勝利油田三次采油

1、 勝利油田三次采油潛力評價勝利油田三次采油潛力評價及實施建議及實施建議 中國石油勘探開發(fā)研究院專家室中國石油勘探開發(fā)研究院專家室 2013年年06月月 目目 錄錄 一、國外三次采油技術發(fā)展現(xiàn)狀一、國外三次采油技術發(fā)展現(xiàn)狀 二、國內化學驅技術發(fā)展現(xiàn)狀二、國內化學驅技術發(fā)展現(xiàn)狀 三、對勝利油田三次采油發(fā)展的建議三、對勝利油田三次采油發(fā)展的建議 1、美國三次采油發(fā)展趨勢 80-90年代中期美國化學驅油技術有一個快速發(fā)展階段，年代中期美國化學驅油技術有一個快速發(fā)展階段， 隨著油階下降，化學隨著油階下降，化學驅項目幾乎停止；驅項目幾乎停止； 稠油熱采在美國三次采油中，一直保持較高水平；稠油熱采在美國三次

2、采油中，一直保持較高水平；CO2混相驅整體混相驅整體處于上升態(tài)勢。處于上升態(tài)勢。 美國美國EOREOR項目的變化情況項目的變化情況美國提高采收率產(chǎn)量變化圖（萬桶/日） 熱采注氣化學驅一、國外三次采油技術發(fā)展現(xiàn)狀一、國外三次采油技術發(fā)展現(xiàn)狀 美國能源部 統(tǒng)計三次采油發(fā)展數(shù)據(jù) 項目項目/年份年份 198 81990199219941996199820002002200420062008注蒸汽注蒸汽133137119109105928655464045火燒油層火燒油層 9 885875671212膠束膠束-聚合物驅聚合物驅 9 532聚合物驅聚合物驅1114244271110104401堿驅堿驅42

3、2111表活劑驅表活劑驅422111烴烴 氣驅氣驅2223251514116781313CO2 混相驅混相驅49525254606663667079100CO2 非混相非混相 驅驅84211011125氮氣驅氮氣驅9 97891044434煙道氣驅煙道氣驅232微生物驅微生物驅21112、美國化學驅油發(fā)展趨勢、美國化學驅油發(fā)展趨勢 高高濃度表活劑體系：濃度表活劑體系：上世紀上世紀90年代前后，美國開展了膠束年代前后，美國開展了膠束-聚合物驅試驗，表活劑濃度聚合物驅試驗，表活劑濃度達達2.5%以上，注入以上，注入0.10-0.18pV, 提高采收率提高采收率15-25% ，但注入成本較高；后以聚

4、合物驅為主，并隨油，但注入成本較高；后以聚合物驅為主，并隨油價降低項目逐年減少；價降低項目逐年減少； 低低濃度表活劑體系：濃度表活劑體系：80年代后研究了低濃度表活劑的強堿三元體系（年代后研究了低濃度表活劑的強堿三元體系（ASP），并進行了），并進行了礦場試驗，但沒有形成規(guī)模。礦場試驗，但沒有形成規(guī)模。 3、美國、美國CO2驅技術的發(fā)展驅技術的發(fā)展 年份年份 烴混相烴混相/非混相非混相項目項目/ 年產(chǎn)年產(chǎn) （萬（萬t） CO2混相混相項目項目/ 年產(chǎn)年產(chǎn) （萬（萬t） CO2非混相非混相 項目項目/ 年產(chǎn)年產(chǎn) （萬（萬t） 氮氣驅氮氣驅 項目項目/ 年產(chǎn)年產(chǎn) （萬（萬t） 氣驅合計氣驅合計 （

5、萬（萬t） 2000年年 6/649.2 63/977.2 1/0.34 4/76.61703.3 2002年年 7/502.1 66/1073 1/0.53 4/76.61652.2 2004年年 8/507.3 70/1232.4 1/14.1 4/76.61830.4 2006年年 13/504.7 79/1227.2 2/14.1 3/76.61822.6 2008年年 13/422.4 101/1253.1 5/48.7 4/102.71826.9 2010年年 13/422.9 103/1296.8 5/59.7 3/46.91826.3 2012年年 13/422.9 112/1

6、608.9 8/227.6 3/41.72301.1p美國氣驅項目統(tǒng)計（美國氣驅項目統(tǒng)計（2000-20122000-2012年）年） 以美國為代表的以美國為代表的CO2驅技術發(fā)展較快，年注入驅技術發(fā)展較快，年注入CO2量量384億方。占主導的是億方。占主導的是CO2混相驅，混相驅，2012年年產(chǎn)油達年年產(chǎn)油達1608.9萬噸。值得關注的是，由于萬噸。值得關注的是，由于CO2注入量突注入量突破破1.5PV，采收率可達，采收率可達30%以上，近年來以上，近年來CO2非混相驅也有較大的發(fā)展。非混相驅也有較大的發(fā)展。 3、美國、美國CO2驅技術的發(fā)展驅技術的發(fā)展 1）美國）美國CO2混相驅技術的規(guī)模

