深層中低滲超稠油油藏試采技術(shù)研究

1、第23卷第4期勝利油田職工大學(xué)學(xué)報(bào)Vol. 23No. 42009年8月JOURNAL OF SHENGLI OIL FIELD STAFF UNIVERSITYAug. 2009深層中低滲超稠油油藏試采技術(shù)研究劉冬青1，鄒斌2，王善堂2（1. 長江大學(xué)，湖北荊州434000；2. 中國石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東東營257000）摘要：針對勝利油田深層中低滲超稠油油藏的油藏特點(diǎn)和試采難度，通過開展儲層滲透率保持技術(shù)，提高儲層滲透率、防止壓開底水的壓裂防砂技術(shù)，熱復(fù)合化學(xué)方法提高試采效果技術(shù)，超臨界壓力注汽配套工藝等方面的技術(shù)研究，突破試采工藝技術(shù)瓶頸，解決了深層中低滲超稠油油藏的試

2、采難題。關(guān)鍵詞：深層；中低滲；超稠油；防膨；壓裂防砂；超臨界中圖分類號：TE353. 4文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1008-8083（2009）04-0018-03一、引言勝利油區(qū)未動(dòng)用稠油儲量主要以中深層特超稠油油藏及中低滲特超稠油油藏為主，其中原油粘度超過10×104mPa ·s 的特超稠油儲量5108×104t ，占未動(dòng)用稠油儲量的38%，主要分布在坨826、單113、鄭411、草西南、鄭370及羅家-墾西等區(qū)塊，鄭370塊具有強(qiáng)-極強(qiáng)水敏感性，平均滲透率只有23.6×10-3m 2，羅家-墾西地區(qū)沙四段平均孔隙度只有17.9%，平均滲透率只有19

3、9.5×10-3m 2。常規(guī)試油方法已不能滿足現(xiàn)場要求，室內(nèi)通過保持（提高）儲層滲透率、熱復(fù)合化學(xué)方法及超臨界壓力注汽配套等方面的研究，實(shí)現(xiàn)了勝利油田深層中低滲超稠油油藏的試采動(dòng)用。二、室內(nèi)研究圖1XFP 的靜態(tài)防膨效果1. 儲層滲透率保持技術(shù)研究勝利油田稠油油藏多數(shù)為砂巖儲層，儲層中的粘土礦物與外來流體發(fā)生水敏是造成儲層滲透率大幅度下降的主要原因。室內(nèi)合成了可用于中低滲儲層的聚季銨鹽類有機(jī)陽離子聚合物，并通過復(fù)配制得耐高溫長效防膨劑XFP ，通過靜態(tài)實(shí)驗(yàn)和巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)對其防膨效果進(jìn)行了評價(jià)。（1）靜態(tài)實(shí)驗(yàn)室內(nèi)使用鈣蒙脫土進(jìn)行防膨靜態(tài)實(shí)驗(yàn)。靜態(tài)防膨率按公式（1）計(jì)算：（1）式中F-防

4、膨率；圖2XFP （300處理72h ）的耐水洗效果V 0-煤油中鈣蒙脫土的體積，ml ；（2）巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)V 1-防膨劑溶液中鈣蒙脫土的體積，ml ；巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)?zāi)茌^全面地反映防膨劑對水敏性地層的V 2-蒸餾水中鈣蒙脫土的體積，ml 。作用效果。巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)主要通過考察巖心滲透率的變化實(shí)驗(yàn)分別考察了常溫下、300處理72h 、350處理12h 情況來評價(jià)防膨劑的防膨效果。具體實(shí)驗(yàn)方法是：先將真實(shí)三種情況下，XFP 的靜態(tài)防膨率和耐水洗性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見巖心進(jìn)行洗油，制成25×100mm 的標(biāo)準(zhǔn)巖心，將巖心抽真圖1和圖2。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，XFP 防膨劑在1%的濃度以上就空，飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水，

