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氮气泡沫调剖,扬起高含水热采井治理利剑

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发布时间:2006/12/21 9:26:01

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        12月13日清晨,胜利油田孤岛油区还笼罩在薄雾中,孤岛GD2-34-518井场已喧闹起来,孤岛采油厂注氮管理队与孤三生产管理区注汽队再次在井场配合,连接氮气管线和注汽管线,做着对该井进行注汽注氮的前期准备。

  “自今年8月我们管理区GD2-36X512、GD2-36X516两口热采高含水井实施注氮气泡沫调剖工艺后,日产油量大幅上升,含水大幅下降。此次GD2-34-518井的氮气泡沫一定也会见到好效果”。正在现场指挥施工的孤三生产管理区副经理王英石对注氮前景充满了希望。

  王英石所说的GD2-36X512井,是孤岛采油厂中二中馆5稠油单元的一口高含水热采井,由于边底水影响,造成高含水,含水达到93.5%,日产液83.2立方米,日油仅5.4吨。2006年8月16日,起炉对该井注汽时一并注入氮气、泡沫,蒸汽注入2710吨,氮气15万标准立方米,发泡剂7吨,9月7日开井后,最高峰值日产油达到50吨,目前平均日油33.5吨,含水39.5%,已累计增油2793吨。

  “注氮气泡沫调剖工艺的良好效果,缓解了我们管理区原油上产的巨大压力,为我们艰难的上产工作增添了新的动力!”

  王英石的描述,正是氮气泡沫调剖工艺在孤岛油田成功应用的生动写照。

  (一)

  “氮气泡沫调剖,在孤岛采油厂稠油热采井高含水治理中正扮演着重要角色,为解决热采井高含水难题,改善稠油吞吐效果,确保采油厂稠油热采产量稳定上升作出了贡献”。孤岛采油厂副总工程师兼工艺所所长曹正权向记者介绍。

  作为中石化最大的稠油热采基地,目前,孤岛采油厂热采区块已达到20个,总井数697口,稠油热采年产油已经由1993年的11.7万吨上升到2005年的113.48万吨,所占孤岛厂年产量的比例也由当年的2.5%上升到29.2%,成为孤岛采油厂原油上产的主要接替阵地。

  但是,孤岛油田稠油区位于孤岛背斜构造侧翼,纵向上分布为处于稀油与边底水之间的油水过渡带,平面上围绕孤岛油田呈环状分布,分为馆3-4、馆5、馆6三个稠油环;具有油层厚度薄(仅3m~12m)、原油粘度大(50℃时达5000~35000mPa.s)、储层埋藏深(1310m)、泥质含量高(8%~20%)、出砂严重、受边底水和注入水影响大的特点,属河流相热采边际稠油油藏。随着吞吐轮次的增加,热采井的周期产油量和油汽比降低,产能递减加快,严重影响了吞吐开采的经济效益。一是多轮次吞吐造成注入蒸汽反复沿高渗透带推进,加热采出程度较高的储层,降低了吞吐效率;二是多轮次吞吐后造成地层能量下降,油层边底水水侵严重、油井含水高。这样,在注蒸汽过程中,蒸汽极易沿高渗透带突进,导致蒸汽超覆和汽窜,进入含水层或向高含水区域扩散,从而降低了蒸汽的有效波及体积和稠油加热效率,严重影响了稠油井蒸汽吞吐效果。截至到2005年,含水在80%以上的热采井数已占全厂热采总开井数的41%,开发形势严峻。曹正权说,中二北馆5就是一个最典型的区块。

  中二北馆5区块1992年底开始大面积进行注蒸汽。经过近15年的开发,水侵加剧,开发矛盾越来越突出。从历年分区压降与时间关系曲线来看,边部边底水的侵入补充地层增长能量,压降下降速度缓,基本保持在1.7MPa左右,而中部多轮次开采,地层能量下降快,目前压降为7.6MPa。边中部压降的差异,使得边底水向中部不断的推进,高含水井区的范围不断扩大。该单元含水大于90%的井从1995年的10口上升到2005年的46口,所占总开井数的比例由17.8%上升到59%,严重影响了注汽吞吐效果。

  针对这一开发矛盾,作为采油厂工艺技术研究中心的工艺研究所,积极组织科研小组对此问题展开技术攻关。通过对水侵规律的研究和强水侵井开发特征的分析,经过广泛的调研和大量的室内实验,结合孤岛油田稠油热采单元开发状况,最终将氮气泡沫调剖堵水工艺作为提高多轮次吞吐高含水井热采效果最有效的方法进行开发研究。经过多年的完善、推广和应用,使氮气泡沫调剖堵水工艺在孤岛厂原油上产中大放异彩,成为蒸汽驱吞吐后期的重要配套技术之一。

