热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究

石油学报

ACTAPETROLEISINICA

Vol.25 No.1

Jan. 2004

文章编号:0253O2697(2004)01O0057O05

热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究

袁士义 刘尚奇 张义堂 张世民 赵

1

1

1

2

1

(11中国石油勘探开发研究院 北京 100083; 21中国石油辽河油田分公司 辽宁盘锦124010)

摘要:利用物理模拟实验和油藏数值模拟技术,研究了稠油油藏蒸汽吞吐后期转热水添加氮气化学剂泡沫驱提高稠油采收率的开采机理;对合理工艺参数进行了优化,包括化学剂注入速度、注入浓度、气液比、注入方式及段塞大小等。在此基础上,针对辽河油田锦90块的油藏地质特点和开采现状,进行了开发指标预测,设计了先导试验方案。热水添加氮气化学剂驱油技术在矿场先导试验井组中已取得了较好的开采效果,单井组累积增油21378t。目前已扩大到9个井组进行试验,预计这种技术将成为此类稠油油藏蒸汽吞吐后期有效的接替方式。

关键词:提高采收率;稠油开发;热水驱;氮气;表面活性剂;油藏;数值模拟中图分类号:TE35714 文献标识码:A

Enhancingheavyoilrecoverywithhotwaterfloodingbyadding

nitrogenandsurfactant

YUANShi_yi1 LIUShang_qi1 ZHANGYi_tang1 ZHANGShi_min2 ZHAOGuo_ping1

(11ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,PetroChina,Beijing100083,China;

21LiaoheOilFieldCompany,PetroChina,Panjing124010,China)

Abstract:Theproductionmechanismforenhancingrecoveryofdepletedheavyoilreservoirwithhotwaterfloodingbyaddingnitrogenandsurfactantwasinvestigated.Theoperatingparameterswereoptimized,bymeansofnumericalsimulationandlaboratoryexperiment.Therea2sonableoperatingparametersincludehotwaterinjectionrate,surfactantconcentration,nitrogen_to_liquidratio,injectionschemeandthesizeofslug.Basedontheresultsoflaboratorytestandsimulation,therecoveryperformanceswerepredicted,accordingtotherelevantofreservoircharacteristicsanddevelopmentstatusofJ90Block.Afieldpilottestprojectwasdesignedandimplementedtoevaluatetheeffectivenessofhotwaterfloodingbyaddingnitrogenandsurfactant,aftersteamsimulationinareservoirwithanine_spotpatternatJ90BlockofLiaoheOilfield.Thepilottestshowedgoodrecoveryperformancesofthismethod.Currently,thefieldtesthasbeenextendedtoninepatterns.Itispredictedthatthistechnologymaybecomeaneffectiverecoveryprocessfollowingsteamstimulationforthistypeofheavyoilreservoirs.Keywords:enhancingoilrecovery;heavyoilrecovery;hotwaterflooding;nitrogen;surfactant;reservoir;numericalsimulation

我国稠油油藏在经历了20多年的蒸汽吞吐开发后,绝大多数的稠油区块已进入高轮次吞吐阶段,油层天然能量已明显不足,导致周期产油量减少、油气比降低、开采成本上升、经济效益变差。因此,进一步提高稠油采收率是目前稠油油藏开发中丞待解决的技术难题。在油层压力下降较大的条件下,必须向地层补充能量,将开发方式转为驱动式开采。蒸汽吞吐后转热水驱是一种简单易行的方式。但是,由于热水的驱油效率和波及效率都比较低,因此,在注水的同时加入氮气与表面活性剂,可以进一步改善开采效果,提高原油

采收率。

泡沫作为提高油藏原油采收率的流度控制剂在国内外已进行了大量的室内研究和现场试验[1~4]。这些研究主要集中在起泡剂的类型、起泡性能、热稳定性与降解性以及在油藏岩石的吸附等方面。随着化学剂成本的降低及氮气发生器设备的不断完善,泡沫剂在石油工业中得到了越来越多的应用。但泡沫驱用于稠油油藏蒸汽吞吐后期进一步提高原油采收率的现场应用实例尚不多见。

