公司的现状₂在中国资助建设蒸汽驱先导试验

文摘

挑战是提高重型蒸汽驱采油后期阶段。这一挑战是由于降低残余油饱和度,高steam-oil比率,较低的盈利能力。有限公司的现场试验₂资助建设进行了蒸汽驱技术在卫星块蒸汽驱重油油藏新疆油田(中国)。在现场试验中,积极响应公司₂资助建设蒸汽驱观察治疗,包括逐步增加重油产量,提高地层压力和含水下降。生产井的测试区域主要表现出四种类型的生产动态,和一些生产井时表现出完全不同的生产动态,从那些在蒸汽驱。通过公司在被淹没₂资助建设蒸汽驱,这些井表现出重力排水模式没有蒸汽通道问题,因此,他们取得了稳定的石油生产。此外,乳化油和有限公司₂泡沫从生产井生产,同意与实验室测试的结果。reservoir-simulation-based对测试储层的预测表明,有限公司₂资助建设蒸汽驱技术可以减少steam-oil比率从12米³(CWE) 6 m / t³(CWE) / t和能产生70%的最终采收率。

1。介绍

提高原油采收率(采油)重油资源主要集中在减少重油粘度(1]。通常用两种方法:热方法和注气。热方法是目前应用最广泛的技术。热方法依赖于使用加热降低重油的粘度,导致一个更大的采收率(2]。注气(如有限公司₂)是另一个重要的方法增加康复轻油水库。实验室研究和现场实践表明,有限公司₂光油有良好的溶解性,有助于提高oil-swelling和粘度降低的效果。有限公司₂混相驱取得了巨大的成功在轻油水库3- - - - - -5]。非混相有限公司₂注射(包括公司₂蒸汽吞吐和连续有限公司₂注射)主要是探讨冷复苏的重油(1,6- - - - - -8]。有限公司₂很少用于热回收的溶解度有限公司吗₂在高温条件下,低粘度降低的效果产生不利影响。

蒸汽驱作为继承技术后蒸汽huff-n-puff有效提高采收率。蒸汽huff-n-puff通常是通过常规完成转换为蒸汽驱,多个区域穿孔和混合的方式生产。然而,这样的一个直接转换策略导致了一些问题,如严重的蒸汽通道,steam-oil比率高,驱油效率较低,和糟糕的经济效益9,10]。为了解决蒸汽通道的问题,许多油田都采取了一系列堵塞控制措施,包括气体泡沫注入,高温凝胶和其他配置文件控制技术(11- - - - - -14]。使用这些措施,蒸汽输送方向可以在短期内改变,导致效果的短期阻塞通道,调整蒸汽吸收剖面,扩大steam-sweeping体积在某种程度上,从而提高石油采收率。然而,这些概要文件控制方法不能帮助提高采油从长远来看,因为他们不能从根本上解决蒸汽通道的问题或其他的洪水问题。因此,它是非常重要的开发和应用有效的替代技术在蒸汽驱阶段。物理实验室规模的实验和数值模拟表明,通过调整穿孔和注射间隔有限公司₂协助注汽,重油可以大大提高回收率,steam-oil比率可以减少,后期蒸汽驱的性能可以有效地改善。现场试验测试有限公司₂资助建设进行了蒸汽驱的卫星块新疆油田。本文报告初步试验的初步结果。

2。测试区域的地质背景

新疆卫星块浅重油油藏。沉积环境由一组辫状河三角洲前缘沉积,包括支流海湾、河口砂坝和水下分流河道微相。生产层系统 ,它是由一组细到粗粒砂岩。的J₃问₂^{2 - 1}砂体平均孔隙度为30.3%,平均渗透率 μ米²,平均含油饱和度为78%。的厚度J₃问₂^{2 - 1}层是13.0 - -25.0米,平均厚度18.0米。的厚度J₃问₂^{2 - 2}层是13.0 - -26.0米,平均厚度21米。的J₃问₂^{2 - 2}层平均孔隙度为28.2%,平均渗透率 μ米²,平均含油饱和度为73%。这两层有一个高度的异质性。例如,medium-fine砂岩的渗透率的顶部J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}层范围从4000 mD - 5000。一套0.5 -2.0米厚泥质砂岩、砂砾岩、泥岩层夹在中间J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}层。泥质砂岩和砂砾岩层的渗透率变化从100 mD - 800。九好集团涉及卫星共有48井新疆块选择进行现场试验。

