层内生气技术在中原油田的应用

层内生气技术在中原油田的应用中原油田任孟坤摘要本文系统介绍了“层内生气”提高采收率技术机理，在技术引进应用中结合中原油田“三高”和复杂断块油藏特点，对技术不断改进与完善，成功将该技术应用于中原油田开发生产中，累计现场实施50井次，工艺成功率100%，措施有效率90%，措施累计增油24336.4吨，投入产出比1：2.47，取得十分显著的降压增油效果。用于高压注水区块进行复合降压驱油效果尤其显著，现场实施30井次，全部见到不同程度的降压、增注或增油效果，措施井平均注水压力下降6.5Mpa，平均增注水量3593.02m3，累计增注179651m3。层内生气提高采收率技术能具有往地层内注CO2气体采油的所有优点，又能够克服从地面注二氧化碳气带来的缺点。与其它提高采收率技术相比，具有施工工艺简单、成本低廉，采收率提高幅度大等突出优势，是一项非常有推广应用前景的提高采收率新技术。主题词层内生气CO2降压增注提高采收率1、油藏概况中原油田的油藏特点是埋藏深、低渗透、构造复杂，地层温度高，地层水矿化度高，油藏类型多，开发难度大。随着油田开发的深入和采油工艺技术的发展，依靠技术进步提高油田开发技术水平变得越来越重要。层内生气提高采收率技术是俄罗斯全俄石油研究院在20世纪末研制的最新提高采收率技术。2002年初中原油田分公司与俄罗斯全俄石油研究院合作，将该技术应用于中原油田开发生产中，在技术引进应用中，结合中原油田复杂断块和高温、高盐、高压的油藏特点，对该技术不断进行改进与完善，使其逐步适应于中原油田中低渗透“三高”油藏。经过两年多的技术实施，取得了显著的降压增油效果。该技术既具有往地层内注CO2气体采油的所有优点，又能够克服从地面注二氧化碳气带来的缺点。与其它提高采收率技术相比，具有1施工工艺简单、成本低廉，采收率提高幅度大等突出优势，该技术受地层条件制约因素少，覆盖面广，是一项非常有推广应用前景的提高采收率新技术。2、基本原理2.1CO2提高采收率技术原理国内外对二氧化碳驱技术进行了大量理论研究、室内研究及矿场试验,在对二氧化碳的物理化学性质研究过程中发现，在特定的温度和压力条件下，二氧化碳气体表现出与常规压力和温度情况下不同的化学性质。在一定温压条件下，既在强烈的压缩及加热条件下，二氧化碳气体的密度呈跳跃形式猛烈增加几十倍，接近液体的密度，而其粘度则近乎于气体的粘度。这种状态的气体可以叫做“超临界流体”。在临界点上，二氧化碳气体的密度变化最大，其可压缩性最强，压力的微小变化引起密度的很大变化。图1表示出CO2气体在不同的温度和压力下转变为超临界状态时密度的变化情况。显然在超临界条件下，二氧化碳遵循两个主要的函数关系。作为一种溶剂能降低原油粘度和更好地从地层中驱替原油，另外，气状的二氧化碳能够进入到其他溶剂不能进入的空隙，是油气田开发过程中的理想试剂。201002003004005006007008009001000012345678910111213141516171819202122232425262728P(MPa)ρ,Kg/m3t=30oCt=60oCt=80oCt=100oCt=120oC图1不同温度、压力情况下CO2的密度变化人们通过大量的室内研究和现场试验已证实CO2是一种有效的驱油剂，已有研究表明：（1）当水中溶有5-10%的CO2气体时，水的粘度增加20~30%，流动性降低1/2~2/3；（2）CO2气体溶于原油，使原油—水界面张力降低，原油粘度降低30~60%，采收率增加10~15%；（3）CO2气体溶于原油使原油体积增加，产生体积效应，剩余油进一步被驱出。2.2层内生气技术原理层内生气技术是建立在地层内生成CO2气体基础之上，而不是从地面设备注CO2气，并且在地层温压条件下，CO2气体可以是单相，也可以是混相，或者呈泡沫状态。这项技术的核心是在设计的地层深度注入到地层内的生气化学剂及气体分离化学剂融合产生高温高压3和大量的CO2气体。