胜利油田稠油化学冷采工艺及应用

稠油开采研究所发布人：林吉生2016.01一、前言二、提高稠油油藏单井产能工艺三、改善稠油油藏水驱效果技术四、下步工作汇报提纲一、前言胜利油田稠油探明地质储量16.2亿吨，其中热采稠油6.58亿吨，动用4.86亿吨，水驱稠油9.6亿吨。胜利油田稠油油藏不同开发方式储量分布14家生产单位142个单元4200口热采单井孤岛36个其余91个15个2390口1110口630口170口热采吨油投入费用1500元，冷采吨油投入费用300元。对无效区和低效区进行对比分析，实施稠油化学冷采吞吐工艺，可以实现该区域热采井“无效变有效、低效变高效”开采。水驱稠油主要矛盾采收率低原油粘度高水油流度比大水驱洗油效率低水驱波及体积小水驱前缘示意图M=71.5M=17.3M=4.58M=2.4M=1.0M=0.15y=390.23x-0.6192R2=0.77110102030405060050100150200250300350400水驱采收率20%水驱采收率30%地下原油粘度mPa·s水驱采收率％水驱采收率与原油粘度的关系化学强化（CPE）驱降低原油粘度，改善油水流度比，提高洗油效率、增大波及体积，改善水驱稠油开发效果。胜利油田稠油油藏不同开发方式开发状况表一、前言二、提高稠油油藏单井产能工艺三、改善稠油油藏水驱效果技术四、下步工作汇报提纲降低原油粘度增能助排化学吞吐提高单井产能溶解粘度技术路线改善稠油流动性增加地层能量注气K/μ研制了系列降粘剂易压缩能降粘不反相NitrogenCarbondioxide二、提高稠油油藏单井产能工艺（1）水溶性降粘体系在油水界面上具有良好的渗透性，能够与芳香环化合物、长链脂肪烃、含杂原子化合物产生分子间的相互作用，从而消除或减弱稠油分子之间的聚集力，与原油“互溶”、分散原油，有效降低原油粘度。降粘效果的评价（50℃）乳状液显微测试浓度600-1000ppm的溶液能够将粘度小于20000mPa.s的原油降至300mPa.s以内，降粘率大于95%；能够形成均匀稳定的O/W乳状液，液滴直径小于20um；浓度600ppm的水溶液能够提高管式模型驱替效率大于10%。驱替性能研究沥青质胶质重质芳烃油溶性降粘体系降粘特征示意图核心机理：将胶质沥青质团状结构分解分散，形成以胶质沥青质为分散相、轻质组分为连续相的分散体系，有效降低稠油粘度；辅助作用：溶解近井地带的重质组分(胶质、沥青质)，提高渗流能力。（2）油溶性降粘体系油溶性降粘体系降粘效果的评价油溶性降粘体系具有良好的普适性，原油粘度越大降粘效果越好；浓度5%的油溶性降粘体系作用于粘度大于50000mPa.s的超稠油降粘率大于90%。微乳液降粘体系通过溶剂稀释、乳化增溶作用大幅度降低了乳化能耗，形成稳定的乳状液，降低稠油粘度、提高洗油效率。（3）微乳液降粘体系微乳液体系产品图微乳液增溶降粘作用机理微乳液体系浓度2000-5000ppm的微乳液降粘体系作用于粘度小于40000mPa.s的原油，降粘率大于96%；药剂用量达到2000-5000ppm时，原油乳状液粒径小于10微米；能够提高管式模型驱替效率大于8%。1、降粘剂体系作用机理与性能二、提高稠油油藏单井产能工艺（1）CO2增能与降粘CO2溶解于原油后对高压物性影响原油粘度mPa.s溶解系数m3/(m3×MPa)溶解压力MPa备注东辛营878636.258.79实验温度70℃；实验压力12MPa孤南4块366505.068.68郑411块2077004.238.76埕91块5230003.128.63CO2在稠油中溶解系数3-6m3·m-3·MPa-1，油藏条件下的溶解量达到30m3-60m3；溶解后体积系数能够达到1.1-1.2，收缩率12%-15%。CO2溶解于不同粘度稠油的降粘率（2）N2增能助排氮气可以增加地层能量压力对比显示，注氮后地层压力比常规冷采高0.2MPa～0.5MPa，可有效补充薄层稠油油藏地层能量。氮气可以强化助排在吞吐回采降压阶段，气体膨胀，可强化助排，提高油井的产量。单纯冷采与冷采+氮气生产对比曲线单纯冷采与冷采+氮气井底压力对比曲线2、气体的作用及性能恢复到油层温度95%，最多需要2天（注入140t），恢复到油层温度98%，需要5天左右；不同储层埋深(800-2500m)温度恢复曲线具有相似的规律；注液态CO2对储层具有一定冷伤害，可通过工艺优化消除。CO2大量溶解于稠油，能够大幅度降低原油粘度：降粘率大于90%。液态CO2对储层温度影响的研究二、提高稠油油藏单井产能工艺注入750t水溶性体系的粘度场注入750tCO2的粘度场INJECTOR1INJECTORCO2INJECTORSPRODUCER101002000100200-100-90-80-70-60-50-40-30-20-100-100-90-80-70-60-50-40-30-20-1000.0035.0070.00feet0.0010.0020.00metersFile:y102-p3-s（0）+co2（750）.irfUser:AdministratorDate:2014/10/21星期二Scale:1:481.593928Y/X:2.00:1AxisUnits:ft525446483103122142161181200STARSFLUIDMODELTEMPLATE#26OilViscosity(cp)2014-06-25.4375000000Klayer:1INJECTOR1INJECTORCO2INJECTORSPRODUCER101002000100200-100-90-80-70-60-50-40-30-20-100-100-90-80-70-60-50-40-30-20-1000.0035.0070.00feet0.0010.0020.00metersFile:y102-p3-s（750）+co2（0）.irfUser:AdministratorDate:2