稠油多元热流体开采工艺研究与应用.doc

内部资料注意保密胜利油田2023年开发技术座谈会交流材料 稠油多元热流体开采工艺研究与应用孤岛采油厂2023年1月稠油多元热流体开采工艺研究与应用编写：韩 鹏初审：陈 辉审核：付继彤孤岛采油厂2023年1月一、多元热流体现场应用现状稠油多元热流体开采工艺技术自八十年代开始在国内外进行研究实验并取得了一定的效果。国内辽河、大庆、新疆、中海油等油田进行了矿场实验应用。多元热流体是一种由水蒸气、氮气、二氧化碳组成的高温高压混合气体，多元热流体可以提高燃烧热量运用率，增长油层能量，大幅度减少原油粘度。辽河油田冷43块进行了四个井组（反九点）多井次热流体单井吞吐（驱）实验，并取得了较好增油效果。设备累计运营超过9000小时，累计注入400万方以上。大庆油田黑帝庙稠油试采公司在浅层稠油油藏进行热流体单井吞吐（驱）实验，记录四十口单井的吞吐结果，单井单轮次平均增油500吨，最高1300吨；同时对黑帝庙油藏多轮次吞吐的三个井组进行多元热流体驱实验，累计已注入多元热流体200万方。中海油2023年2月13日完毕B28h井热流体实验，开井后日产油量峰值128吨，日平均产油60多方，截止至2023年5月31日，累计生产470天，产液量34052.91方，累计产油量21949.19方。综上所述，多元热流体提高稠油油藏开发效果国内各大油田均开展了现场应用，取得了一定的实行效果。目前孤岛油田稠油油藏重要以蒸汽吞吐开采为主，在吞吐开采过程中，重要存在以下三方面问题：1、大部分稠油油藏已进入多轮次吞吐开发后期，随着吞吐轮次的增长，地层能量下降，含水升高，单纯的蒸汽吞吐效果越来越差。2、高压注汽锅炉燃烧热效率较低，注入蒸汽热量运用率低。3、高压注汽锅炉排放烟气温度高达200，热量损失大，同时烟气排放导致环境污染。二稠油多元热流体开采工艺研究（一）多元热流体对稠油作用机理研究1、多元热流体对稠油物性影响研究运用高温PVT装置开展了CO2、N2对稠油高压物性影响研究，从其同稠油互相作用角度揭示其改善热采开发效果的主导机理。从CO2、N2、CO2N2对孤北1平1稠油作用结果可以看出，三种气体的溶解度随压力的增长而增大，随温度减少而增大。其中CO2的溶解度最大， CO2N2次之，N2则最小。实验结果也表白，当注入气体达成饱和时稠油粘度随温度压力增长而减少，温度和压力对粘度都有着两方面截然不同的影响，实验数据反映的是综合影响的结果。就温度而言，一方面温度升高能大幅度减少原油粘度，另一方面温度升高，气体溶解度变小，又会增长原油的粘度；同样，压力的影响也应如此，一方面压力升高使油样的粘度增大，另一方面压力升高会使气体溶解度增大，导致油样粘度减少。表1 N2、CO2在孤北1平1井油样中的溶解度和粘度数据溶解气温度压力MPa溶解度m3/(20，0.101MPa)粘度mPa.sN2：CO2（4:1）15014.013.443.713.012.744.212.012.144.611.011.445.310.010.645.98.08.846.70.5微1160012610014.018.318713.017.719112.017.119511.016.420110.015.42058.013.22120.5微4942、多元热流体提高驱替效率物模研究（1）实验方法参照中华人民共和国石油天然气行业标准中的“稠油油藏驱油效率的测定”(SY/ T 6315-1997)进行蒸汽驱实验。（2）实验设备及流程根据实验规定，设计了实验流程，重要涉及四个部分：蒸汽产生系统、保温系统、药剂注入系统和气体注入系统。实验流程示意图见图9。重要设备及其型号：蒸汽发生器：ZQ-1蒸汽发生器，最高输出蒸汽温度350，最大输出压力20MPa；恒温箱：BX-101型超级恒温器，工作范围在0300，精度为0.25级；压力表：工作范围0-0.4MPa，精度为0.1级；工作范围为016MPa以及025MPa，精度为0.4级；平流泵：LB-30平流泵，工作范围030ml/min，精度为0.1g，最大压力20MPa；天平：SB12023电子天平，工作范围512100g，精度0.1g；气体流量计：D08-8B/ZM流量积算仪，工作范围0.0510SLM，精度0.01 SLM，最大压力10MPa；填砂管：长度60cm，直径2.5cm，内截面积4.91cm2，最大承压32MPa。