2.2.1对高渗透层堵的作用优先在高渗透层生成的CO2气体与聚合物溶液形成稳定的气-液泡沫系统，聚合物网格结构能够阻止微细泡体系的扩散，该气-液泡沫系统对于之后的注入水产生很大的附加阻力，在水淹高渗透层形成屏障，打破了原来地下流体平衡，形成新的地下流体平衡，增加了波及体积。2.2.2产生CO2过程中的放热作用处理剂在施工目的层反应生气的同时伴有大量的热量放出，通过热能在地层中传导，使地层温度升高（图2），降低地层中有机物胶质、沥青质、蜡等的粘度，增加流动性。图2生成CO2气体实验中温度的变化2.2.3对低渗透层剩余油的驱替作用（1）聚合物的驱替作用280290300310320330340060120180240300360420时间（s）温度（K）4添加到气体生成剂中的聚合物起双重作用：在封堵高渗透层段是作泡沫发生剂和稳泡剂，而在渗入到低渗透层时这种聚合物则表现出粘弹性。（2）CO2的驱替作用处理剂在低渗透层融合时，伴随CO2气体的生成，系统压力瞬间升高（图3），使生成的CO2气在低渗透层更具有穿透性。CO2气体溶解于原油后，产生体积效应，并驱替剩余油。原油组分中存在的大量不同种类不同分子量的烃类使得CO2与原油的互溶性增强，更容易混相。原油中含有的大量的轻质烷烃和芳烃使得CO2更容易溶于重烃组分，使得混相压力降低，原油粘度下降（实验已证明可使原油粘度降低30~60%），因而降低了油水间的界面张力。在特定的温压条件下，就地生成的CO2能够与原油任意比例混合降低其粘度，并在注入水前沿形成混相带，推移驱替前沿，有效增加驱替效率（如图5），这样就消除了伴随CO2驱产生的不利影响。图3生成CO2气体实验中压力的变化由图可以看出，在第一阶段，二氧化碳微小气泡的形成导致系统00.20.40.60.811.21.41.61.804080120160200240280320360t(s)P,（×10MPa）360072005压力增加到一定程度，在第二阶段，形成的小气泡经过一段时间之后溶解于系统，系统压力下降。（3）表面活性剂的作用溶解在水中的表面活性剂在流动时提高了孔隙空间的亲油性，其结果使水溶液的粘弹、非平衡性能增加，表面活性剂同时具有降低油井和地面设备腐蚀的作用。2.2.4室内研究结果室内流动实验装置采用双层孔隙介质物理模型。孔隙介质由90%图4驱油系数与（1）注水、（2）注含气水、（3）注边缘泡沫气液的关系的石英和10%的粘土制成，双层的渗透率分别是0.5μm2和2.0μm2，孔隙介质先用原油饱和，后注入0.1PV的生气溶液和酸混合液然后用水驱替。在试验过程中，测量驱替效率。测量表明(图4)，与水驱效率相比驱油效率增加16%。00,250,50,7500,0250,050,0750,10,125Φн1236图5层内生气在油层中的作用机理示意图2.3层内生气降压机理目前油水井增注技术通常采用的化学方法包括：酸化、化学热解堵和热泡沫洗井等。其中酸化可以解除新井钻井泥浆污染，老井的铁锈和近井钙垢堵塞，而对解除胶质、有机物、原油中重质成分的堵塞等确无明显效果；热解堵主要解除近井胶质、沥青质、蜡的堵塞，而不能解除无机颗粒的堵塞；热泡沫洗井主要利用产生瞬时负压而使井筒和近井地带的一些污染物与泡沫一起反吐出来，采用以上三种方法对于油层深部污染和堵塞效果不够理想。油田开发进入中后期，油水井污染物极其复杂，油层的污染也不仅限于井壁附近，而且延伸到地层深部，因此必须提出解决油藏深部污染的技术问题，针对这一问题我们综合运用多种解堵技术的优点，在层生气技术的基础上研究开发出层内生气降压驱油技术，该技术集酸化解堵、热解堵、CO2强烈的溶蚀性、解吸性、提取性等多种功效7于一身，能够解除各种油层污染堵塞，而且具有很好的穿透作用，达到解除油藏深部污染和驱油的目的。处理剂中的低浓度酸液，可以解除近井地带无机颗粒、铁垢和钙垢堵塞，恢复近井地层渗透率，同时与地层岩石反应，增大地层孔隙度。处理剂在地层深部反应生成的弱酸，进一步解除地层深部污染，实现深部解堵的目的。