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    低溫高含蠟油藏?zé)岵勺⒉蓞?shù)室內(nèi)試驗(yàn)研究

    2016-04-27 05:41:32彭旭中石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院遼寧盤錦124010
    關(guān)鍵詞:蒸汽驅(qū)

    彭旭 (中石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院,遼寧 盤錦 124010)

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    低溫高含蠟油藏?zé)岵勺⒉蓞?shù)室內(nèi)試驗(yàn)研究

    彭旭(中石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院,遼寧 盤錦 124010)

    [摘要]Q區(qū)塊屬于低溫高含蠟油藏,地層溫度下原油黏度650mPa·s。針對Q區(qū)塊油藏特點(diǎn),開展了不同參數(shù)下的熱水驅(qū)、蒸汽驅(qū)一維物模試驗(yàn)。通過對比分析不同參數(shù)下的驅(qū)油效率變化規(guī)律,優(yōu)化出最佳注采參數(shù)。試驗(yàn)結(jié)果表明:Q區(qū)塊原油對溫度敏感性強(qiáng),適合熱采開發(fā),熱水驅(qū)的最佳注水溫度為60℃,注水速度為40m3/d,在該條件下,最終驅(qū)油效率可達(dá)60.9%;蒸汽驅(qū)的最佳溫度為200℃,注汽速度為70m3/d,蒸汽干度大于0.4,驅(qū)油效率可達(dá)70%??紤]到技術(shù)經(jīng)濟(jì)性,Q區(qū)塊開展60℃熱水驅(qū)。

    [關(guān)鍵詞]低溫油藏;高含蠟油藏;熱水驅(qū);蒸汽驅(qū);驅(qū)油效率;注采參數(shù)

    Q區(qū)塊油藏埋深210~350m,地層溫度17.8℃,原始地層壓力1.95MPa。區(qū)塊儲層物性較好,平均孔隙度27.8%,平均滲透率398.2mD。地層溫度下原油黏度650mPa·s,密度0.8518g/cm3。根據(jù)分類標(biāo)準(zhǔn),為普通稠油油藏[1],油品性質(zhì)具有瀝青質(zhì)、含硫量較小,密度低,膠質(zhì)含量和含蠟量較高的特點(diǎn)。

    為了確定油井生產(chǎn)能力,尋找適合的開采方式,在該區(qū)選定了多口井進(jìn)行試采。其中,常規(guī)試采井試采期無產(chǎn)量;而通過熱采有生產(chǎn)能力的井,在蒸汽吞吐開發(fā)中取得了較好的效果。儲層埋藏較淺,原油黏度大,原始地層溫度低,并且與原油析蠟溫度較為接近,部分井區(qū)的原油在地層條件下就有可能析蠟,大大增加了儲層流體滲流阻力,所以不能采用冷采方式。為了進(jìn)一步提高儲量的動用程度,室內(nèi)開展了不同參數(shù)下的一維驅(qū)油效率試驗(yàn),對比驅(qū)油效果,獲得最佳的注入?yún)?shù),為區(qū)塊整體熱采方案編制提供試驗(yàn)依據(jù)。

    1試驗(yàn)部分

    1.1原料與設(shè)備

    試驗(yàn)用油為Q區(qū)塊現(xiàn)場生產(chǎn)稠油,經(jīng)過脫水處理,含水率小于0.5%,其原油密度(20℃)0.8518g/cm3,原油黏度(50℃)36.3mPa·s,蠟質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為17%,膠質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為25.7%,瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.7%,凝固點(diǎn)15.8℃,析蠟溫度17.1℃。試驗(yàn)用巖心為區(qū)塊天然巖心,經(jīng)室內(nèi)洗油烘干處理的松散巖心。試驗(yàn)用水為水源井井水。

    試驗(yàn)儀器主要有高壓精密計(jì)量泵、高溫恒溫箱、蒸汽發(fā)生器、巖心夾持器、分光光度計(jì)、回壓控制器、溫度壓力控制單元等。

    1.2試驗(yàn)方法

    將洗油后巖心裝填進(jìn)一維模型,測定其空氣滲透率,抽真空飽和地層水測定孔隙體積。地層溫度下飽和原油建立束縛水,模擬原始油藏條件;然后按照模擬條件要求,以非穩(wěn)態(tài)恒速法進(jìn)行不同溫度、不同注入介質(zhì)的驅(qū)替試驗(yàn);最后記錄模型出口端產(chǎn)水量、產(chǎn)油量,繪制驅(qū)油效率曲線。