在大量室内实验和数值模拟研究取得成功的基础上,于1996年9月到1999年9月在辽河锦90断块

基金项目:中国石油天然气集团公司/九五0科技攻关项目(960504)部分成果。

作者简介:袁士义,男,1956年10月生,1986年毕业于法国巴黎居里大学/法国石油研究院,获博士学位,现为中国石油勘探开发研究院副院长,

教授级高工,博士生导师,长期从事油气田开发及提高原油采收率研究工作。E_mail:ysy@petrochina.com.cn

58 石 油 学 报 2004年 第25卷

19O141井组试验了热水驱添加氮气泡沫开采技术,取得了较好的效果。并于1999年9月开展了工业性扩大试验,先后有9个井组转入了热水添加泡沫驱开采,现已取得良好的开采效果。

当注水温度为80e时,在相同驱替倍数条件下,与水驱、水驱添加氮气相比,氮气泡沫驱的残余饱和度最低,驱油效率最高。最终残余油饱和度分别比水驱和水加氮气驱下降了711%和2016%;而最终驱油效率则分别提高了1718%和3414%。

氮气是一种非凝析气体[6],虽然在水和油中的溶解度很低,但在地层中能够形成微气泡,油、气、水三相形成似乳状液的流体,降低了原油粘度,提高了驱油效率。加入的表面活性剂能够降低油水界面张力,使驱油效率进一步提高。当水驱中加入氮气时,氮气将优先占据多孔介质中的油通道,使原来呈束缚状态的原油成为可动油,从而降低了残余油饱和度。

氮气泡沫还具有封堵调剖作用,可以提高波及系数。在岩心孔隙中驱替程度较高、剩余油饱和度较低的地方,更容易形成稳定的泡沫流。泡沫的形成使渗流阻力增加,导致注入压力升高、注采压差增大,迫使注入流体进入油层中物性较差、驱替程度较低的孔隙,可以提高注入流体的波及程度。

对锦90块兴Ñ组原油及砂岩进行了双管驱油物理模拟实验。该实验模拟装置为两根并联的单管。一根管为低渗透管,填充锦90块油砂;另一根为高渗透管,填充石英砂。实验时使两端压差保持相同,实验结果见表1。图2与图3分别给出驱油效率和剩余油饱和度随注入体积倍数的变化曲线。可以看出,热水与

1 室内物理模拟实验及开采机理

111 氮气泡沫的作用

当水中加入氮气与表面活性剂时,表面活性剂具有降低表面张力的作用,氮气与表面活性剂可以在油层中形成泡沫,从而起到封堵调剖和提高波及系数的作用[5]。

利用高温高压单管物理模型,对锦90块岩心与原油样品分别进行了热水驱、热水添加氮气驱、热水添加氮气泡沫驱室内物理模拟实验。实验结果表明(图1),

图1 不同驱替方式下的驱油效率曲线

Fig.1 Thecurvesofoildisplacementefficiencyfordifferent

displacingmethods

氮气化学剂首先进入高渗透管,使高渗透管含油饱和度明显降低,低渗透管含油饱和度基本不变,这时进、出口压差也没有太大变化。当高渗透管含油饱和度低于20%时,进、出口压差急剧增大;以后高渗透管含油

表1 热水与氮气泡沫双管实验结果

Table1 Experimentresultsforhotwaterfloodingwithnitrogenandfoamindouble_tubedisplacement

注入孔隙体积倍数

00171113021273142317341956195

进、出口端压差/(kg#cm-2)

01090124012401240133319031904110

驱替压差与初始压差的倍数

110217217217317431043104517

驱油效率/%

低渗透管

014154141231715829165431986718277173

高渗透管

056178671987515078150801008310084185

剩余油饱和度/%低渗透管

6763110621006110754168431542419417132

高渗透管

6728193211431614114139131391113810114

饱和度降低很少,而低渗透管含油饱和度却明显降低,说明高渗透管已被封堵,热水与氮气化学剂开始驱替低渗透管。当低渗透管含油饱和度低于20%时,进、出口压差开始升高,说明低渗透管已被封堵。

