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精准注气:每注1立方米气创效7元

来源:中国石化报 日期:2018-03-13 浏览量:

截至2017年底,西北油田单井累计注气4.8亿立方米,累计增油154.9万吨,阶段提高采收率1.77个百分点;单元累计注气2.2亿立方米,累计增油42.6万吨,阶段提高采收率0.45个百分点。氮气总注入量可装满4个多天山天池

近日,位于新疆塔里木盆地的西北油田TH12301井前,5辆注氮车一字排开。在震耳欲聋的注氮机完成阶段注气后,注气工李长林向同事“抱怨”:“以前都是一口气注完了事,现在是注了停、停了注,活儿不好干啊!”

与此同时,离TH12301井700多公里的勘探开发研究院提高采收率研究所里,西北油田高级专家刘学利在电脑上用数值模型模拟出TH12301井组地下的复杂情况——氮气多次注入地下后,沿着裂缝将剩余油驱替到另一口井下待采。

“塔里木盆地地下裂缝四通八达,导致有时出现气窜现象,注气效果不好。2017年,我们建立了缝洞型油藏地质模型和数值模型,能清晰反映地下五六千米剩余油的分布情况,这样就可以控制氮气注入量,让注入的每一立方米气都产生效益。”刘学利说。

注气逼出地下溶洞顶部的“阁顶油”

西北油田于1997年发现我国第一个海相碳酸盐岩大型油气田塔河油田后,年均增加油井200余口;“十二五”期间年产原油最高达到700多万吨,跨入我国陆上十大油田之列。

塔河油田主要是缝洞型碳酸盐岩油藏,储层非均质性极强,连通性复杂,无法形成规则的整体控制的注采井网,油井往往初产高、衰竭快,勘探开发是世界级难题。

自2005年开始,科研人员对单井单元和多井缝洞单元进行注水替油,年均注水312万立方米、增油50多万吨,减缓自然递减率5个百分点。但是,随着注水轮次增加,低产低效井不断增加,注水效果越来越差。

至2011年底,注水替油井数已占总采油井数的44.5%,注水替油效果变差和失效的油井已达200余口,占注水替油总井数52.6%,且呈增加趋势。西北油田勘探开发研究院副院长杨敏说:“当时,国外注气工艺能提高油田采收率10个百分点以上,国内也有15个油田或区块积极开展先导试验。所以,我们将目光瞄向了三次采油技术。”

在西北油田提出注气替油的想法后,科研团队经过调研,首次在TK404井开展注气替油先导试验。“缝洞型油藏与桂林溶洞的形态相似,存在于五六千米的地下。在开发过程中,溶洞顶部总会有大量剩余油无法开采,我们称作‘阁顶油’。我们通过产研结合,明确了注氮气开采机理,构建科学有效的注气开发方式,利用氮气与原油的密度差,将氮气注入地层后使其聚集在缝洞型油藏溶洞顶部,把顶部‘阁顶油’逼出来。”杨敏说。

2012年12月,TK404井经过3轮注气后实现增油5800吨,成功开启西北油田的三次采油之路。

经过多井次实践,科研人员形成一套有效的注气替油潜力井优选方法,使注气井有效率达93.3%,注气现场的注气工艺标准和安全标准也形成体系。2013年,西北油田扩大先导试验规模,当年实施注气替油102井次,累计增油9万吨。

“这时,我们遇到了瓶颈。我们发现,随着注气程度加深,注气井周边的剩余油不断减少,注气效率降了下来。”杨敏说。

对此,科研团队设计出单元注气方案。单井注气是哪口井注气,哪口井见效;而单元注气,不仅注气井受益,而且周边油井也受益,收到辐射增油的效果。

2014年3月,西北油田在塔河四区开展S48单元氮气驱先导试验。经过3年多注气,该单元14口油井增油12.73万吨,一组低效井重焕青春。

至此,西北油田开始大规模应用注气三次采油工艺,注氮气已成为注水后提高采收率的接替技术。

方气换油率从0.53吨提高至0.75吨

国际油价断崖式下跌后,一些注气措施因为成本高而停止。要想降低成本,注气工艺亟待优化。

“我们创新了缝洞型油藏物模构建方法,针对常规物理模型不能反映实际油藏中油气水流动规律的问题,利用成像测井和属性资料来刻画。”刘学利说。

通过模拟注气,科研人员总结了6种剩余油基本类型,实现缝洞型油藏非均质性及剩余油复杂性的表征模拟;同时通过自主创新搭建了油藏高温高压条件下物模实验平台,开展缝洞型油藏注气流动规律、驱替效率研究等基础实验。