5、用標(biāo)準(zhǔn)鹽水測初始液相滲透率，向未發(fā)生具有很好的防膨效果和耐水洗效果。水敏的巖心中注入防膨劑，再用蒸餾水驅(qū)掃巖心，考察防膨收稿日期：2008-12-26作者簡介：劉冬青(1979-，男，山東菏澤人，長江大學(xué)石油與天然氣工程專業(yè)2007級工程碩士研究生。18劑的水敏預(yù)防效果。常溫巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。高溫巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)方法和常溫相似，常溫下飽和標(biāo)準(zhǔn)鹽水后測試初始滲透率，接著注入防膨劑，然后在250條件下恒溫2h ，再用250零干度蒸汽驅(qū)掃巖心，確定防膨效果。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。XFP 在高溫條件下使粘土礦物發(fā)生了改性，分子晶間距變小，因此具有更好的防膨效果。表1常溫時(shí)XFP 的防膨效果表2XFP 高溫

6、防膨?qū)嶒?yàn)結(jié)果2. 防止壓開底水的壓裂防砂技術(shù)對于平均滲透率過低的稠油油藏，如鄭370塊，單純采取防膨措施還不能達(dá)到很好的試采效果。需要通過壓裂裂縫參數(shù)及壓裂材料的優(yōu)化和控制底水壓裂改造工藝技術(shù)研究，達(dá)到提高儲層滲透率、防止壓開底水的目的。（1）壓裂參數(shù)優(yōu)化要通過壓裂形成的裂縫導(dǎo)流能力必須大于儲層本身的地層系數(shù)，一般要求大于地層系數(shù)的10倍以上。以鄭370井為例，該井壓裂層段1388.0-1403.0m ，地層測試有效滲透率119×10-3m 2，地層原油粘度29000mPa.s 。通過對比計(jì)算不同支撐半縫長下的穩(wěn)定產(chǎn)量變化，優(yōu)化出支撐半縫長為30-40m ，裂縫導(dǎo)流能力1.5-2.5

7、m 2.m ，施工時(shí)盡可能形成端部脫砂，提高裂縫導(dǎo)流能力。稠油壓裂由于地層原油粘度高，壓裂過程中壓裂液地層濾失遠(yuǎn)低于稀油壓裂。壓裂要求盡量以最少的壓裂液形成需“兩低一高”即低要的支撐裂縫，以減少對地層的傷害，采用排量、低前置液量、高砂比造寬短裂縫壓裂技術(shù)。鄭370井優(yōu)化的施工參數(shù)如下：施工排量>1.5m3/min，前置液百分?jǐn)?shù)15.0%，平均砂比4050%，最高砂比6070%。同時(shí)結(jié)合油藏特征、垂向應(yīng)力剖面的大小進(jìn)行裂縫縫高評價(jià)，確定最佳施工參數(shù)。（2）壓裂液的優(yōu)選壓裂液對有效裂縫長度、裂縫導(dǎo)流能力以及施工作業(yè)費(fèi)用等有著顯著的影響，目前壓裂改造工作液主要分為HPG 和VES 壓裂液。改性

8、羥丙基瓜膠壓裂液，改性后粘度比原粉提高了10%左右，達(dá)到了306312mPa.s ，殘?jiān)档偷搅?%以下，目前已形成了成熟的水基壓裂液配方，在國內(nèi)各油氣田儲層改造中得到了較為廣泛的應(yīng)用。而VES 清潔壓裂液的開發(fā)主要解決了壓后殘留固相污染問題，最大限度保持壓裂支撐劑的導(dǎo)流能力。由于稠油油藏水敏性強(qiáng)的特征，實(shí)驗(yàn)室利用鄭370井的巖心對兩種壓裂液體系進(jìn)行了傷害性評價(jià)，并對兩種壓裂液體系的界面張力進(jìn)行了對比。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，VES 清潔壓裂液對地層的傷害要比HPG 壓裂液低50%以上，界面張力低9.17倍，對支撐裂縫的導(dǎo)流能力低60%以上?，F(xiàn)場實(shí)踐證明VES 壓裂液的性能要強(qiáng)于HPG ，如坨822井采