该实验说明,当岩心含油饱和度高于20%时,氮气化学剂只起到乳化降粘与降低表面张力的作用。压差指示变化不大,即起不到封堵作用。当岩心中剩余油饱和度低于20%时,才会产生稳定的泡沫,压差明

第1期 袁士义等:热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究59

图2 双管驱替实验驱油效率变化曲线

Fig.2 Oil_displacmentefficiencychangesfordouble_tube

core_floodingexperiment

图3 双管驱替实验含油饱和度变化曲线Fig.3 Oilsaturationchangesfordouble_tube

core_floodingexperiment

显上升,起到有效的封堵作用。112 化学剂浓度对封堵效果的影响

泡沫在油层中的有效作用与表面活性剂注入浓度有关。考虑到表面活性剂在岩石表面的吸附及耗损,在油层孔隙中形成泡沫存在着一个最低浓度值。不同化学剂浓度的模拟实验表明(表2),化学剂浓度越高,

表2 化学剂浓度对起泡性能的影响

Table2 Theeffectofsurfactantconcentrationonfoambehavior

化学剂浓度

开始起泡开始起泡达到最大阻力/%时流体的时的阻力因子时流体的阻力因子注入量/PV

因子注入量/PV

的最大值 01502215215611500102637156111101075303374712201007

40

3

50

8133

岩心吸附表面活性剂达到饱和的时间越短,越容易起泡。当化学剂浓度为01007%、流体注入量达到40PV时,岩心才会达到吸附饱和,并伴随起泡,而且还要注入近10PV流体才能达到阻力因子最大值。而当化学剂浓度为0102%时,仅需6PV流体就可以达到饱和,且迅速在岩心内起泡;再注入115PV流体,阻力因子就可以达到最大值61111。注入浓度为015%的化学剂再注入2PV流体,便迅速达到饱和并起泡;再注入

015PV流体后,阻力因子便达到最大值6115。随着化学剂浓度进一步加大,其在岩心中饱和起泡的时间会继续缩短。因此,注入流体初始浓度以0102%~015%为好。当油层内形成泡沫、阻力因子增大并稳定后,可以降低化学剂注入浓度,并保持相同的气液比,这样才能达到良好的封堵高渗透层效果。

2 数值模拟研究及参数优化

利用加拿大CMG公司的STARS热采数值模拟软件,对锦90块稠油油藏热水加氮气泡沫驱进行了数值模拟研究,研究内容包括开采方式对比、注采参数优化及生产动态预测[7]。211 油藏地质参数

锦90块位于辽河欢喜岭油田,含油层系为下第三系沙河街组,由2套油层4个油层组组成,由上至下分别为于Ñ组、于Ò组、兴Ñ组和兴Ò组。热水添加氮气泡沫驱试验目的层为兴Ñ组。该油层组油藏中部埋深1080m,油层总厚度为16~36m,油层平均有效厚度为

21m,净总厚度比为0158。油层渗透率高、孔隙度大,平均渗透率为11065Lm2

,平均孔隙度为2917%,兴Ñ组为受构造控制的中)厚互层状砂岩稠油油藏。50e条件下脱气原油粘度为46217mPa#s,地层条件下原油粘度为110mPa#s,原油密度为019619g/cm3,油层原始压力为1017MPa,原始地层温度为4917e,油层初始含油饱和度为65%。

在进行热水加氮气泡沫驱先导试验之前,在该井组先后进行了常规降压开采、蒸汽吞吐开采及蒸汽驱与水驱开采试验。地层压力已下降到314MPa,原油采出程度达到33%。212 泡沫剂的性能

泡沫剂为磺酸盐类表面活性剂,泡沫剂和泡沫的主要物性包括在岩石表面的吸附性和泡沫阻力因子大小。

泡沫剂在岩石表面的最大吸附量计算式为

Zsr=a+b/T

式中 Zsr为最大吸附量,mg/g;a和b为常数,由实验室测试回归得到;T为温度,K。

泡沫阻力因子与化学剂浓度、原油饱和度、油层渗透率及温度有关。根据室内动态测试,在高渗透率下,泡沫阻力因子为8~13,临界发泡油饱和度为22%。由于热水驱的注入水温度为50~80e,而一般泡沫剂能耐200e高温,所以在本研究中,温度不是主要影响参数。