2.1。测试区域的发展历史

测试区域是使用反向名井网开发的,共有48井(即。,九39蒸汽注入井和生产井)。蒸汽驱始于1998年。2016年,steam-oil比率达到12米³(CWE) / t,表明这个水库不能发达经济和可能面临关闭。整个开发过程可分为两个阶段:pre-steam-breakthrough阶段(1)和(2)post-steam-breakthrough阶段。图1显示了测试储层的生产历史。从图可以看出1前八年的生产蒸汽突破,总共0.8 PV注射,累积回收率为15.6%,steam-oil比率是6.67米³(CWE) / t。在pre-steam-breakthrough采油阶段是令人满意的,伴随着良好的热蒸汽的利用率。一个蒸汽突破事件发生在2007年。蒸汽突破后,总共0.7 PV的蒸汽注入在11年,导致7.2%的原油采收率和steam-oil比率为12.5 m³(CWE) / t。很明显,在post-steam-breakthrough阶段,蒸汽的热利用效率急剧下降,导致采油效率的降低。蒸汽突破后,生产井表现出耐高温和高含水特征。此外,蒸汽主要是集中在2 - 3米厚油层的顶部J₃问₂^{2 - 1}蒸汽循环,导致洪水和无效的优惠。蒸汽室的体积进一步扩张是很困难的。间歇蒸汽注入和间歇的油井生产实施维护生产一种低效的方法(15]。图2显示了蒸汽吸收的变化我在新疆卫星。从图可以看出2蒸汽突破后,有一个蒸汽吸附峰前射孔段的一部分。

2.2。剩余油分布

为了明确剩余油的分布特征在测试区域,并提供一个基础井网调整和穿孔的间隔,四个井钻在测试区域和随后空心研究剩余油的分布。图3显示了一个示意图显示9个试验井的位置(固体蓝色圆圈)和三个空心井(固体红圈)。

据统计空心井的剩余油的分布特征的卫星块可以概括如下:(1)的含油饱和度J₃问₂^{2 - 1}层从上到下逐渐增加,也是同样的情况J₃问₂^{2 - 2}层;(2)J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}层剩余油饱和度较低的上部分因为优惠蒸汽洪水发生在这些位置;(3)具有挑战性的顶部的蒸汽问题J₃问₂^{2 - 1}层比那些更严重的顶部J₃问₂^{2 - 2}层;和(4)层J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}是两个相对独立的单位。之间的夹层作为一个有效的不透水层J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2},导致未能通过注入蒸汽夹层和呆在两个生产层。

表1提出了一种基于统计摘要从空心井获得的信息。平均的初始含油饱和度J₃问₂^{2 - 1}层高于J₃问₂^{2 - 2}层。尽管总体采收率J₃问₂^{2 - 1}一层一层高于10 - 15%J₃问₂^{2 - 2}复苏,仍有很大潜力的中下游部分J₃问₂^{2 - 1}层。

根据取心结果后蒸汽驱,J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}代表两个相对独立的流动单元,这两个形成蒸汽通道,导致低剩余油饱和度的两个石油层的顶部。两层从上到下表现出含油饱和度增加,这部分是由于纵向非均质性的两层的渗透率。针对上述现象,水库的实际特性,建立了数值模拟模型(图4)。模型模拟反九点井网。有九井模型中,中间一个蒸汽注入井和生产井。模型的网格大小 ,和网格分辨率 ,共有6525个网格。模型的净总值比率为0.55,平均孔隙度储层J₃问₂^{2 - 1}是0.3,储层的孔隙度J₃问₂^{2 - 2}是0.28,层间的孔隙度是0.05。的渗透性J₃问₂^{2 - 1}变化从5000 mD 1200 mD从上到下,平均价值2600。的渗透性J₃问₂^{2 - 2}变化从4500 mD 800 mD从上到下,平均价值1100。有一个1米厚的物理之间的夹层J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}层。两组数值模拟结果进行了比较。从模型中,发现有高渗透率层的顶部J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}。该模型的目的是模拟50 - 400 mD的层间渗透率是否影响了每个水库的残余油分布规律时,井底蒸汽质量是0.6和0.3,分别代表高质量和低质量的蒸汽。生产井和注汽井射孔方法采用穿孔整个储层部分。