9、用HPG 水基壓裂液改造后，入井液量為150m 3, 壓后返排液僅為1.62m3, 較低的返排率表明壓裂液進(jìn)入儲層后發(fā)生了較大的傷害，而鄭370井施工后產(chǎn)液量為22.0m3/d,返排率大于30%。（3）壓裂支撐劑優(yōu)化支撐劑的優(yōu)化首先需要滿足儲層閉合應(yīng)力要求，通過分層應(yīng)力剖面計(jì)算鄭370塊閉合應(yīng)力20-30M Pa ，對比不同類型的支撐劑在不同閉合壓力下的導(dǎo)流能力和滲透率表明0.4-0.8mm 陶粒的導(dǎo)流能力及滲透率均明顯大于0.45-0.9mm 石英砂；另一方面，考慮非達(dá)西流動(dòng)影響，具有較小系數(shù)的支撐劑材料可以更好的提高壓后的產(chǎn)能，蘭州砂系數(shù)0.036，而陶粒支撐劑系數(shù)在0.0005-0.00

10、3左右，采用陶粒支撐劑可以起到更好的增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)效果，因此應(yīng)選擇0.45-0.9mm 陶粒作為壓裂充填支撐劑。（4）控制底水壓裂改造工藝技術(shù)對于下有水層的中低滲稠油儲層進(jìn)行壓裂改造，應(yīng)首先利用前期小型壓裂測試分析，評價(jià)壓裂濾失系數(shù)、閉合壓力等參數(shù)，為加砂壓裂提供參考。然后通過人工改變應(yīng)力分布控制縫高即垂向轉(zhuǎn)向控縫技術(shù)有效控制縫高的下延，確保不壓開底水層。該項(xiàng)技術(shù)可參考相關(guān)文獻(xiàn)。3. 熱復(fù)合化學(xué)方法提高試采效果相關(guān)文獻(xiàn)表明，在熱采過程中添加化學(xué)劑以及氮?dú)?、二氧化碳等氣體148能夠取得顯著效果。實(shí)驗(yàn)室內(nèi)利用蒸汽驅(qū)線性模型和羅9試1真實(shí)油樣進(jìn)行了單管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，薄膜實(shí)驗(yàn)擴(kuò)展劑選用勝利油田采油院研制的S-

11、6系列膜擴(kuò)展劑，設(shè)計(jì)了幾種不同的伴注方式，具體實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。圖3不同蒸汽伴注方式驅(qū)替效率對比實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，蒸汽驅(qū)后采用蒸汽伴注的方式可有效提高驅(qū)替效率，延長生產(chǎn)周期；蒸汽伴注N 2和CO 2見效快，但蒸汽伴注薄膜擴(kuò)展劑最終驅(qū)替效率更高；蒸汽薄膜擴(kuò)展能夠達(dá)到更好的驅(qū)替效果，管式劑CO 2的熱復(fù)合化學(xué)方法，模型驅(qū)替效率超過90。目前勝利油田稠油區(qū)塊大多采用此種方式。4. 超臨界壓力注汽配套工藝技術(shù)研究主要通過超臨界壓力注汽隔熱油管優(yōu)化設(shè)計(jì)、超臨界井下封隔器及補(bǔ)償器優(yōu)化設(shè)計(jì)，超臨界注汽井筒流動(dòng)與傳熱精細(xì)描述以及超臨界壓力注汽參數(shù)優(yōu)化研究，配套完善了超臨界壓力注汽工藝，具體可參考相關(guān)文獻(xiàn)。該項(xiàng)技術(shù)在