图9 蒸汽驱实验流程图（3）物模实验结果1）单管物模实验结果：蒸汽伴注气体可以明显提高稠油采收率，伴注CO2的效果优于N2。与氮气相比，CO2同稠油之间具有更良好的界面关系，具有更强的亲和力，蒸汽注入CO2可明显提高蒸汽的驱替效率，提高的幅度达30%，是原有单纯蒸汽驱替效率的2倍；氮气也可提高蒸汽驱替效率，提高的幅度只有10%左右，这重要是由于CO2同油相之间具有良好的界面特性，可显著减少残余油饱和度，氮气同稠油之间界面亲和力较差，这也是其提高蒸汽替效率限度较低的重要因素。图10 伴注CO2对驱油效率的影响曲线图11 伴注N2对驱油效率的影响曲线2）双管物模实验结果：进行纯蒸汽驱时，低渗岩心管对整体蒸汽驱替效率的奉献较低，只有8.2%，而高渗岩心管对蒸汽驱替效率的奉献率也只为21.8%；当伴注CO2进行驱替时，低渗岩心管对整体蒸汽驱替效率的奉献达成24.3%，而高渗岩心管对蒸汽驱替效率的奉献率也只为39.3%。对比发现，伴注CO2可以明显提高驱油效率，并且对低渗管的改善尤为突出，驱油效率提高将近2倍。图12 双管纯蒸汽驱油效率曲线图13 双管蒸汽+CO2驱油效率曲线通过以上室内研究发现多元热流体重要有以下几个作用：多元热流体可以大幅度减少稠油的粘度；多元热流体随压力增长溶解度明显增长；其中起重要奉献的是多元热流体中的CO2气体；物模实验结果表白蒸汽+CO2、蒸汽+N2驱油效率明显高于单纯热水驱，其中蒸汽+CO2提高驱油效率对奉献明显高于蒸汽+N2。（二）多元热流体现场注入工艺设计1、多元热流体注入管柱设计为保证隔热效果，采用114mm62mm 高真空隔热油管+加隔热衬套；注汽管柱结构为（自下而上）：测试总成+热敏封隔器+114mm62mm 高真空隔热油管至井口。图14 多元热流体注入管柱图2、多元热流体注入参数设计根据注多元热流体井筒热力参数数值模拟软件计算，拟定多元热流体注入参数。历史拟合：根据GDN5-604井油层数据建立了单井地质模型，对其生产情况进行了历史拟合，拟合结果见下表。拟合误差较小，生产趋势与实际情况相符。表2GDN5-604井生产拟合情况实际累油t拟合累油t拟合误差%实际累水t拟合累水t拟合误差%周期544755291.512574124241.2周期10159892.6708172011.7周期660165111.440678401891.2在拟合的基础上进行了注入参数优化，每日注入氮气22675Nm3/d、二氧化碳4000Nm3/d、水蒸汽50t/d，预测了注入天数0d50d，生产天数为1年的生产效果（周期产油量见图16），图15为注入天数每增注5d时的周期增油量。图15多元热流体注入天数对周期增油量的影响图16 多元热流体注入天数对周期产油量的影响从优化结果看，当注入天数由0d增长为5d时，周期增油量为654t，最大；由5d增长为10d时周期增油量为577t；由10d增长为15d时周期增油量仅为474t，因此拟定GDN5-604井最佳注入天数为10d左右。注入结束、焖井后的油层温度场、原油粘度场见图17图20。图17注入结束油层温度场图18注入结束原油粘度场图19焖井结束油层温度场图20焖井结束原油粘度场综合以上计算结果，拟定注多元热流体参数如下：速度：5t/h左右井口干度70%温度300左右焖井10天周期注入总量：氮气22.7万Nm3、二氧化碳4万Nm3、水蒸汽500t三稠油多元热流体开采现场应用效果自2023年开始在孤岛油田先后实行5口井（具体见注入参数表、效果表）。表3 多元热流体现场实验注入参数表序号井号周期数实行时间空气量（104Nm3）水量（t）压力（MPa）温度（）速度（kg/h）柴油（t）1GD2-24J533304.12-05.3264209-13270-330600-90021.82GD2-31N520405.4-05.52845010-12270-340600-90023.63GD2-31N520808.12-09.361.6100013-18260-340600-90055.94GDN5-604309.1131.550017-20290-3151200-150022.65GD2-25X529509.12.