图5显示了蒸汽质量的仿真结果为0.6。当蒸汽质量是0.6和层间的渗透率大于100 mD,低含油饱和度区位于顶部J₃问₂^{2 - 2}没有出现。当层间的渗透率小于100 mD,低含油饱和度区位于顶部J₃问₂^{2 - 2}开始出现。这意味着层间渗透率可能发挥重要作用的清扫效率低J₃问₂^{2 - 2}层。质量为0.6时,流体进入效果层的顶部J₃问₂^{2 - 2}层主要是蒸汽。所以,当层间的渗透率大于100 mD,层间没有阻止蒸汽渗透的能力,允许它通过夹层渗透而进入上层油层。低含油饱和度区域的顶部J₃问₂^{2 - 2}是不明显的。

图6显示了蒸汽质量的仿真结果为0.3。蒸汽质量为0.3时,即使在层间渗透率增加从50到800年,有低含油饱和度区域顶部的层J₃问₂^{2 - 1}和层J₃问₂^{2 - 2}所有的计算结果。这一现象的原因是液相低蒸汽干燥的主要成分。由于重力分异,层J₃问₂^{2 - 2}主要是热水驱动的,层J₃问₂^{2 - 1}主要是蒸汽驱动的。此时,注入介质很影响剩余油的分布。

从计算结果可以看出,注入介质和夹层影响剩余油的分布规律。之间的夹层J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}在卫星块主要是泥质砂岩的渗透率200 - 800 mD,没有能力阻止蒸汽流量。条件下的高质量的注蒸汽,蒸汽能有效穿透层间,形成有效steam-oil两层重力偏析。因此,低干燥注入蒸汽的原因这种残余油分布模式的形成。后期的蒸汽驱、间歇蒸汽驱和劣质热水驱通常被用来缓解蒸汽通道的问题。然后,剩余油分布将会主导热水驱过程(图6)。在这个hot-water-flooding-dominated情况下,将问题在这两个层比steam-flooding-dominated过程变得更加严重。

2.3。工程设计有限公司₂资助建设蒸汽驱

2.3.1。射孔设计

九组在后期卫星块蒸汽驱的被选为试点测试区域的有限公司₂资助建设蒸汽驱技术。测试区域基本上是在关机前的状态转换。的总石油日产量九好集团10 t, steam-oil比率为12.5,采收率为45%。因为传统蒸汽驱采用射孔方案的区域完全穿孔,一旦蒸汽突破生产将产生更多的蒸汽,蒸汽循环导致无效。

上述讨论表明之间的夹层J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}主要是泥质砂岩。由于夹层不能阻止蒸汽流量,他们可以开发作为一个单独的层。穿孔的调整方案如图7。由图所示7、部分穿孔是中下游部分的实现J₃问₂^{2 - 2}层防止蒸汽突破生产从上两层的效果区域。由coinjecting有限公司₂和高品质的蒸汽进入中低的一部分J₃问₂^{2 - 2}层,蒸汽可能上升,通过层间,这有效地产生中间的重油和较低的部分J₃问₂^{2 - 1}层和重油的上部J₃问₂^{2 - 2}层。使过冷控制还可以利用来实现重力排水生产模型,这有助于从根本上解决蒸汽通道的问题。

表2和图8显示仿真结果和射孔厚度对生产性能的影响。射孔厚度越小,越接近底部的射孔位置J₃问₂^{2 - 2}。这将有助于创建一个有效生产时间长,且最终会导致更高的石油产量累积。总的来说,在数值模拟模型中,射孔厚度越小,初始液体产量越低,但对液体生产射孔厚度影响不大。由于异质性的实际储层,以确保生产能正常生产液体和有更多的上层空间重力泄油,建议射孔厚度是4 - 5米。

