断层发育状况、泥岩夹层发育特点等。结合深层稠油油藏的实际 ,提出先导试验区的选择应遵循以下原则:一是试验区应有连续的泥岩隔层 ,尽可能减少目的层垂向上的蒸汽窜流;二是砂岩应较纯 ,厚度不宜过大;三是砂岩倾角不宜太大。

2  转驱时机及提液降压措施

a , 低压下转汽驱是形成蒸汽腔的关健。德士古( Texaco) 公司技术人员认为 1 600 m 深的稠油油藏在地层压力为 200Psi (114 MPa) 时 ,转汽驱开发较为有利。因为 ,高注汽压力的存在使形成的蒸汽腔太窄 ,蒸汽一到射孔层段损失一部分热量凝结成热水 ,且高压液体注入油藏亦导致指进现象。

b , 气顶稠油油藏的气顶气和油层应统一考虑。气顶放气是实现油层降压的重要途径。在生产井气层段射孔 ,加速气顶衰竭。但气顶衰竭会使原油游离上窜 ,通过井眼清洗、提高泵效可消除这一短期副作用。

c , 回收套管气。考虑伴生气的影响 ,安装单独的套管气回收系统 ,降低油井回压 ,回收的天然气经处理后用作注汽锅炉燃料。

d , 加深泵挂或大泵提液。即将泵置于射孔段底部或更低 ,进一步增大生产压差或使掺入的稀油与稠油在井底充分混和。但考虑到稠油胶结疏松、易出砂及抽油杆负荷重易断脱的影响 ,泵可下至射孔段顶部。在井况较好的油井(非先防井或无落物井) 可逐级下大泵降低井筒液面 ,提高油井产液量。

e , 采油井安装管柱固定锚 ,最佳位置为生产层段以上10 m 左右。减少套管伤害 ,控制管柱在抽油过程中的移动 ,提高泵效 ,有助于降低油藏压力以达到成功注汽所需的压力水平。

3 蒸汽传输过程中的热损失控制

a , 注汽锅炉出口安装汽水分离器 ,确保出口干度大于 90 % ;

b , 地面注汽管网采用硅酸钙隔热、密封胶带、金属铝薄片包装 ,热损失由一般的 10 %降低到 5 % ;

c , 注汽前排除注汽井环空 的减少 ,从而减少了散失到上覆岩层中的热量。虽然 SA GP 腔体中温度较低 ,预计残余油饱和度会较高 ,但通过延长驱替时间仍可获得最高采收率。蒸汽腔中平均残余油饱和度可用下式测算:

对于Lloydminster 油层的原油而言 ,蒸汽温度在160 ℃以上时 ,残余油饱和度低于 10 % ,且随温度变化很小 ,说明不必将储层加热到公认的 SA GD温度 ———超过 200 ℃,也能获得较高的采收率。

结   论

a , 采用 SA GD 方法可获得较高采收率和采油速度 ,而且没有天然气和锥进;对于好油层非常经济 ,对于差油层 ,则非常不经济。

b , 采用 SA GP 方法比采用 SA GD 方法采油更经济 ,残余油饱和度更低 ,采收率更高 ,采油速度更快。

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