60 石 油 学 报 2004年 第25卷

213 化学剂注入浓度

化学剂的浓度将决定化学剂在油层中能否发挥所期望的作用,并影响生产效果。在连续注入化学剂时,对化学剂的浓度值进行了优选。在模拟实验时,注水强度为2194t/d#m,气液比为1B1。

在分析对比时,引入了净产油的概念。净产油指的是累积产油量减去因注入化学剂和氮气成本消耗的等效油量。即

表3 不同注入方式下生产效果对比

Table3 Comparisonproductionresultfordifferent

injectionschemes

化学剂注入浓度/%013015018

连续注入方式累积产油量

/t1439316900197

净产油量

/t1001290484293

段塞注入方式累积产油量

/t141001560016063

净产油量

/t116114107061

净产油=累积产油-(化学剂用量@化学剂价格+氮气量@氮气价格)/油价 图4是不同化学剂浓度下的累积产油与净产油变化曲线。可以看出,随着化学剂浓度的增加,累积产油量也增加。但是,由于化学剂注入量的增加,净产油会逐渐减少,因此,化学剂浓度的最优值约为015%。

图4 化学剂浓度与产油量关系曲线

Fig.4 Thecurvesofoilproductionvs.surfactantconcentration

214 化学剂的注入方式

泡沫的封堵作用不是永久性的,需要不断补充起泡剂。化学剂的注入方式有连续注入和周期段塞注入。采用连续注入方式,化学剂的注入量大,经济效益较差。采用段塞注入方式,可以节省化学剂用量,从而降低开采成本。

表3是在连续注入与周期段塞注入两种方式下累积产油量与净产油量模拟对比,两种方式下的开采效果对比表明,段塞注入的累积产油量与连续注入相差不大。此外,模拟结果还表明,在相同的化学剂浓度下,与连续注入方式相比,周期段塞注入方式由于节省了化学剂用量,净产油量更高。因此,优先选择段塞方式注入化学剂。215 段塞大小

由于化学剂在岩石表面具有吸附性,并考虑到所形成泡沫的稳定性,必须对段塞大小进行合理优化,确保化学剂的有效作用。如果周期段塞太大,会造成化学剂的浪费;如果太小,化学剂将在油层中被岩石吸

附,不能发挥应有的作用[8]。不同段塞大小的模似计算结果(表4)表明,在化学剂用量基本相同的条件下,当段塞大于10d时,随着段塞大小的增加,累积产油量与净产油量都逐渐减少,而段塞在5~10d时开采效果较好(相当于010015~01003PV),因此建议采用小段塞方式添加化学剂[9]。

表4 段塞大小模拟研究结果Table4 Simulationresultsofslugsizes

段塞周期

生产时间累积产油量注剂量

采出程度净产油量/d/d/t/t/%/t510238521750716111181817010102395219007181112618310151023872156071611108179802010238021440714111021787030102345202007031013916685401022961888068171154406010

2184

17120

655

8180

13845

216 气液比

氮气量的多少将影响驱动能量及泡沫的生成。在保持液体注入速度不变的情况下,不同气液比条件下热水加氮气泡沫驱的模拟结果如表5所示。从中可以看出,气液比在达到018之后平均日产油量与累产油量变化已不明显,但净产油量却逐渐减少。因此,气液比应控制在1B1左右。

表5 气液比优化模拟结果

Table5 Optimizedresultsofnitrogentoliquidratio

气液比生产时间注氮气量累积产油量净产油量平均日产油量

/d/m3/104t/104t/(t#d-1)0142494

139321340171815601623902868231301945991680182318370823740201511012411022924584242702069410159112