2.3.2。注入量设计

数值模拟的效果进行检查coinjecting不同数量的有限公司₂对生产性能和蒸汽。根据仿真结果,我们发现储层响应的coinjection有限公司₂和蒸汽以更有利的方式比纯蒸汽注入。石油产量峰值还高。图9显示的效果coinjecting不同数量的有限公司₂50 t蒸汽的生产性能。从图可以看出9添加更多的公司₂生产蒸汽导致更快的响应和更高的峰值石油生产。进一步仔细检查每吨额外的累积产油量的有限公司₂表明注射注射1吨的有限公司₂50吨的蒸汽提供最佳性能,导致额外的2 - 3米³每吨石油生产的公司₂注入。

从运营的角度来看,一个交替注入方式可以比coinjection模式更容易实现。仔细考虑后,现场测试是由另外注入更大一部分蒸汽和一个小得多的弹头的有限公司₂。在现场试验中,有限公司₂注射的形式小鼻涕虫,和每个蛞蝓包含10吨的公司₂。蒸汽喷射时停止有限公司₂注射,注蒸汽后恢复公司吗₂注入完成。每个注射周期持续了大约10天。这种注射策略可以帮助减轻公司引起的腐蚀问题₂注射,注射压力应该严格监控,确保喷射压力的波动不超过设计压力值的20%。这样做是为了避免低温冷却的场景,在该场景中,生产井由于过度的压力波动变得难以控制。

3所示。现场试验的初步结果

3.1。生产反应测试区域的有限公司₂蒸汽Coinjection

的有限公司₂蒸汽coinjection是2018年10月底开始。图10显示了测试区域的生产资料的有限公司₂蒸汽coinjection。在公司₂蒸汽coinjection,流体生产现场试验的早期阶段稳步增长,而石油削减也表现出越来越大的趋势。steam-oil率和含水显示一个有效的减少。图11显示了production-injection井口压力和平均比在现场测试记录。测试区域的瞬时production-injection比例仍大于1.5在2018年11月。平均油(井口)压力从初始值为0.01 MPa提高到0.15 MPa,表明形成由公司的一切₂注入。总体而言,水库的反应相当的有限公司₂蒸汽coinjection。

图10进一步表明,液体生产不能有效遏制,表现出不断增加的趋势。应该注意的是,有活跃的水体测试区域的东部和南部地区。水回收率(即。,the ratio of the produced water to the injected water) in the steam huff-n-puff+steam flooding stage was 136%, indicating that the test area was already under the influence of water invasion from the water bodies. As of January 31, 2020, the water recovery rate during the CO₂资助建设蒸汽驱阶段已经达到114.67%,这低于回收率的经验在蒸汽huff-n-puff +蒸汽驱阶段,所以注入有限公司₂可以控制水的入侵。不幸的是,2020年1月以来,由于COVID-19的影响,现场注入有限公司₂是停止了。尽管production-injection比率仍然高于1.5(图11),含水上升到约96%,平均从0.15 MPa井口压力下降到0.062 MPa。后停止有限公司₂注塑,生产注射比增加,导致地层压力下降。这减少压力可能会进一步加剧海水入侵问题,导致含水率的增加和减少石油产量。目前,测试区域正在操作调整。

3.2。分类测试区域的生产井

生产动态分析的基础上早期的有限公司₂蒸汽coinjection,发现生产井动态测试区域表现出四种不同的生产特点。

第一类(I型)的特点是高出液温度和大量液体转换后生产。图12显示了这种类型的的生产动态。打开后射孔段的下部J₃问₂^{2 - 2}层,这种类型的转换为有限公司₂资助建设蒸汽驱。出液温度增加生产的开始阶段,一般的温度~ 100°C。此外,一个更大的液体产量随之而来。这样的井被认为有足够的剩余能量的中下游地区J₃问₂^{2 - 2}层在前面的蒸汽驱阶段。此外,这种类型的有一个非常好的连接蒸汽注入井,所以它有一个高的温度和较高的液体体积的转换和模式长时间保持稳定。因此,严格的液体提取需要实现这些控制措施井防止蒸汽/燃气通道。