    2試驗(yàn)結(jié)果與討論

    2.1不同溫度水驅(qū)

    熱水驅(qū)與常規(guī)注水相比,除了增加地層能量以外,主要是通過加熱油層來降低原油黏度。油水黏度比又直接影響水驅(qū)驅(qū)油效率,油水黏度比大,容易形成水的突進(jìn),水驅(qū)前緣后方有較多的剩余油;油水黏度比小,容易形成較為均勻的推進(jìn)前緣,驅(qū)替效率提高[2]。

    模擬巖心孔隙度27.3%~29%,滲透率530~568mD,原始含油飽和度68.9%~71.8%。研究注水溫度為18、30、60、70、90、100℃的水驅(qū)驅(qū)油效率。試驗(yàn)結(jié)果如表1所示,水驅(qū)效率受溫度的影響明顯,其無水驅(qū)油效率和最終驅(qū)油效率都隨著溫度的升高而升高。18℃水驅(qū)的最終驅(qū)油效率只有40.0%,100℃水驅(qū)的最終驅(qū)油效率為65.8%,二者相差25.8%。當(dāng)溫度由60℃升高至100℃時(shí),驅(qū)油效率由60.9%增加到65.8%,僅提高了4.9%。

    圖1是原油黏溫曲線,從曲線可以看出20~60℃時(shí),原油對溫度的敏感性強(qiáng),隨著溫度的升高,原油黏度迅速下降;當(dāng)溫度超過60℃后,溫度對原油黏度的影響程度逐漸變小。因此60℃是該地區(qū)油藏注水開發(fā)的敏感溫度。

    圖1 原油黏溫曲線

    2.2不同注水速度水驅(qū)

    研究在60℃時(shí)20、30、40、60、80m3/d注水速度下的驅(qū)油效率,實(shí)際注水速度折算到單管模型上,分別為13、19、26、38、57mL/h。模擬巖心孔隙度28.4%~29.7%,滲透率559~581mD,原始含油飽和度69.7%~73.1%,試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。隨著注水速度的增加,生產(chǎn)壓差加大,導(dǎo)致模型出口端見水早,使無水采收率和最終

    驅(qū)油效率均降低。因此優(yōu)選區(qū)塊最佳注水速度為40m3/d。

    表2 不同注水速度水驅(qū)驅(qū)油效率表

    圖2 不同溫度蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

    圖3 不同注汽速度蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

    圖4 不同蒸汽干度蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

    2.3不同溫度蒸汽驅(qū)

    蒸汽驅(qū)是把高溫蒸汽作為載熱流體和驅(qū)動介質(zhì),從注汽井注入到油層,在油層內(nèi)通過熱量交換,改變原油的流態(tài),提高原油的流動能力,從而提高生產(chǎn)井產(chǎn)能的連續(xù)過程。在蒸汽驅(qū)過程中,從注汽井到生產(chǎn)井間將形成幾個(gè)溫度不同的區(qū)帶:蒸汽帶、冷凝熱水帶、熱油帶、原始油帶[3]。

    蒸汽驅(qū)的機(jī)理主要是高溫降黏、蒸汽蒸餾、加熱膨脹、溶解氣驅(qū)、混相及乳化驅(qū)油。這些機(jī)理在油層的各個(gè)區(qū)帶中的作用是不同的,主要取決于原油和儲層性質(zhì)。室內(nèi)模擬注入200、220、240℃過熱蒸汽,研究不同溫度蒸汽驅(qū)對驅(qū)油效率的影響。模擬巖心孔隙度28.5%~29.4%,滲透率547~563mD,原始含油飽和度69.9%~71.6%。

    試驗(yàn)結(jié)果如圖2所示,200、220、240℃注汽溫度下巖心最終驅(qū)油效率分別為70.5%、72.2%、74.5%。隨著注入蒸汽溫度的升高,最終驅(qū)油效率也隨之增大,但增加幅度較小??紤]到經(jīng)濟(jì)性,若采用蒸汽驅(qū)開發(fā),優(yōu)選溫度為200℃。

    2.4不同注汽速度蒸汽驅(qū)

