喬志學(xué)(中國石油大港油田分公司第三采油廠)
世界稠油資源極為豐富,稠油分布廣、儲量大、開采潛力大。但由于原油黏度高,油層滲流阻力大,使得原油從井底向井口流動的過程中,降壓脫氣和散熱降溫使得原油黏度進一步增大,影響原油的正常生產(chǎn)運行,開采難度巨大[1-3]。目前稠油熱采技術(shù)成本高,檢泵周期短,維護難度大,制約了稠油油藏的開發(fā)。隨著冷采技術(shù)的不斷應(yīng)用,氮氣降黏吞吐技術(shù)開始嶄露頭角[4-5];為此,在大港南部油田開展現(xiàn)場試驗,研究氮氣降黏吞吐效果,為稠油油藏開發(fā)提供了新的技術(shù)手段。
氮氣降黏吞吐技術(shù)是利用氮氣把降黏劑霧化帶至地層深部,通過降黏劑在多孔介質(zhì)中與原油相溶,原油發(fā)生觸變從而有效降低黏度,增強原油流動性;同時利用氮氣增加地層能量使原油更有效地實現(xiàn)返排,從而提高產(chǎn)量。氮氣降黏吞吐機理及設(shè)備如圖1和圖2所示。
圖2 氮氣降黏吞吐設(shè)備
低壓霧化油層處理技術(shù)即在低于地層破裂壓力條件下,利用高壓氣體(N2),通過霧化裝置把霧化劑溶液分散成微小液滴,伴隨氣體進入地層深部微孔隙和微裂隙或者原油中,達到溶蝕改造微孔隙、微裂縫或改變巖石潤濕性,改善滲流通道或降低原油黏度的目的。具體霧化現(xiàn)場試驗如圖3所示。
圖1 氮氣降黏吞吐機理
圖3 霧化過程現(xiàn)場試驗
選擇氮氣注入具有以下優(yōu)勢:溶解度小,容易在地層形成次生氣頂;氮氣為非腐蝕性的惰性氣體;受礦化度影響很小,能解決注水困難或水敏性油藏的很多問題;氣源廣,可以就地取材,不需要有管道輸送,現(xiàn)有的制氮、分離、注入技術(shù)和設(shè)備能夠完全滿足需要;有利于增加地層能量且成本低,氮氣壓縮系數(shù)比氣頂氣、煙道氣和CO2的都大,可以防止大氣污染。不同氣體在120℃、55MPa下的溶解能力、壓縮因子及體積換算見表1。
表1 不同氣體在120℃、55MPa下的溶解能力、壓縮因子及體積換算
氮氣降黏吞吐技術(shù)適用范圍主要包括以下幾方面:
1)儲量要求:儲量落實,具備一定的物質(zhì)基礎(chǔ),剩余油富集[6-8]。
2)油藏條件要求:有效厚度5m以上[9-10],無明顯的邊底水突破。
3)含水要求:小于95%。
4)原油黏度要求:儲層條件下保證有流動性。
5)地層能量要求:冷采有一定的地層能量。
6)油井類型:水平井、直斜井均可,井況完好,套漏井必須封堵試壓合格,有套損的不選。
7)適用于邊底水普通稠油,淺薄層特稠油、多輪次吞吐后低效稠油,及套損無法注汽井、近井地帶堵塞稠油井等。
圖4 32MPa不同注氣量周期累產(chǎn)油及對比
圖5 31MPa不同注氣量周期累產(chǎn)油及對比
通過大港南部王官屯油田先導(dǎo)試驗井施工情況可以得出:
1)注氣壓力小于32MPa,周期采油量隨注氣量增加而增大,但大于40×104m3后增油幅度減小。32MPa不同注氣量周期累產(chǎn)油及對比見圖4。
2)注氣壓力31MPa,周期采油量隨注氣量增加而增大,但大于50×104m3后增油幅度減小。
通過現(xiàn)場試驗確定注氣壓力31MPa,注氣量40×104m3,嚴格控制注氣壓力及注氣量,保證注氣效果。31MPa不同注氣量周期累產(chǎn)油及對比見圖5。
在大港南部王官屯油田2口油井上開展了氮氣吞吐試驗,效果顯著,初期日增油7.56t。截至目前,累計增油1472t,累計創(chuàng)效1240余萬元;同時氮氣吞吐前2口井采用電加熱器生產(chǎn),日節(jié)電480kWh,年累計節(jié)電效益為15.4萬元。現(xiàn)場試驗效果統(tǒng)計見表2。
氮氣降黏吞吐技術(shù)實現(xiàn)了稠油冷采,不需要應(yīng)用電加熱器及倒地下伴熱水生產(chǎn),降低了管理難度及生產(chǎn)護理成本及員工的工作強度,產(chǎn)生了一定的社會效益。
表2 現(xiàn)場試驗效果統(tǒng)計
稠油油藏氮氣綜合增產(chǎn)技術(shù)能夠有效提高地層能量,提高原油流度,提高開發(fā)效果,目前,累計增油1472t,累計創(chuàng)效1240余萬元;日節(jié)電480kWh,節(jié)電子效益15.4萬元,在降低生產(chǎn)成本及員工的勞動強度的同時,也對同類油藏開發(fā)具有一定的借鑒與指導(dǎo)作用。