014/11/3星期一Scale:1:481.593928Y/X:2.00:1AxisUnits:ft525446483103122142161181200STARSFLUIDMODELTEMPLATE#26OilViscosity(cp)2014-06-25.4375000000Klayer:1INJECTOR1INJECTORCO2INJECTORSPRODUCER101002000100200-100-90-80-70-60-50-40-30-20-100-100-90-80-70-60-50-40-30-20-100100.0035.0070.00feet0.0010.0020.00metersFile:y102-p3-s（600）+co2（150）.irfUser:AdministratorDate:2014/11/3星期一Scale:1:481.638825Y/X:2.00:1AxisUnits:ft525446483103122142161181200STARSFLUIDMODELTEMPLATE#26OilViscosity(cp)2014-06-25.4375000000Klayer:1注入化学剂最小粘度，mPa.s波及面积(粘度≤180mPa.s)，m2水溶性体系(750t)49.2171.870624CO2(750t)5.91327.483216水溶性体系(600t)+CO2(150t)32.51192.773808注二氧化碳的降粘效果最佳，波及面积最大。综合考虑成本及CO2的溶解压力和返排、气窜问题，推荐“CO2和降粘剂”复合吞吐。注入600t水溶性+150tCO2的粘度场水溶性体系+CO2”降粘增能强化冷采技术（1）注入方式的优化4、工艺参数优化设计名称CO2注入强度，t/m直井22.533.54水平井0.511.522.5水溶性体系注入强度优化60062064066068070000.511.522.53二氧化碳注入强度，t/m周期净增油量，tCO2注入强度的水平设计分别对4m～12m厚度油藏进行数模优化：水溶性降粘体系最佳注入强度：80m3～100m3；CO2注入强度为1.5-3t/m（2）注入量/强度的优化利用数值模拟方法，结合现场实施效果的统计分析，确定了不同工艺的油藏适用范围，指导措施的优选和现场实施。渗透率(mD)：变异系数：油藏埋深(m)：油层厚度(m)：400200水溶性微乳液0.80.7水溶性微乳液800N2CO26N2CO220000400001000水溶性微乳液油溶性原油粘度(mPa.s)：油藏条件3、工艺技术适应性二、提高稠油油藏单井产能工艺典型井例:营8-532013.4在营8-53井实施水溶性降粘增能强化冷采技术，2013年5月开井，措施后日液、日油大幅提高，日液峰值10.2t，日油峰值4.2t，累计生产436天，累液2286.2t，累油947.6t。近两年，在胜利油田稠油区块累计实施降粘增能冷采吞吐工艺175井次，平均单井增油585t。平均有效天数平均井次增油181d585t类型井次低液低效井105长停井32薄层井20新投井18合计175措施类别井次增油量总费用万元产出投入比40美元降粘剂+氮气3556166.19降粘剂+二氧化碳98621510.46降粘剂1456111010.88注：经济效益分析总井次去除新开井现场应用经济效益分析•药剂费用2万元/井次、施工费8万元/井次；•氮气2.5元/Nm3，二氧化碳1000元/t。单井投入费用10-16万元，按照原油价格40$/bbl计算，产出投入比达到6-10，具有较高的经济效益，适应当前低油价形势。5、现场应用及效果分析一、前言二、提高稠油油藏单井产能工艺三、改善稠油油藏水驱效果技术四、下步工作汇报提纲三、改善稠油油藏水驱效果技术体系与原油分子间相互渗透，穿插于原油表面，在原油表面产生粘滞力，便于原油剥离和流动，形成“混合相”，改善了流动能力同时，提高洗油效率。自扩散体系与原油相互作用示意图体系水溶液流动方向自扩散降粘体系能够改变岩心润湿性，使岩心由中性变为亲水性；相渗曲线测试：CPE驱后残余油饱和度由33.81%降到17.47%。00.040.080.120.160.202004006008001000体系浓度，mg/L润湿指数，lg(A1/A2)不同浓度与润湿指数的关系改变润湿性能体系浓度600ppm空白实验驱油性能浓度，ppm驱替效率，%提高幅度，%046.3010047.341.0430049.533.2360056.059.75100058.2411.94150061.1114.81体系浓度低于300ppm对驱替效率的影响非常小；浓度600ppm的水溶性自扩散能够提高管式驱驱替效率10%左右；水驱后不同浓度自扩散驱不同浓度自扩散驱驱替效率不同浓度自扩散驱驱替效率吸附性能体系在油砂上吸附量：200µg/g常规高分子表面活性剂在油砂上吸附量：1000µg/g体系用量对静态吸附量的影响1、CPE驱作用机理与性能三、改善稠油油藏水驱效果技术建立试验区块的地质模型营12斜244井组地质模型营12斜244井组重点区域（井）含水的拟合曲线储量，万吨累计产液量，t累计产油量，t含水，%注入量，万吨实际值56.5395695969140789.4156.5计算值55.8885732629407889.2356.84误差，%1.151-0.644-2.9220.201-0.602建立地质模型，完成储量、产液（油）量和含水以及注入井累计注入量等参数的拟合，为方案优化提供准确数据。注入浓度注入方式注入量注入速度体系浓度：1000ppm注入量：0.417PV药剂段塞：水驱段塞=3:1注入速度0.110PV/a矿场推荐方案2、CPE驱方案设计三、改善稠油油藏水驱效果技术母液配制及注入流程图营12斜244井组含油面积0.3Km2，油藏中深2200-2300m、厚度5m，渗透率为110-289×10-3μm2，孔隙