注空氣低溫氧化提高采收率技術(shù)研究

邱　林

(中油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院， 遼寧 盤錦 124010)

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注空氣低溫氧化提高采收率技術(shù)研究

邱林

(中油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院， 遼寧 盤錦 124010)

摘要：注空氣低溫氧化是一種提高低滲透油藏采收率比較有效的方法, 它既能發(fā)揮注氣的作用，又具有氧化產(chǎn)生的其他效果。重質(zhì)原油能夠部分地被低溫氧化成輕質(zhì)原油，放熱降低原油黏度，提高原油流動能力，達到煙道氣驅(qū)或N2驅(qū)的效果，提高儲量的動用程度。以遼河油田新杜1塊為例，運用數(shù)值模擬技術(shù)，優(yōu)化注氣壓力、生產(chǎn)井井底壓力、注氣速度、注氣量等相關參數(shù)，并對注氣提高采收率效果進行評價。

關鍵詞：提高采收率； 注空氣； 低溫氧化； 參數(shù)優(yōu)選； 新杜1塊

新杜1區(qū)塊位于遼河油田歡北杜家臺中部，開發(fā)層位為下第三系沙河街組沙四段的杜家臺油層，油層埋深2 480~2 860 m，含油面積1.49 km2，地質(zhì)儲量169.3×104t。該區(qū)儲層具有中孔低滲的地質(zhì)特征，平均孔隙度為17%，平均滲透率為87.5×103μm-2，地面原油密度為0.844 gcm3，原油黏度為2.58 mPa·s。開發(fā)過程中,前期主要依靠彈性驅(qū)和溶解氣驅(qū)開發(fā)，地層壓力下降較快，因此必須進行地層能量補充[1-4]。但是由于儲層孔喉細小，對注入水質(zhì)要求高，儲層水敏性較強，黏土膨脹嚴重，注采井距較大，儲層非均質(zhì)性較強，連通性較差等原因，導致注水過程中存在注入壓力過高、吸水能力不強甚至注不進水的現(xiàn)象[5-8]。注氣是提高低滲透油藏有效的開發(fā)方式，但由于遼河油田缺少CO2和天然氣來源，無法采用此類氣體注氣開發(fā)。國外在稀油油藏注空氣低溫氧化開發(fā)方面開展了現(xiàn)場試驗并取得了較好效果，國內(nèi)部分油田也開展了此項技術(shù)的研究和試驗。本次研究以新杜1塊為例，開展注空氣低溫氧化提高采收率技術(shù)研究，對驅(qū)替參數(shù)進行優(yōu)化，為現(xiàn)場應用提供理論基礎。

1注空氣低溫氧化開發(fā)機理

早期的注空氣采油都是在稠油油藏中進行的,必須維持高溫氧化反應(簡稱HTO)，發(fā)揮熱能與蒸汽降黏的作用。對于輕質(zhì)油藏, 由于油在低溫下便可自燃, 故只需維持低溫氧化反應(簡稱LTO)就可充分利用O2維持煙道氣驅(qū)或N2驅(qū)?？諝庾⑷胼p質(zhì)油藏后，氧氣與原油發(fā)生低溫氧化反應，氧氣被消耗，生成碳的氧化物，并且反應產(chǎn)生的熱量使油層溫度升高，促使輕質(zhì)組分蒸發(fā)。因此，直接起驅(qū)替作用的并不是空氣，而是在油層內(nèi)生成的CO，CO2以及由N2和輕烴組分等組成的煙道氣。用煙道氣提高原油采收率的效果介于CO2和N2之間，各種氣體所起的作用大小取決于其各自的含量及注氣油藏的油層條件。煙道氣可能會與原油發(fā)生混相，因為氧化反應的熱效應可以使原油降黏、熱膨脹。