2242

5380

24438

20513

10190

217 其他注入参数

通过数值模拟研究,对其他注入参数同时进行了优化。注水速度为60~80m3/d;注入温度为50e;化学剂注入量为012PV。考虑到化学剂的吸附消耗初期化

第1期 袁士义等:热水添加氮气泡沫驱提高稠油采收率研究61

学剂浓度确定为1%,当注入压力稳定在6~7MPa后,化学剂浓度降到015%,3个月后其浓度再降到013%。

加氮气化学剂驱试验。该井组是一个反九点法井网,由1口注入井、8口采油井组成,注采井距为167m。含油面积为0118km2,原油地质储量为5311@104t。

该井组的热水加氮气泡沫非混相驱先导试验已取得了较好的开采效果。主要表现为:¹注水井压力升高;º生产井含水率下降,产油量升高(图5);»注水井吸水剖面得到改善(图6)。该井组转非混相驱4个月后原油产量由15t/d左右上升到20~50t/d,含水率

3 应用实例

根据室内模拟研究结果和试验方案的优化设计,在辽河油田锦90断块稠油油藏进行了热水驱添加氮气泡沫现场先导试验及扩大试验。

1996年9月在19O141先导试验井组进行了热水

图5 锦90断块19O162井的生产动态曲线

Fig.5 ProductionperformanceofWell19O162

图6 锦90断块19O141井的吸水剖面测试结果

Fig.6 TestedresultsofwaterdistributionprofileinWell19O141

从98%下降并稳定在80%左右。

到1999年9月,先导试验井组累积注氮气19312@104m3,化学剂注入量为74312t,注水量为1116@10m,累积产油量为3154@10t,累积增油量为2114@10t,阶段增加采出程度515%。目前试验已扩大至9个井组,取得了良好的效果。

44

3

4

热水加氮气泡沫驱的残余油饱和度低,驱油效率高。最终残余油饱和度分别比水驱和水加氮气驱下降了711%和2016%;而最终驱油效率则分别提高了1718%和3414%。

(2)详细设计和严格实施注采工艺参数,合理确

定化学剂注入浓度与氮气注入量是试验成功的关键。初期化学剂注入浓度要保证在015%以上,待地层压力升高后,再将注入浓度降到013%左右;气液比要维

(下转第65页)

4 结 论

(1)室内实验表明,与热水驱、水加氮气驱相比,

第1期

刘志斌等:油田开发规划产量构成优化模型及其应用

65

项产量对应的工作量、成本的最优值如下:2002年该油田自然产量为439129@10t,措施产量为4113@104t,老区新井产量为29157@104t,新区新井产量为7126@104t,油井开井数为2732口,自然产量生产成本为304161@10元,措施总井次为530口,措施费用为158@106元,老区新井井数为266口,老区新井生产成本为85@106元,新区新井井数为5口,新区新井生产成本为12188@104元。

利用这一优化结果配置各分项产量的构成及对应的工作量与成本构成,使该油田2002年原油单位成本比用传统方法配产降低5元/t,扣除财务费用、管理费用、税金等,产生直接经济效益5000多万元。用同样的方法可得到油田以后年份各分项产量、工作量及成本的最优构成。

4

4

相应的应用软件)。将其应用于国内某中、后期开发的油田,产生了较好的经济效益。

(3)在这些产量构成优化模型中,关键是建立各分项产量与其对应影响因素的关联关系,虽然这方面已有许多研究和相关文献报道,但仍有进一步研究的必要。本文对此未作深入讨论,只是引用现有的结果(用功能模拟原理建立的关联关系)来建立优化模型。

参

考

文

献

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(收稿日期2003O04O07 改回日期2003O06O20

4 结束语

(1)在对油田或采油厂开发动态变化规律及开发指标相关分析的基础上,建立了3个不同目标和约束条件下各分项产量的最优构成模型,即:定成本、产量最大优化模型;定产量、成本最低优化模型;定产量、定

成本效益最好优化模型。

(2)利用这些优化模型解决了不同目标下自然产量、措施产量、老区新井产量、新区新井产量及各分项产量对应的工作量及成本的最优构成问题(开发出了

编辑 孟伟铭)

(上接第61页)持在110左右。

(3)蒸汽吞吐后转热水加氮气泡沫驱已在室内及矿场试验取得了良好的开采效果,预计可成为该类稠油油藏蒸汽吞吐后有效的接替技术。

(4)在试验过程中要加强注采参数的监测,包括化学剂浓度、注入压力、吸水剖面及生产数据等,并随时进行跟踪调整。

参

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编辑 孟伟铭)