  (二)

  氮气泡沫调剖堵水工艺,就是在油井注蒸汽过程中,在下入隔热油管情况下,由油管注入蒸汽,由环空注入氮气及高温发泡剂,蒸汽与氮气、泡沫同时进入油层,以改善蒸汽的注入剖面,封堵边底水推进,改善原油流动性,延长吞吐周期,降低综合含水,提高稠油采收率。

  工艺研究所副所长陈辉一直是氮气泡沫调剖堵水工艺的主要负责人之一。他介绍,氮气泡沫调剖作用主要有以下几点:

  扩大油层加热带。氮气渗透性好且具有体积膨胀系数大的特点,注蒸汽的同时注入非凝结性氮气,可扩大蒸汽加热半径,增加蒸汽的波及体积,一般注入的氮气越多,这种效果越好。

  增加弹性气驱能量。注入的氮气在重力分异的作用下,从油层底部向顶部运移,最终聚集顶部,从而增加顶部原油动用且给原油附加的弹性气驱能量,采油时利用这部分能量可把原油驱向井底,提高采收率。

  强化助排作用。与蒸汽一起注入油层的氮气,在蒸汽凝为热水后,仍然是气体状态,在回采降压时,溶解于油、水体系中的部分氮气迅速膨胀,起到强化助排油、水的作用。

  优先进入水体,降低油水界面。针对底水活跃的油藏,注入的氮气可以抑制底水锥进,降低油井综合含水,其机理是利用油水间粘度差,注入的氮气首先进入水锥,使其被迫沿地层向构造或油层下部运移,使水锥消失,并且降低了油水界面,同时,由于重力分异作用,氮气从油层底部向顶部运移,从而增加了一个附加的弹性能量,延缓了油水界面的恢复。

  减少热损失。由隔热油管中注入蒸汽的同时,由油套环空连续注入氮气,不仅因井底不下耐热封隔器,而避免了卡封隔器的故障,而且排干了环空的液体,使环空保持干燥状态,减少井筒热损失,提高了井底蒸汽干度(1000m深度可提高10%以上)。

  高温泡沫剂则是调整吸汽剖面较为有效的技术,它主要有两个方面的作用:一是形成蒸汽泡沫相,降低蒸汽流度,封堵蒸汽窜流通道,提高蒸汽波及体积;二是泡沫剂是一种表面活性剂,能降低油水界面张力,提高洗油效率。因此,泡沫剂既能提高波及体积又可提高洗油效率。

  22斜621井,是孤岛采油厂较早实施氮气泡沫调剖工艺的一口热采井。此井1999年12月投产,投产初期含水在71%左右,油量在8.5吨。投产3个月后,由于边底水水侵,含水开始大幅度上升,到2000年11月,达到95%以上,日产油仅0.6吨,液量保持在30立方米以上,被迫关井。2002年,工艺研究所对此井做出氮气泡沫调剖堵水工艺方案措施。投产初期含水下降到75.4%,油量达到8.5吨,有效期达到5个月,累计增油在千吨以上。

  最典型的井例当数21斜539井。该井为中二北馆5单元强水侵区前缘的一口高含水井,单井控制剩余地质储量8万吨以上,驱替特征表现为边底水延高渗透条带突破的特点,为曲线-直线-直线三段强水侵式。此井1993年注汽投产,效果好,排水期后,日产量达到32.2吨,含水47.9%。随着不断开发,地层水开始延高渗透条带推进,1996年12月,地层水沿高渗透条带突破,含水达到94.5%,日油只有1.2吨/天。1997年以来,采油厂在中二北馆5单元实施“停、排、堵、避”四字方针水侵综合治理,开发形势有所缓和,含水降到90%以下。2003年9月,水线彻底突破,含水达到97%以上。氮气堵水措施前,日液32.9立方米,日油0.5 吨,含水98.5%。科研人员通过以上地质开发特征的分析,认为该井堵水潜力可观。2005年11月10日氮气设备搬上,11月11日开始注氮气,13日开始注蒸汽,11月27日结束,开井后截至目前平均日液60.8立方米,含水56.9%,日油26.2吨,累计增油已突破7000吨,目前持续有效。