    注汽溫度為200℃,研究注汽速度為50、70、90、120m3/d時(shí)的驅(qū)油效率。模擬巖心孔隙度28.1%~28.8%,滲透率569~589mD,含油飽和度70.4%~72.1%,試驗(yàn)結(jié)果如圖3所示。注汽速度為50、70、90、120m3/d時(shí)的驅(qū)油效率分別為71.3%、68.4%、65.2%、62.7%。隨著注汽速度增加,驅(qū)油效率降低。注汽速度過快,容易造成汽竄,汽竄后,導(dǎo)致含水率快速升高,最終驅(qū)油效率降低。考慮經(jīng)濟(jì)性,區(qū)塊注汽速度優(yōu)選70m3/d。

    2.5不同蒸汽干度蒸汽驅(qū)

    蒸汽干度是指注入蒸汽中汽相質(zhì)量占濕蒸汽質(zhì)量的比例。在注汽溫度200℃,注汽速度為30mL/h的條件下,分別研究蒸汽干度為0.4、0.5、0.6、0.7時(shí)驅(qū)油效率。模擬巖心孔隙度27.6%~28.9%,滲透率539~559mD,含油飽和度69.3%~71.8%,試驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。從4個(gè)蒸汽干度方案的驅(qū)油效率曲線可以看出,當(dāng)注入蒸汽溫度為200℃時(shí),蒸汽干度對驅(qū)油效率影響不大,最終驅(qū)油效率在70%左右。

    模擬試驗(yàn)結(jié)果表明,熱水驅(qū)、蒸汽驅(qū)都能明顯提高油藏的驅(qū)油效率,但是蒸汽驅(qū)的驅(qū)油效率相對于熱水驅(qū)而言提高幅度不大,其原因是高含蠟原油的流動性對溫度變化敏感。當(dāng)油層溫度低于溶蠟溫度時(shí),隨著溫度降低,蠟晶體析出,原油流動能力迅速減弱;而當(dāng)油層溫度高于溶蠟溫度時(shí),隨著溫度繼續(xù)升高,原油的黏度下降幅度變化不大。因此在熱采條件下,考慮到60℃熱水驅(qū)和200℃蒸汽驅(qū)的成本費(fèi)用,建議該區(qū)塊采用熱水驅(qū)的開發(fā)方式。

    3結(jié)論

    1)熱水驅(qū)物理模擬結(jié)果表明,優(yōu)化注入水溫度60℃,注水速度40m3/d,在該條件下最終驅(qū)油效率可達(dá)60.9%。

    2)蒸汽驅(qū)物理模擬結(jié)果表明,隨著注汽溫度、干度的增加,最終驅(qū)油效率增加。當(dāng)溫度高于200℃,蒸汽干度大于0.4時(shí),繼續(xù)提高蒸汽溫度和干度,驅(qū)油效率增加幅度不大。隨著注汽速度提高,蒸汽過早汽竄導(dǎo)致驅(qū)油效率降低,區(qū)塊注汽速度優(yōu)選70m3/d。

    3)200℃蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率可達(dá)70.5%,僅比60℃熱水驅(qū)驅(qū)油效率提高10.4%,考慮到經(jīng)濟(jì)性,建議Q區(qū)塊油藏開展60℃熱水驅(qū)試驗(yàn)。

    [參考文獻(xiàn)]

    [1]劉文章.稠油注蒸汽熱采工程[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997.

    [2]張方禮,張吉昌,許寧,等.高凝油油藏地質(zhì)與開發(fā)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2007.

    [3]張方禮,劉其成,劉寶良,等.稠油開發(fā)實(shí)驗(yàn)技術(shù)與應(yīng)用[M].北京:石油工業(yè)出版社,2007.

    [編輯]帥群

    [文獻(xiàn)標(biāo)志碼]A

    [文章編號]1673-1409(2016)5-0071-04

    [中圖分類號]TE341

    [作者簡介]彭旭(1980-),男,工程師,現(xiàn)從事稠油熱采物理模擬實(shí)驗(yàn)及提高采收率方面的研究,46338350@qq.com。

    [基金項(xiàng)目]國家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05053)。

    [收稿日期]2015-12-10

    [引著格式]彭旭.低溫高含蠟油藏?zé)岵勺⒉蓞?shù)室內(nèi)試驗(yàn)研究[J].長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版), 2016,13(5):71~74.

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