“我们针对不同能量气驱井组,利用数值模拟手段,对纯气驱和气水交替驱两种不同注气方式的增油效果进行对比。根据研究结果,对能量较强井组采用纯气驱开发方式,对能量较弱井组采用气水交替驱开发方式。”刘学利说。

实验发现,纯气驱可以实现气顶驱和强底水协同作用,改变流场、动用水驱无法波及的井间剩余油;而气水交替驱既补充了油藏能量,又扩大了气驱波及体积,提高了井间剩余油的动用程度。这样一来,西北油田完善和丰富了多井单元氮气驱气水协同开发方式,形成了科学有效的注气开发技术。2017年,西北油田对10个井组进行复合驱开发,实现增油4.7万吨。

针对岩溶储集体连片分布、规模大的风化壳油藏,西北油田设计了沿构造高部位构建高注低采面积井网,实现平面上多向驱替、纵向上有效驱替。针对呈条状展布的古河道岩溶储集体,西北油田构建了缝注暗河采井网,进行短注长采,达到长期有效的目的。刘学利说:“这是我们产研结合构建的缝洞型油藏差异化气驱井网。”在这一技术思路指导下,西北油田编制S67单元空间立体井网构建方案,实施后单元日产量由2017年初的130吨恢复到185吨。

通过科研攻关,西北油田2017年注气1.6亿立方米,增油62.1万吨,方气换油率从2013年的0.53吨提高至2017年的0.75吨。刘学利说:“经过地下高温高压的作用,300立方米氮气被压缩成1立方米高浓度氮气来驱油。按照当前油价,0.75吨/立方米的换油率说明,地面每注入1立方米气,便会产生大约7元的效益。”刘学利说。

累计注入可装满4个多天山天池的氮气

塔里木盆地资源丰富,目前采出率还较低。“十二五”期间,西北油田探索注气三次采油、超深层稠油掺稀开采、高产井见水预警等技术,使塔河缝洞型油藏自然递减率下降4.2个百分点。

但是,受地层能量下降、油井含水上升、注水失效井增多等因素影响,碳酸盐岩缝洞型油藏年均自然递减率达到29.39%,提高采收率成为“十三五”油气开发的关键。西北油田联合科研机构、高校及塔里木油田,承担“十三五”塔里木盆地碳酸盐岩油气田提高采收率关键技术示范工程,该工程是国家中长期科学和技术发展规划纲要确定的22个示范工程之一。

“自2016年以来,西北油田联合多家科研机构和院校,开展‘十三五’国家重大专项示范工程,以提高采收率为核心目标,在塔河建立示范区,其中注气三次采油参数优化是核心技术。”西北油田副总经理胡文革说。

注气三次采油工艺的开发应用,为我国海相碳酸盐岩领域提高采收率技术进步及可采储量增长提供了有力支撑。

目前,西北油田注气工艺为注液氮、气水混注和纯注氮气三种模式。同时,西北油田开展的二氧化碳驱油、蒸汽驱油、化学泡沫驱油等多种三次采油先导试验均获得成功,待今后规模应用。

通过近年来持续的探索研究,截至2017年底,西北油田单井累计注气4.8亿立方米,累计增油154.9万吨,阶段提高采收率1.77个百分点;单元累计注气2.2亿立方米,累计增油42.6万吨,阶段提高采收率0.45个百分点。氮气总注入量可装满4个多天山天池。

2018年,西北油田计划单井注气320口,实现55个单元注气,预计全年注气增油64万吨。

来源: 中国石化报 2018年03月12日  作者: 张洋 谢爽

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