深層中低滲超稠油油藏試采技術研究

1、第23卷第4期勝利油田職工大學學報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研究劉冬青1，鄒斌2，王善堂2（1. 長江大學，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和試采難度，通過開展儲層滲透率保持技術，提高儲層滲透率、防止壓開底水的壓裂防砂技術，熱復合化學方法提高試采效果技術，超臨界壓力注汽配套工藝等方面的技術研究，突破試采工藝技術瓶頸，解決了深層中低滲超稠油油藏的試

2、采難題。關鍵詞：深層；中低滲；超稠油；防膨；壓裂防砂；超臨界中圖分類號：TE353. 4文獻標識碼：A 文章編號：1008-8083（2009）04-0018-03一、引言勝利油區(qū)未動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-極強水敏感性，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場要求，室內通過保持（提高）儲層滲透率、熱復合化學方法及超臨界壓力注汽配套等方面的研究，實現了勝利油田深層中低滲超稠油油藏的試采動用。二、室內研究圖1XFP 的靜態(tài)防膨效果1. 儲層滲透率保持技術研究勝利油田稠油油藏多數為砂巖儲層，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。室內合成了可用于中低滲儲層的聚季銨鹽類有機陽離子聚合物，并通過復配制得耐高溫長效防膨劑XFP ，通過靜態(tài)實驗和巖心流動實驗對其防膨效果進行了評價。（1）靜態(tài)實驗室內使用鈣蒙脫土進行防膨靜態(tài)實驗。靜態(tài)防膨率按公式（1）計算：（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）巖心流動實驗V 1-防膨劑溶液中鈣蒙脫土的體積，ml ；巖心流動實驗能較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。巖心流動實驗主要通過考察巖心滲透率的變化實驗分別考察了常溫下、300處理72h 、350處理12h 情況來評價防膨劑的防膨效果。具體實驗方法是：先將真實三種情況下，XFP 的靜態(tài)防膨率和耐水洗性能。實驗結果見巖心進行洗油，制成25×100mm 的標準巖心，將巖心抽真圖1和圖2。實驗結果表明，XFP 防膨劑在1%的濃度以上就空，飽和標準鹽水，

5、用標準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劑的水敏預防效果。常溫巖心流動實驗結果見表1。高溫巖心流動實驗方法和常溫相似，常溫下飽和標準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250零干度蒸汽驅掃巖心，確定防膨效果。實驗結果見表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XFP 的防膨效果表2XFP 高溫

6、防膨實驗結果2. 防止壓開底水的壓裂防砂技術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到很好的試采效果。需要通過壓裂裂縫參數及壓裂材料的優(yōu)化和控制底水壓裂改造工藝技術研究，達到提高儲層滲透率、防止壓開底水的目的。（1）壓裂參數優(yōu)化要通過壓裂形成的裂縫導流能力必須大于儲層本身的地層系數，一般要求大于地層系數的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 。通過對比計算不同支撐半縫長下的穩(wěn)定產量變化，優(yōu)化出支撐半縫長為30-40m ，裂縫導流能力1.5-2.5

7、m 2.m ，施工時盡可能形成端部脫砂，提高裂縫導流能力。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。鄭370井優(yōu)化的施工參數如下：施工排量>1.5m3/min，前置液百分數15.0%，平均砂比4050%，最高砂比6070%。同時結合油藏特征、垂向應力剖面的大小進行裂縫縫高評價，確定最佳施工參數。（2）壓裂液的優(yōu)選壓裂液對有效裂縫長度、裂縫導流能力以及施工作業(yè)費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，達到了306312mPa.s ，殘渣降低到了3%以下，目前已形成了成熟的水基壓裂液配方，在國內各油氣田儲層改造中得到了較為廣泛的應用。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流能力。由于稠油油藏水敏性強的特征，實驗室利用鄭370井的巖心對兩種壓裂液體系進行了傷害性評價，并對兩種壓裂液體系的界面張力進行了對比。實驗結果表明，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，對支撐裂縫的導流能力低60%以上?，F場實踐證明VES 壓裂液的性能要強于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入儲層后發(fā)生了較大的傷害，而鄭370井施工后產液量為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力要求，通過分層應力剖面計算鄭370塊閉合應力20-30M Pa ，對比不同類型的支撐劑在不同閉合壓力下的導流能力和滲透率表明0.4-0.8mm 陶粒的導流能力及滲透率均明顯大于0.45-0.9mm 石英砂；另一方面，考慮非達西流動影響，具有較小系數的支撐劑材料可以更好的提高壓后的產能，蘭州砂系數0.036，而陶粒支撐劑系數在0.0005-0.00

10、3左右，采用陶粒支撐劑可以起到更好的增產和穩(wěn)產效果，因此應選擇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對于下有水層的中低滲稠油儲層進行壓裂改造，應首先利用前期小型壓裂測試分析，評價壓裂濾失系數、閉合壓力等參數，為加砂壓裂提供參考。然后通過人工改變應力分布控制縫高即垂向轉向控縫技術有效控制縫高的下延，確保不壓開底水層。該項技術可參考相關文獻。3. 熱復合化學方法提高試采效果相關文獻表明，在熱采過程中添加化學劑以及氮氣、二氧化碳等氣體148能夠取得顯著效果。實驗室內利用蒸汽驅線性模型和羅9試1真實油樣進行了單管驅油實驗，薄膜實驗擴展劑選用勝利油田采油院研制的S-