根據(jù)原油與氧氣發(fā)生低溫氧化的反應階段，可以將輕質(zhì)油藏注空氣后劃分為3個區(qū)域。不同區(qū)域具有不同的特征：(1)氧化反應后緣區(qū)，該區(qū)域為注入井附近油藏帶，由于被注入空氣所驅(qū)替，部分原油被氧化，剩余油飽和度較低，并且不再耗氧；(2)氧化反應前緣區(qū)，該區(qū)域是一個較大的氧化帶，在這里氧氣與原油發(fā)生反應而被消耗，氧氣的濃度從21%逐漸降至0；(3)氧氣未波及區(qū)，該區(qū)域位于氧化帶前方的一個較寬的煙道氣驅(qū)帶，為煙道氣以及少量輕質(zhì)油組分驅(qū)油區(qū)域。

2空氣驅(qū)替參數(shù)優(yōu)化

2.1注氣壓力

為研究空氣驅(qū)在不同注氣壓力下的開發(fā)效果，假設油田維持現(xiàn)狀繼續(xù)生產(chǎn)。生產(chǎn)井采用定壓生產(chǎn)，井底壓力設為7 MPa；注入井定注入速度生產(chǎn)，注氣速度為1×104m3d。在保持其他參數(shù)不變的基礎上，選擇注氣壓力分別為10，15，20，25，30，34 MPa進行模擬計算，主要技術(shù)指標如圖1、圖2所示。

圖1　不同注氣壓力下采出程度

圖2　不同注氣壓力下單井日產(chǎn)油量預測曲線

從圖中可以看出：當注氣壓力大于20 MPa時，生產(chǎn)5 a和10 a時的階段采出程度、凈增油量相同；當注氣壓力為15 MPa時，階段采出程度、凈增油量開始變低，驅(qū)替效果開始變差；當注氣壓力為 10 MPa 時，采出程度比注氣壓力為20 MPa時的采出程度低1.83%；當注氣壓力為15 MPa時，采出程度比注氣壓力為20 MPa時的采出程度低0.88%。從單井日產(chǎn)油量變化看，注氣壓力較高時，前5 a的單井日產(chǎn)油量比注氣壓力為10 MPa時高，但隨著生產(chǎn)時間的延長兩者的產(chǎn)量基本相同，即注氣壓力越大，氣井初期日產(chǎn)油量越高，后期日產(chǎn)油量相當。根據(jù)日產(chǎn)氣量和采出程度分析，注氣壓力不能低于15.0 MPa，而井口設備的最大注入壓力不能超過25.8 MPa。

2.2生產(chǎn)井井底壓力

假定注氣壓力為34 MPa，生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)，注入井定注入速度生產(chǎn)，注氣速度為1×104m3d，在保持其他參數(shù)不變的基礎上，選取生產(chǎn)井井底壓力分別為5，6，7，8 MPa進行模擬計算，得到在不同生產(chǎn)壓差下的主要技術(shù)指標，如圖3、圖4所示。

圖3　單位生產(chǎn)壓差下凈增油量預測曲線

圖4　不同井底壓力下單井日產(chǎn)油量預測曲線

從圖3可以看出：在其他條件相同的情況下，隨著生產(chǎn)井井底壓力的降低，即隨注采壓差的增加，單位注采壓差下凈增油量增加，但是當注采壓差增加到28 MPa后，單位注采壓差下凈增油量增加的幅度變小。從圖4可以看出：隨著生產(chǎn)井井底壓力的降低，初期日產(chǎn)油量增大，但是其降低幅度加大；當生產(chǎn)到第4年時，不同生產(chǎn)壓力下，單井日產(chǎn)油量幾乎一致。綜合分析，當生產(chǎn)井井底流壓為6 MPa時，開發(fā)效果較好。

2.3注氣井注入速度

假定注氣壓力為34 MPa，生產(chǎn)井井底壓力為7 MPa，生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)，注入井定注入速度生產(chǎn)，在保持其他參數(shù)不變的基礎上，開展注氣速度分別為0.35×104，1.00×104，1.65×104，2.30×104m3d的模擬計算，其主要技術(shù)指標如圖6、圖7和表1所示。