处理剂在油层深部反应生气的同时伴有大量的热量放出，通过热能在地层中传导，使地层和井筒温度升高，解除地层中因有机物胶质、沥青质、蜡等造成的污染堵塞。瞬间产生的大量高温CO2气体在油和水中的溶解度都很高，CO2气体在一定的温压条件下获得“超临界流体”的新特征，即强烈的溶蚀性、解吸性及提取性。在低渗油藏具有很好的穿透作用，达到解除油藏深部污染的目的。3现场应用该技术于2002年2月至2004年6月分别在采油一厂～六厂进行现场试验和应用，累计现场实施50井次，工艺成功率100%，措施有效率90%，措施累计增油24336.4吨，投入产出比1：2.47（包括技术转让费用）。其中作为驱油技术试验19井（20井次），有15个井组见到了不同程度的增油效果，截止2004.6累计增油8915.2吨（见附表3）。用于高压注水区块进行复合降压驱油29井（30井次），措施井全部见到不同程度的降压或增注效果，平均注水压力下降6.5Mpa，有15个井组增油，6个井组保持稳产，另有6个井组施工8时间较短未统计。截止到2004年6月，措施井平均增注水量3593.02m3，累计增注179651m3，对应油井累计增油15421.2吨（见附表1、附表2,部分油井统计到2003年12月）。典型区块、井组分析：徐14块徐14块是徐集油田的主力开发区块，地质储量37.45×104吨。2002年6月，区块共有油水井15口，其中油井12口，日产液量90m3，日产油量17.5吨，累积采油7.23×104t,采出程度19.31%。注水井3口，平均注水压力33.8MPa，日注水量83m3,平均单井注水27m3，累积注水26.164×104m3。区块存在的主要问题：1）注水困难，平均注水压力33.8MPa，平均单井注水27m3，因此，造成水驱动用程度低和油藏能量不足。2）油井产能低，平均单井产液量7.5m3，平均单井产油量1.5吨。3）该区块在2001年以前，对油水井曾多次采取增注增产措施，但效果都不理想，产油量始终处于低水平状态。针对区块存在的问题采油院和采油六厂工程、地质共同讨论、研究，决定对徐14块采取降压增注驱油技术。2002.6~2003.9利用层内生气降压驱油技术对徐14块上的X14-11、X14-6、X14-20三个井组共实施4井次技术处理，累计9注入处理剂560m3，取得了显著的降压驱油效果。措施实施后区块平均注水压力由33.8MPa，下降到20.8MPa，单井注水压力平均下降13MPa，区块日注水量由83m3上升到260m3,日注水量增加177m3，平均单井日注水量由27m3上升到87m3，措施实施3－6个月后使区块开发形势明显好转，日产油量逐步上升，最高日产油量达到42.8t，目前日产油量仍保持在25t（区块及井组日产油量拟合曲线见附图1）。截止2003.11月措施累计增注27200m3，累计增油6016t。例如徐20井，该井由于对应水井注不进水，没有能量补充，处于低能关井状态，对应水井徐14-6于2002.8.16实施层生气技术，措施实施后注水压力由34MPa,下降到20MPa，日注水量由3上升到80，通过增注使徐20井能够正常生产，日产液13.5m3、日产油2.2t,该井截止到2003.12措施累计增油1060t。卫侧98-2井组：WC98-2井为采油二厂卫79块的一口高压注水井，对应油井三口（卫79-25、卫79-23、卫79-15），措施前33MPa高压下注不进水，由于地层能量不能及时补充，井组日产液20m3，日产油12t左右，2002年4月底为改善井组开发效果，对卫79-25井实施压裂作业，作业初期该井日产油由压裂措施前的6.5t升至30t，但由于没有地层能量的补充，卫79-25井日产量很快下降到措施前产量。2002.6对卫侧98-2井实施层内生气降压驱油技术处理，注入处理剂150m3,措施实施后该井在21Mpa下实现日注水30~60m3，达到配注要求，对应3口油井全部见到不同程度的增油效