-10.131.150012-24270-290600-90022.7小计54.6178.228709-24270-340600-1500146.6表4 多元热流体现场实验效果表序号井号措施前一周期措施后一周期日液t/d日油t/d含水周期生产天数d周期产油t日液t/d日油t/d含水周期生产天数d周期产油t1GD2-24J53321.4481.3338133513.25.856.136621362GD2-31N52028871.4757618220.57.346.477457283GD2-31N52020.55.274.84562356本井无效。邻井有增油效果4GDN5-604476.486.31051675619.74.875.639619355GD2-25X52912.12.975.83911147无效小计525.85.379.4598.61777617.8 6.0 66.5 512.0 10834井例：1、GD2-24J533该井2023年2月投产,生产层位Ng53，有效厚度11.5米。2023年12月-2023年3月进行多元热流体吞吐实验（注入参数见表3）。该井措施后平均日增油1.8吨，含水下降25.2，延长生产周期28天，周期产油增长801吨，峰值时日增油16吨，见到了较好的效果。图21 GD2-24J533井生产曲线2、GD2-31N520该井1996年 1月投产，生产层位Ng53-Ng55，有效厚度7.8米。2023年4月-5月进行多元热流体吞吐实验（注入参数见表3）。该井开井正常生产6个月后，砂卡关井。该井开井后与上周期前6个月同期对比，平均日产油由11t/d上升到17.4t/d，含水由75.1下降到53.1，动液面由710m回升到412m，周期采油由1953t上升到2387t，增长434t。图22 GD2-31N520井生产曲线3、GDN5-604该井于2023年7月投产。生产层位Ng55-Ng56，有效厚度9.5米。为配合开展多元热流体实验，注气前由采油院设计实行配套防砂工艺（石英砂+多层覆膜砂+绕丝环填）。注气管柱由采油院设计并实行（测试总成+热敏封隔器+114mm62mm 高真空隔热管）。（1）多元热流体注入参数设计速度：5t/h左右井口干度70%温度300左右焖井10天注入总量：氮气22.7万Nm3、二氧化碳4万Nm3、水蒸汽500t（2）现场注入情况2023年11月15日至30日注入多元热流体，中间停注7次，重要是由于井口及注入管线腐蚀刺漏，另一方面是设备出现轻微故障。（注入参数见表3）。（3）现场作业情况焖井10天后起隔热管过程中发现隔热管从14根以下出现褐红色腐蚀，并且随深度增长腐蚀逐渐加重，隔热管丝扣有断裂情况、内衬破裂，大量腐蚀后产生的氧化铁。图23隔热管衬套破损图 图24 隔热管腐蚀后氧化铁图由于腐蚀限度逐渐加重，考虑到井下防砂管也许受损，决定打捞防砂管，在打捞过程中发现信号筛管下1根油管腐蚀严重断脱。小修打捞无效后交大修。2023年1月10日-25日大修，捞出所有绕丝管防砂管柱，发现绕丝由于腐蚀严重出现爆裂情况。图25 信筛下油管腐蚀图 图26 绕丝爆裂图（4）工程测井为贯彻套管受腐蚀状况，采用电磁探伤对该井进行工程测井，测井结果显示，套管多处腐蚀严重，且两处存在套漏情况。图27 电磁探伤图（5）生产情况GDN5-604开井后峰值日产油达10t/d，含水减少到67。有效期396天，周期采油1935t。图28 GDN5-604井生产曲线四.结论1、高温高压条件下多元热流体中的CO2、 N2更易溶于原油中，使原油粘度减少。2、多元热流体在高温、高速注入条件下对井下管柱的腐蚀严重，重要是氧化腐蚀、二氧化碳腐蚀。3、通过现场实验表白注入多元热流体可以提高稠油开发效果，在技术上可行的。4、现场实验存在的问题，如：燃料费用高，腐蚀严重，注入井口流程配套，现场参数的调控等，该技术仍需要进一步地进一步优化研究。涉及（1）合用范围研究加强多元热流体开采工艺的作用机理及油藏适应性研究，开展多元热流体同注蒸汽热采组合工艺技术研究，扩大其合用的油藏类型及开发阶段。（2）开展多元热流体配套工艺研究，涉及燃料的优选、高温高压腐蚀性控制的工艺技术研究，进一步提高工艺的经济性。