12、勝利油田樂安草104等區(qū)塊實(shí)施已超過4井次，取得了不錯(cuò)的應(yīng)用效果。草104×31注汽壓力最高達(dá)到24.8M Pa ，最高溫度388，投產(chǎn)后平均日液8.5t ，綜合含水55%。三、結(jié)論及建議1. 對于中低滲超稠油油藏不推薦采用冷采的開發(fā)方式。以現(xiàn)有的冷采工藝技術(shù)，地層溫度下，粘度大于25000mPa.s 的稠油油藏就不再適宜冷采開發(fā)，（下轉(zhuǎn)第62頁）192. 污水處理自動(dòng)化監(jiān)控系統(tǒng)的內(nèi)容（1）液位監(jiān)測、報(bào)警及控制集水池：格柵前后液位監(jiān)測，柵前液位傳至中控室，柵后液位傳至提升泵組自配電控柜，根據(jù)前后液位差自動(dòng)控制格柵的啟停。儲水池：液位監(jiān)測并遠(yuǎn)傳至中控室，進(jìn)行高、低液位報(bào)警，反洗泵組自配

13、電控柜。配水井：液位監(jiān)測并遠(yuǎn)傳至中控室，進(jìn)行高液位報(bào)警。曝氣生物濾池：單格濾池的液位監(jiān)測并遠(yuǎn)傳至中控室，進(jìn)行高液位報(bào)警。（2）壓力監(jiān)測、遠(yuǎn)傳及控制提升泵出水：泵組的出水總管上設(shè)壓力變送器，現(xiàn)場顯示并遠(yuǎn)傳至中控室。生物濾池：在每格濾池的底部安裝壓力變送器，將濾層底部壓力信號傳至PLC ，另外一級濾池（CN 池）的進(jìn)水管上安裝氣動(dòng)調(diào)節(jié)閥，根據(jù)對應(yīng)單格濾池壓力值的變化調(diào)節(jié)閥門不同的開啟度，最終達(dá)到流量在整個(gè)過濾過程中的恒定，從而滿足每格濾池的進(jìn)水量的均衡。濾池曝氣系統(tǒng)：12臺曝氣風(fēng)機(jī)均接至濾池就地控制柜，監(jiān)測各自出口壓力，并將此壓力遠(yuǎn)傳至中控室。濾池氣洗系統(tǒng)：在氣洗風(fēng)機(jī)組的總出管上設(shè)壓力變送器，將壓

14、力信號遠(yuǎn)傳至中控室。濾池反洗泵出水：反洗水泵組的出水總管和曝氣器反洗水泵的出水管上各設(shè)壓力變送器，將壓力信號遠(yuǎn)傳至中控室。（3）流量監(jiān)測及遠(yuǎn)傳（4）在線檢測分析及遠(yuǎn)傳出廠水水質(zhì)在線檢測分析：儲水池上安裝懸浮固體/濁度在線分析儀、COD 在線分析儀及NH3-N 在線分析儀，分別分析出廠水的懸浮物含量、COD 、NH3-N 指標(biāo)，并將監(jiān)測結(jié)果遠(yuǎn)傳至中控室。（5）濾池反洗控制濾池反洗參數(shù)：時(shí)間，并設(shè)置壓力報(bào)警提示反洗。其中，時(shí)間控制方式是按運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)靠人工設(shè)定反洗周期；壓力報(bào)警方式是當(dāng)濾池下部壓力值當(dāng)達(dá)到設(shè)定標(biāo)準(zhǔn)值時(shí)在中控室發(fā)出報(bào)警，由人工判斷是否進(jìn)行反洗。反洗過程的自動(dòng)控制：由PLC 對曝氣風(fēng)機(jī)、閥