11、6系列膜擴展劑，設計了幾種不同的伴注方式，具體實驗結果見圖3。圖3不同蒸汽伴注方式驅替效率對比實驗結果表明，蒸汽驅后采用蒸汽伴注的方式可有效提高驅替效率，延長生產周期；蒸汽伴注N 2和CO 2見效快，但蒸汽伴注薄膜擴展劑最終驅替效率更高；蒸汽薄膜擴展能夠達到更好的驅替效果，管式劑CO 2的熱復合化學方法，模型驅替效率超過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研究主要通過超臨界壓力注汽隔熱油管優(yōu)化設計、超臨界井下封隔器及補償器優(yōu)化設計，超臨界注汽井筒流動與傳熱精細描述以及超臨界壓力注汽參數優(yōu)化研究，配套完善了超臨界壓力注汽工藝，具體可參考相關文獻。該項技術在

12、勝利油田樂安草104等區(qū)塊實施已超過4井次，取得了不錯的應用效果。草104×31注汽壓力最高達到24.8M Pa ，最高溫度388，投產后平均日液8.5t ，綜合含水55%。三、結論及建議1. 對于中低滲超稠油油藏不推薦采用冷采的開發(fā)方式。以現有的冷采工藝技術，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)，（下轉第62頁）192. 污水處理自動化監(jiān)控系統(tǒng)的內容（1）液位監(jiān)測、報警及控制集水池：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，根據前后液位差自動控制格柵的啟停。儲水池：液位監(jiān)測并遠傳至中控室，進行高、低液位報警，反洗泵組自配

13、電控柜。配水井：液位監(jiān)測并遠傳至中控室，進行高液位報警。曝氣生物濾池：單格濾池的液位監(jiān)測并遠傳至中控室，進行高液位報警。（2）壓力監(jiān)測、遠傳及控制提升泵出水：泵組的出水總管上設壓力變送器，現場顯示并遠傳至中控室。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）的進水管上安裝氣動調節(jié)閥，根據對應單格濾池壓力值的變化調節(jié)閥門不同的開啟度，最終達到流量在整個過濾過程中的恒定，從而滿足每格濾池的進水量的均衡。濾池曝氣系統(tǒng)：12臺曝氣風機均接至濾池就地控制柜，監(jiān)測各自出口壓力，并將此壓力遠傳至中控室。濾池氣洗系統(tǒng)：在氣洗風機組的總出管上設壓力變送器，將壓

14、力信號遠傳至中控室。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壓力變送器，將壓力信號遠傳至中控室。（3）流量監(jiān)測及遠傳（4）在線檢測分析及遠傳出廠水水質在線檢測分析：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，并將監(jiān)測結果遠傳至中控室。（5）濾池反洗控制濾池反洗參數：時間，并設置壓力報警提示反洗。其中，時間控制方式是按運行經驗靠人工設定反洗周期；壓力報警方式是當濾池下部壓力值當達到設定標準值時在中控室發(fā)出報警，由人工判斷是否進行反洗。反洗過程的自動控制：由PLC 對曝氣風機、閥

15、門、反洗泵和反洗風機進行自動啟停控制。3. 系統(tǒng)的特點（1）可靠性采用PC+可編程控制器系統(tǒng)，即可進行通過上位機自動控制，又可以通過現場的公共控制柜進行半自動控制，還可以通過現場的就地控制柜進行手動控制，一旦總線出現故障，各構筑物和UBAF 單元本身可獨立繼續(xù)工作，不影響生產。（2）適用性污水處理自動控制有別于其他控制系統(tǒng)，它需要對大量泵、鼓風機和刮泥機、曝氣池和污泥消化池內的攪拌器閥門、等機械設備及沉淀池和消化池進、排泥量進行控制，因此污水處理廠需要自動控制的開關量多，它們常常要根據一定時間或邏輯順序定時開/停，一定要選擇精確耐用的硬件設備來配合整個控制系統(tǒng)。四、結束語新的自動控制系統(tǒng)在勝利

16、油田沙營污水處理廠投入運行后，實現了污水處理工藝的自動控制，提高了污水處理的效率和效果，同時降低了能耗，取得了良好的經濟效益與社會效益。參考文獻：1鄭俊，吳浩汀，程寒飛. 曝氣生物濾池污水處理新技術及工程師例M. 北京：化學工業(yè)出版社，2002.2章衛(wèi)國，揚向忠. 模糊控制理論與應用M. 西安：西北工業(yè)大學出版社，1999.（責任編輯周永紅）!地層條件等諸（上接第19頁）這當然還要取決于油品性質、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措施。由于水敏往往是制約油藏開發(fā)的主要因素，因此，當泥質含量大于5%（或巖心水敏指數超過50%）時，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，常溫時可采用無機鉀鹽作為防膨劑；若要長效防膨或是準備注蒸汽熱采，建議選用長效防膨劑，如XFP ?，F場使用時，可依據儲層水敏性程度的強弱適當提高或降低使用濃度。3. 對于中低滲超稠油油藏，蒸汽薄膜擴展劑CO2的注入方式能夠最大限度的提高驅油效率，現場實施時建議采用前置注入CO2和伴蒸汽注入薄膜擴展劑的方式。薄膜擴展劑推薦使用S-6，S-6適應性強，能夠達到較低的油水界面張力水平，現場用量一般不小于設計注汽量的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。只有當采取降低注汽壓力工藝，亞臨界注汽設備仍不能滿足注汽條件時，才考慮選用超臨界注汽。參考文獻:1郭萬奎，廖廣志，邵振波. 注氣提高采收率技術M. 北京:石油工業(yè)出版社，2003.2郝永卯，薄啟煒，陳月明.CO2驅油實驗研究J.石油勘探與開發(fā)，2005，32(2：110-112.3李孟濤，張浩.CO 2驅油化學機理實驗研究J.化學與生物工程，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