II型井表现出逐渐减少流体产量和出液温度后转换。图13显示了这种类型的的生产动态。这些井能够恢复中下游地区的某些地区J₃问₂^{2 - 2}。在一开始,J₃问₂^{2 - 2}在这些井层也有大量的残余能量从原始蒸汽驱、I型井一样,但不同的是,这些制造商没有稳定的蒸汽注入井,和补充的能量有限公司₂蒸汽coinjection是不够的。因此,当所有的剩余能源生产、能源供应不足,所以液体生产和液体温度降低了。这些类型的井可以开发一段时间后,导致流体产量逐渐增加。如果没有液体在后期或生产井液长期产量较低,蒸汽huff-n-puff可以促进与蒸汽注入井的连接。

类型III井后被较低或没有流体生产类型转换。图14显示了这种类型的的生产动态。这些井注蒸汽井可怜的连通性,在原来的蒸汽驱,层J₃问₂^{2 - 2}没有有效的利用。通常,液体产量普遍小于8 t / d,或任何液体产生。对于这样的井,可以采取措施,如蒸汽huff-n-puff加速与注汽井的连接。在图所示的好14转换后不能有效地发达,一轮蒸汽huff-n-puff进行创造与蒸汽注入井的沟通。

IV型井表现出逐渐增加温度和流体产量后转换。图15显示了这种类型的的生产动态。这种类型的好慢慢建立了热与蒸汽注入井之间的通信,导致逐渐增加液体生产。从图可以看出15这种类型的好表现出更好的生产反应比其他类型的井,因为石油生产更加稳定和含水较低。类似于I型井,液体产量达到一定阈值时,液体生产应该适当控制,防止蒸汽/气体通道。

另一个有趣的现象是观察到的液体产生的有限公司₂蒸汽coinjection过程。图16显示的数字图像乳化泡沫产生的石油有限公司₂蒸汽coinjection过程。这种现象并没有发生在steam-only-treated井。实验室和现场试验表明,这种类型的乳化泡沫油能显著降低重油的粘度16,17]。需要进一步研究揭示机制导致这种乳化泡沫油的形成,这是蒸汽和时创建有限公司₂coinjected恢复重油。这种现象主要发生在井温度相对较低的生产。初步认为,这些井的井底油粘度高,二氧化碳的溶解度高,和自由气体释放在减压过程中。然而,由于油的粘度高,自由气体被困在石油和没有连续气相形成,这形成泡沫油。泡沫油可以帮助减少重油的粘度。

4所示。结论

(1)首先考虑的地质特征J₃问₂^{2 - 1}和J₃问₂^{2 - 2}层,这两层的剩余油分布,研究人员结合两个发展到一个单独的层。生产井的射孔间隔和蒸汽注入井的中下游地区重新定位J₃问₂^{2 - 2}层。射孔厚度降低到4 - 5米。在蒸汽驱的后期,有限公司₂资助建设蒸汽进行了洪水。首先,大量的蒸汽注入,然后,一个小得多的公司₂段塞注入。(2)的有限公司₂资助建设蒸汽驱技术可以有效地提高地层压力,降低含水率,提高production-injection比率。在一般情况下,现场试验表明,有限公司₂资助建设蒸汽驱有效抑制蒸汽通道在测试区域。(3)四种类型的生产商,这表现出不同反应生产有限公司₂资助建设蒸汽驱、分类。类型IV良好的井有限公司₂资助建设蒸汽驱治疗,而其他类型的井不太有利公司作出了回应₂资助建设蒸汽驱的治疗。(4)的有限公司₂资助建设蒸汽驱表现出比蒸汽驱生产特征明显不同。中的一个独特现象观察到液体产生的有限公司₂资助建设蒸汽驱过程乳化泡沫油的形成。这个泡沫油乳化可以显著降低重油的粘度。

数据可用性

数据请求。

信息披露

本文是一个修订版本的会议论文SPE - 201832女士在SPE俄罗斯石油技术会议,2020年10月。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

我们感激地承认金融支持提供的成熟,中国石油天然气集团公司(CNPC)。

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