7、應用條件混相驅技術的規(guī)模應用條件 美國有較大規(guī)模的天然CO2礦資源，CO2用作提高采收率成本較低（20美元/噸）。有配套的CO2輸送管網(wǎng)，降低了運輸成本，可滿足多用戶使用。油藏混相條件好：原油為輕質原油，地下粘度一般為0.53mPas；油層埋深淺，地層溫度為50-60。 （3、美國、美國CO2混相驅技術的發(fā)展混相驅技術的發(fā)展 2）美國CO2混相驅的油藏分析統(tǒng)計統(tǒng)計77個項目，特低滲透項目個項目，特低滲透項目56個，占個，占72%，CO2混相驅以低滲、特低滲油藏為主混相驅以低滲、特低滲油藏為主;統(tǒng)計統(tǒng)計100個項目，一次采油轉個項目，一次采油轉CO2驅驅16項，水驅開發(fā)轉項，水驅開發(fā)轉CO2驅驅

8、60項，其他項，其他24項。水驅項。水驅后再轉入后再轉入CO2混相驅為主要方式。混相驅為主要方式。美國低滲透油藏CO2CO2驅項目統(tǒng)計州名州名項目數(shù)項目數(shù)特低滲特低滲項目數(shù)項目數(shù)油藏參數(shù)油藏參數(shù)KT德克薩斯德克薩斯5743510-210.4-1.897-125懷俄明懷俄明93107-101180密歇根密歇根880.1-1003-70.8100猶他猶他21100 93.3 10065 40 69.7 62.5 68 82.8 75 10085 15 58.1 57.9 60.1 68 62 703000045 24.3 35.3 30.5 35.5 68 50.6 29.465 19.8 29

9、25 28 58 48 15.285 16.3 21.9 17.2 24 50 36.8 14.910000045 20.8 28.7 23.1 23.8 43 28 難溶難溶65 14 22.8 18.2 19.4 40 2285 9.5 15.5 12.5 13.8 32 16.5分子量（萬）分子量（萬）2070 2630 2238 2247 20312250 1.01.083.383.385.585.588.388.31001001001001001001001001001001001000.5h0.5h有有1.01.00 00 00 066.766.772.272.270.870.86

10、6.766.772.272.270.870.8h h有有0.50.535.735.724.824.840.440.457.157.165.865.859.659.671.471.485.185.180.780.7表外層表外層0 00 00 00 033.333.334.034.0合計合計28.628.638.138.162.262.245.745.763.863.884.384.365.765.779.879.892.792.7濃度為600-800mg/ L的型聚表劑適用于薄差油層 低含水穩(wěn)定期長低含水穩(wěn)定期長含水（%）水驅后聚表劑驅中心井含水圖38個月，1PV42個月，0.68PV PTPT

11、區(qū)中心井含水下降了區(qū)中心井含水下降了14.6%14.6%，杏五中中心井含水下降了，杏五中中心井含水下降了23.4%23.4%，但低，但低含水穩(wěn)定比較長。含水穩(wěn)定比較長。 中區(qū)西部中區(qū)西部ptpt區(qū)聚表劑驅現(xiàn)場試驗階段提高采收率區(qū)聚表劑驅現(xiàn)場試驗階段提高采收率23.823.8個百分點個百分點 試驗區(qū)試驗區(qū)9 9口采出井全部見效，含水最大下降幅度口采出井全部見效，含水最大下降幅度9.49.4百分點，百分點， 中心采出井在注入聚表劑中心采出井在注入聚表劑0.23PV0.23PV時含水下降到最低時含水下降到最低82.5%82.5%，下降，下降17.417.4個百分點個百分點 ；中心；中心井聚表劑驅階段

12、累計增油井聚表劑驅階段累計增油4464t4464t。 階段提高采收率階段提高采收率23.823.8個百分點，預測最終提高采收率個百分點，預測最終提高采收率26%26%以上注入體積以上注入體積 中心井區(qū)開采曲線中心井區(qū)開采曲線 含水(%)階段采出程度(%)注入體積（注入體積（PVPV）聚表劑乳化能力評價聚表劑乳化能力評價采出液中采出液中聚表劑聚表劑濃度較低，在地濃度較低，在地層中滯留量大，表明層中滯留量大，表明聚表劑乳化能聚表劑乳化能力較強，力較強，對地層高滲帶調剖、堵封對地層高滲帶調剖、堵封有效期長，這是優(yōu)勢；有效期長，這是優(yōu)勢； 帶來的不足是部分井區(qū)采液指帶來的不足是部分井區(qū)采液指數(shù)降幅偏大

13、，最大在數(shù)降幅偏大，最大在70%70%左右，需壓左右，需壓裂增效。通過調整配方體系該問題裂增效。通過調整配方體系該問題已解決。已解決。 采聚濃度(mg/L) 用量（mg/LPV） 水驅后聚表劑驅中心井采聚濃度圖水驅后聚表劑驅中心井采聚濃度圖采液指數(shù)（t/dmMPa）用量（mg/LPV） 水驅后聚表劑驅中心井產(chǎn)液指數(shù)圖水驅后聚表劑驅中心井產(chǎn)液指數(shù)圖 油壓變化柱狀圖油壓變化柱狀圖 （3）現(xiàn)場應用情況）現(xiàn)場應用情況 吸水剖面得到有效調整吸水剖面得到有效調整 至至2009.12.312009.12.31注入干粉注入干粉511t511t，平均注入濃度，平均注入濃度1604mg/L1604mg/L，第一段