15、門、反洗泵和反洗風(fēng)機(jī)進(jìn)行自動(dòng)啟?？刂?。3. 系統(tǒng)的特點(diǎn)（1）可靠性采用PC+可編程控制器系統(tǒng)，即可進(jìn)行通過上位機(jī)自動(dòng)控制，又可以通過現(xiàn)場的公共控制柜進(jìn)行半自動(dòng)控制，還可以通過現(xiàn)場的就地控制柜進(jìn)行手動(dòng)控制，一旦總線出現(xiàn)故障，各構(gòu)筑物和UBAF 單元本身可獨(dú)立繼續(xù)工作，不影響生產(chǎn)。（2）適用性污水處理自動(dòng)控制有別于其他控制系統(tǒng)，它需要對大量泵、鼓風(fēng)機(jī)和刮泥機(jī)、曝氣池和污泥消化池內(nèi)的攪拌器閥門、等機(jī)械設(shè)備及沉淀池和消化池進(jìn)、排泥量進(jìn)行控制，因此污水處理廠需要自動(dòng)控制的開關(guān)量多，它們常常要根據(jù)一定時(shí)間或邏輯順序定時(shí)開/停，一定要選擇精確耐用的硬件設(shè)備來配合整個(gè)控制系統(tǒng)。四、結(jié)束語新的自動(dòng)控制系統(tǒng)在勝利

16、油田沙營污水處理廠投入運(yùn)行后，實(shí)現(xiàn)了污水處理工藝的自動(dòng)控制，提高了污水處理的效率和效果，同時(shí)降低了能耗，取得了良好的經(jīng)濟(jì)效益與社會效益。參考文獻(xiàn)：1鄭俊，吳浩汀，程寒飛. 曝氣生物濾池污水處理新技術(shù)及工程師例M. 北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2002.2章衛(wèi)國，揚(yáng)向忠. 模糊控制理論與應(yīng)用M. 西安：西北工業(yè)大學(xué)出版社，1999.（責(zé)任編輯周永紅）!地層條件等諸（上接第19頁）這當(dāng)然還要取決于油品性質(zhì)、多其它因素的影響。2. 敏感性油藏注汽前必須做好油層保護(hù)措施。由于水敏往往是制約油藏開發(fā)的主要因素，因此，當(dāng)泥質(zhì)含量大于5%（或巖心水敏指數(shù)超過50%）時(shí)，就必須采取必要的防膨措施。若出于成本考慮，并

17、對防膨有效期要求不長，常溫時(shí)可采用無機(jī)鉀鹽作為防膨劑；若要長效防膨或是準(zhǔn)備注蒸汽熱采，建議選用長效防膨劑，如XFP ?，F(xiàn)場使用時(shí)，可依據(jù)儲層水敏性程度的強(qiáng)弱適當(dāng)提高或降低使用濃度。3. 對于中低滲超稠油油藏，蒸汽薄膜擴(kuò)展劑CO2的注入方式能夠最大限度的提高驅(qū)油效率，現(xiàn)場實(shí)施時(shí)建議采用前置注入CO2和伴蒸汽注入薄膜擴(kuò)展劑的方式。薄膜擴(kuò)展劑推薦使用S-6，S-6適應(yīng)性強(qiáng)，能夠達(dá)到較低的油水界面張力水平，現(xiàn)場用量一般不小于設(shè)計(jì)注汽量的1%，使用方式為全程伴注。4. 對于中低滲透的特超稠油油藏，如果采取降低壓力注汽配套工藝后，能夠進(jìn)行注汽，則在滿足注汽的前提下，盡量以較低的壓力注汽。只有當(dāng)采取降低注汽壓力工藝，亞臨界注汽設(shè)備仍不能滿足注汽條件時(shí)，才考慮選用超臨界注汽。參考文獻(xiàn):1郭萬奎，廖廣志，邵振波. 注氣提高采收率技術(shù)M. 北京:石油工業(yè)出版社，2003.2郝永卯，薄啟煒，陳月明.CO2驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究J.石油勘探與開發(fā)，2005，32(2：110-112.3李孟濤，張浩.CO 2驅(qū)油化學(xué)機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究J.化學(xué)與生物工程，2005(9：7-9.4付美龍，張鼎業(yè).CO2在遼河油田杜84塊超稠油中的溶解性研究J.鉆采工藝