從圖和表中可以得出：隨注氣速度的增加，階段采出程度和凈增油量增加，換油率下降，即隨著注入量的增加，空氣驅(qū)油效率增幅變緩。當注氣速度從0.35×104m3d提高到1.00×104m3d時，采出程度提高了5.03%；當注氣速度從1.00×104m3d繼續(xù)提高時，采出程度提高幅度減小，增產(chǎn)效果變小。從單井日產(chǎn)油量變化分析，隨注氣速度的增加，單井第1年平均日產(chǎn)油量增加，但日產(chǎn)油量遞減加快，當生產(chǎn)到第4年時，注氣速度大于1.00×104m3d的日產(chǎn)油量相差較小，說明較高的注氣速度難以維持較高的產(chǎn)能。綜合分析注氣速度為1.00×104m3d時，開發(fā)效果最優(yōu)。

表1　不同注氣速度下技術(shù)指標對比

圖5　不同注氣速度下凈增油量和換油率

圖6　不同注氣速度下單井日產(chǎn)油量預測曲線

2.4累計注氣量

假定注氣壓力為34 MPa，生產(chǎn)井井底壓力為7 MPa，生產(chǎn)井定壓生產(chǎn)，注氣井定注入速度注入，注氣速度為1.00×104m3d，在保持其他參數(shù)不變的基礎上，選取累計注氣量分別為孔隙體積的0.10，0.20，0.30，0.40倍進行模擬計算，其主要技術(shù)指標如圖7、表2所示。

表2　不同注氣量下技術(shù)指標對比

圖7　不同注氣量下凈增油量與換油率預測曲線

從圖7和表2可知：隨著注入氣體積的增加，采出程度和凈增油量增加，換油率降低。當注入量從0.10 PV 增加到0.20 PV時，采出程度增加了3.47%；當注入量繼續(xù)增加時，采出程度增加幅度變??；從凈增油量增加幅度分析，當注氣量增加到0.20 PV后時，凈增油量增加的幅度開始變緩。綜合分析認為，累計注入量為0.20 PV時，開發(fā)效果較優(yōu)。

3提高采收率效果評價

在注氣參數(shù)優(yōu)化的基礎上，對新杜1塊進行注空氣低溫氧化數(shù)值模擬研究，預測各項開發(fā)指標。研究結(jié)果表明，注氣可明顯提高油藏采收率，任何氣驅(qū)方式開發(fā)10 a的采出程度都比水驅(qū)開采高8%，比衰竭式開采多15%，增產(chǎn)原油17×104t(表3)。

表3　不同驅(qū)替方式采出程度、累計產(chǎn)油量對比

4結(jié)語

針對新杜1塊，采用注空氣低溫氧化，注氣壓力應介于15.0~25.8 MPa，生產(chǎn)井井底壓力為6 MPa，注氣速度為1.00×104m3d，累計注入氣為0.20 PV時，開發(fā)效果最優(yōu)，能達到提高采收率的目的。

參考文獻

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Research on the Technique of Low Temperature Oxidation to Enhance Oil Recovery by Air Injection

QIULin

(PetroChina Exploration and Development Research Institute of Liaohe Oilfield Company,Panjin Liaoning 124010, China)

Abstract:Air injection of low temperature oxidation(LTO)is an effective EOR method, it not only can play the role of the gas injection, but also has other effects generated by the oxidation. Heavy crude oil can partially be low-temperature oxidated into light crude oil; LTO can also reduce the viscosity of the crude oil by heat release, increase flow capacity of the crude oil, achieve the effect of flue gas flooding or N2flooding, and improve the producing degree of reserves. Taking XinDu 1 block in Liaohe oil field as an example, optimize gas injection pressure, bottom pressure of production wells, gas injection rate, gas injection volume and other related parameters,and evaluate the effect of gas injection for enhancing oil recovery with numerical simulation technique.

Key words:enhance oil recovery; air injection; low temperature oxidation; parameters optimization;XinDu 1 block

文獻標識碼：A

文章編號：1673-1980(2016)01-0068-04

中圖分類號：TE357

作者簡介：邱林(1983 — )，男，工程師，研究方向為油氣田開發(fā)工程及數(shù)值模擬技術(shù)。

基金項目：中石油重大科技項目“低特低滲透油藏有效開發(fā)技術(shù)研究”子課題“提高遼河油田低滲透難采儲量動用程度應用基礎研究”(2009B-0907)

收稿日期：2015-04-22