14、塞已注入第一段塞已注入0.066PV0.066PV，完成第一段塞的，完成第一段塞的66%66%。 注入油壓由注入油壓由7.1MPa上升到上升到9.3MPa，平均上升，平均上升 2.2MPa，壓力均已超過注壓力均已超過注聚同期壓力，反映體系良好調剖能力。聚同期壓力，反映體系良好調剖能力。 強吸水層吸水量明顯降低，層內吸水變得相對均衡。強吸水層吸水量明顯降低，層內吸水變得相對均衡。 勝利孤島聚驅后聚表劑驅勝利孤島聚驅后聚表劑驅 2 2、聚聚表劑驅油體系表劑驅油體系（3）現(xiàn)場應用情況）現(xiàn)場應用情況 勝利孤島聚驅后聚表劑勝利孤島聚驅后聚表劑 驅驅 注入注入56天后見效，含水由天后見效，含水由98.3下

15、降到下降到72.2，降幅，降幅26.1；日產(chǎn)油；日產(chǎn)油由由2.0t/d上升到上升到20t/d， 已見效已見效240天，凈增油天，凈增油2300t。 8 /3 0 /0 89 /2 9 /0 81 0 /2 9 /0 81 1 /2 8 /0 81 2 /2 8 /0 81 /2 7 /0 92 /2 6 /0 93 /2 8 /0 94 /2 7 /0 95 /2 7 /0 96 /2 6 /0 97 /2 6 /0 98 /2 5 /0 99 /2 4 /0 91 0 /2 4 /0 91 1 /2 3 /0 96 08 01 0 0含水02 04 0日油能力01 0 02 0 0日液能力0

16、2 04 0生產(chǎn)時間02 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 41 0 91 0 41 1 61 1 71 1 11 1 21 1 01 1 21 2 31 3 01 3 71 2 31 2 87 99 11 0 08 79 75 08 17 78 97 2011121121221123333231 11 31 71 91 61 31 091 11 41 51 11 41 81 31 99 9 .39 9 .29 8 .49 8 .99 9 .29 8 .49 8 .79 8 .89 7 .59 7

17、 .79 7 .79 8 .28 8 .48 2 .68 2 .18 3 .48 7 .69 1 .08 8 .98 0 .98 1 .97 8 .97 4 .6中心井中心井22-610開發(fā)曲線開發(fā)曲線(2009.12.31) 2 2、聚聚表劑驅油體系表劑驅油體系（3）現(xiàn)場應用情況）現(xiàn)場應用情況 孤島東區(qū)稠油蒸汽吞吐聚表劑降粘試驗孤島東區(qū)稠油蒸汽吞吐聚表劑降粘試驗 該地區(qū)原油粘度該地區(qū)原油粘度11602-32833mpa.s，屬特稠油。，屬特稠油。 試驗區(qū)選用新型功能型表活劑為降粘劑，耐溫試驗區(qū)選用新型功能型表活劑為降粘劑，耐溫200以上，體系濃度以上，體系濃度1.5%，室，室內評價降粘率內評

18、價降粘率84% 選擇選擇2口試驗對比井：口試驗對比井： 2-38425井注入蒸汽井注入蒸汽3000噸。噸。 4J33井先注入降粘劑井先注入降粘劑1000m3（15噸干粉），再注入噸干粉），再注入 3000噸蒸汽。噸蒸汽。 燜井后開井生產(chǎn)，燜井后開井生產(chǎn)， 2-38425井周期產(chǎn)油井周期產(chǎn)油366噸，噸， 4J33井周期產(chǎn)油井周期產(chǎn)油1207噸，增油效果十噸，增油效果十分明顯。分明顯。 哈薩克斯坦哈薩克斯坦KBM油田聚表劑深度調驅試驗油田聚表劑深度調驅試驗 2 2、聚聚表劑驅油體系表劑驅油體系（3）現(xiàn)場應用情況）現(xiàn)場應用情況 試驗區(qū)是常規(guī)稠油疏松砂巖油藏，原油粘度試驗區(qū)是常規(guī)稠油疏松砂巖油藏，原油粘度350400mpa.s，礦化度，礦化度4-70000mgl，采出程度采出程度24.1%，含水，含水98.1%，處于，處于“大孔道大孔道”無效注水狀態(tài)。無效注水狀態(tài)。 試驗區(qū)采用試驗區(qū)采用4注注10采井網(wǎng)，采井網(wǎng)，2009年年12月選用吸附乳化性能優(yōu)良調驅體系開始注入，體月選用吸附乳化性能優(yōu)良調驅體系開始注入，體系濃度系濃度1.5%、粘度、粘度6.62mpa.s，累