  由以前租用别人的设备,到2005年9月采油厂投入1千余万元购进自己的现场隔膜制氮注氮装置,氮气泡沫调剖堵水工艺规模在孤岛厂逐渐扩大。2001年至今,孤岛采油厂共实施氮气泡沫调剖28口,开井26口。开井的26口井中有24口井有效,措施成功率为92.3%。24口井中2口井近期开井,刚刚开始见效,所以对比其中22口井,22口井施工前平均日液40.6立方米,含水94.5%,日油2.2吨,措施后平均日液52.9立方米,含水79.4%,日油10.9吨,平均日增油8.7吨,含水下降15.1%,平均单井增油1552吨。因为有7口井开井时间不是很长,只有几个月,所以平均单井增油还会继续增加。

  尤其是2005年以来,根据对边底水稠油油藏水侵规律和不同程度水侵井开发特征和剩余油分布规律的重新认识,并结合氮气泡沫的作用机理,在中二北馆5的强水侵井区整体实施了氮气泡沫调剖工程。截止到2006年11月底,在该单元共实施了12口,开井10口,除33-533井在注汽过程中发生管外汽窜不成功外,成功率高达90%。9口井施工前含水96.2%,日油1.9吨,措施后平均含水79.8%,下降12.3%,日油10.6吨,平均日增油5.7吨。从中二北馆5单元2004年和2006年的含水分布对比图来看,强水侵井区的范围明显在缩小。

  (三)

  在氮气泡沫调剖的过程中,孤岛采油厂不断结合自身实际进行配套技术的研究与开发,氮气注入方式、方法和相关参数得到不断优化,技术不断完善,使之逐渐适合孤岛油田的生产实际,焕发出勃勃生机。

  陈辉介绍,采油厂在氮气泡沫注入上,目前使用的是膜空分法。膜是由数百万根中空纤维组成的,空气中的各种气体在透过膜壁时具有不同的渗透速率,才使得氧气和水蒸汽由加压的气流中从膜壁渗透过滤出来,从而产生干燥的氮气。

  在具体氮气泡沫调剖运行过程中,针对氮气泡沫调剖“高技术、高投入、高风险”的特点,孤岛厂工艺所、地质所和注氮管理队相互配合,把氮气泡沫调剖作为项目进行管理,狠抓注氮质量。工艺所油改室的技术人员坚持“严、细、精、准”的原则,把整个氮气泡沫调剖工作分成“方案设计、现场监督、产品质量、效果跟踪”四个环节严格管理,全天候进行现场监督和技术服务,及时解决施工过程中出现的问题。与此同时,他们突破以往固有的思维定式,通过优化施工参数换取最大效益。27-514井和已完工的37斜25井在注汽量和油层厚度上都非常接近,在经过综合分析后,他们将高温发泡剂从常规设计的8吨减少到4吨,节约成本5.6万元。目前,27-514井日增原油5吨,累计增油1238吨,增油效果明显。

  (四)

  氮气泡沫调剖和高温堵水工艺目前已成为孤岛油田稠油单元水侵治理的重要配套技术。2006年良好的应用效果也再次证明了它在热采区块综合治理中的重要地位。

  曹正权说,作为稠油开采后期进一步提高采收率的一种接替技术,氮气泡沫调剖任务非常艰巨。孤岛油田中二北、中二中东、中一区北、孤北1、渤21等稠油热采单元均进入多轮次蒸汽吞吐开发阶段,油井含水越来越高,目前20个稠油热采区块受不同类型的水侵影响含水大于90%的井217口,其中驱替特征曲线显示为水线突破,含水突然上升的强水侵井有128口,占高含水井数的59.5%。这部分热采井含水高主要是边底水和注入水水浸造成的,但原油采出程度相对较底,具有很大的措施增油潜力,注蒸汽氮气泡沫调剖是目前这类热采井措施挖潜的有效手段。同时优化氮气泡沫调剖施工参数氮气泡沫调剖虽然见到了非常好的增油、降水效果,但施工成本较高,平均单井的氮气及泡沫剂费用在25万元左右。所以今后要进一步做好氮气调剖工艺技术的完善配套工作及发泡剂的注入参数优化,减少施工成本,不断提高氮气调剖的整体效益。目前,工艺技术人员还正在研究氮气泡沫固化调剖工艺。此技术正在研究攻关之中。

  科技转换为生产力不可能一劳永逸,必须根据科学技术的发展和油田实际,不断选择现行主导技术及其配套技术,依靠科技进步来换取油田的可持续发展,这是科研人员义不容辞的责任。曹正权说,作为采油厂工艺技术研究中心,他们正扬帆远航,奋勇前进,努力形成更加丰富的技术储备,为老油田的持续稳定发展保驾护航。

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