特超稠油油藏注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐提高采收率技術(shù)

1、特超稠油油藏注氮?dú)廨o助蒸汽吞吐提高采收率技術(shù),2007年6月,,前言,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?shù)優(yōu)選,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,認(rèn)識與結(jié)論,六,八,七,主要內(nèi)容,前言,一,二,三,四,五,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)饧诱羝掏绿岣唛_發(fā)效果的機(jī)理,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч谛陆⑦|河、勝利等油田已有應(yīng)用，取得了很好的效果；,前言,研究的目的,大規(guī)模應(yīng)用于克拉瑪依九7+8區(qū)齊古組

2、特超稠油油藏為國內(nèi)尚屬首次，其注氮適應(yīng)性、作用機(jī)理、操作參數(shù)有待深入研究；,開展特超稠油油藏注氮?dú)馓岣卟墒章始夹g(shù)的數(shù)?？萍脊リP(guān)，為改善特超稠油開采效果，提高吞吐階段采收率，減緩超稠油產(chǎn)量遞減提供一條有效途徑，同時對九7+8區(qū)及類似特超稠油油藏的開發(fā)提供技術(shù)支持。,,前言,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?shù)優(yōu)選,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,認(rèn)識與結(jié)論,六,八,七,主要內(nèi)容,一,二,三,四,五,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)饧诱羝掏绿岣?/p>

3、開發(fā)效果的機(jī)理,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,1.1 熱采法,1.1.1 常規(guī)熱采方法,蒸汽吞吐,使用各種助劑改善吞吐效果，助劑主要有天然氣、氮?dú)狻⑷軇?輕質(zhì)油) 及高溫泡沫劑(表面活性劑) ，生產(chǎn)周期延長，吞吐采收率由15%提高到20%以上。,蒸汽驅(qū),美國的克恩河油田和印度尼西亞的杜里油田,火燒油層,由常規(guī)火驅(qū)變?yōu)閺?fù)合驅(qū)。例如， 利用水平井進(jìn)行重力輔助火燒油層(COS

4、H ，也譯作燃燒超覆分采水平井) 、火驅(qū)與蒸汽驅(qū)復(fù)合驅(qū)等，從而提高采收率，提高經(jīng)濟(jì)效益,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,1.1 熱采法,1.1.2 蒸汽輔助重力泄油技術(shù)(SAGD),3 種方式:雙水平井、水平井直井組合方式，單井SAGD,1.1.3 蒸汽與非凝析氣推進(jìn)(SAGP) 技術(shù),將SAGD工藝改進(jìn)，注入非凝析氣(如天然氣)。非凝析氣與蒸汽一起從生產(chǎn)井上方的注入井注入。天然氣在注入井上方的腔體內(nèi)聚集，降低熱損失。,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,

5、1.1 熱采法,1.1.4　水平壓裂輔助蒸汽驅(qū)(FAST) 技術(shù),將成熟的水力壓裂技術(shù)與蒸汽驅(qū)技術(shù)有機(jī)地結(jié)合起來，通過水力壓裂在油層中形成可控制的水平裂縫來改善油層蒸汽驅(qū)的效果。水平裂縫輔助蒸汽驅(qū)技術(shù)是用于開采中淺層(即可以形成水平裂縫油層)稠油油藏和特、超稠油油藏最為成功的技術(shù)之一。,1.1.5 間歇蒸汽驅(qū),蒸汽驅(qū)注汽井采取注汽段時間再關(guān)井一段時間的非連續(xù)注汽，此時采油井一般仍采取連續(xù)開采方式生產(chǎn)。,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,1.1

6、熱采法,1.1.6一注多采技術(shù),優(yōu)選井間熱連通性好的井組，選取1口中心井大注汽量間歇注汽，周圍井依靠中心井注入能量連續(xù)生產(chǎn)，從而實現(xiàn)井組整體吞吐，擴(kuò)大蒸汽波及面積，提高驅(qū)油效率，達(dá)到改善吞吐效果的目的。,1.1.7 多井整體蒸汽吞吐,把射孔層位相互對應(yīng)、汽竄發(fā)生頻繁的部分油井作為一個井組，集中注汽，集中生產(chǎn)，以改善油層動用效果的一種方法。原理為利用多井集中注汽、集中建立溫度場，提高蒸汽的熱利用率。,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,1.2 冷采法

7、,1.2.1 物理法冷采,出砂冷采,1.2.2 化學(xué)冷采,化學(xué)吞吐,井筒化學(xué)降粘、油層化學(xué)降粘解堵、洗井液中加降粘劑,溶劑蒸氣抽提(Vapex),特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,1.2 冷采法,1.2.3 注CO2方法,機(jī)理主要有:降粘，促進(jìn)原油膨脹，解堵，降低界面張力和溶解氣驅(qū)。,1.2.4 注煙道氣方法,將稠油熱采的鍋爐煙道氣經(jīng)過處理、增壓后注入油層，與油層中的殘留原油混溶成一種流體而驅(qū)替產(chǎn)出的三次采油方法。,1.2.5 露天開采技術(shù),1.

8、2.6 微生物采油,1.3 稠油注氮?dú)饧诱羝掏卵芯楷F(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,20世紀(jì)70年代美國和加拿大不僅開展了室內(nèi)實驗，而且對不同的油藏進(jìn)行了注氮?dú)忾_發(fā)89年我國開始了注氮?dú)忾_發(fā)油田的實驗，到90年代中期，由于膜分離制氮技術(shù)在中國的發(fā)展，為氮?dú)庠谟吞镩_采上的應(yīng)用提供了有利條件。,遼河油田 、克拉瑪依、八面河油田面120區(qū)塊、樂安特稠油油藏有應(yīng)用，但象九7+8區(qū)類似粘度的油藏大規(guī)模開發(fā)還很少。,,前言,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?/p>

9、數(shù)優(yōu)選,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,認(rèn)識與結(jié)論,六,八,七,主要內(nèi)容,一,二,三,四,五,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)饧诱羝掏绿岣唛_發(fā)效果的機(jī)理,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,新疆九區(qū)齊古組油藏地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,九區(qū)齊古組油藏位于克拉瑪依市以東約45km處，九7+8區(qū)位于其西北部，含油面積9.3km2，地質(zhì)儲量3412×104t，是九區(qū)原油粘度最高的區(qū)塊。,,地面脫

10、汽原油粘度(50℃)變化在1988～15153mPa·s之間，平均48847mPa·s。20℃時地面脫氣原油粘度為121800mPa·s。,Pi=1.8MPa，壓力系數(shù)0.91，Ti=18℃。能量弱，無自噴能力。,J3q3、J3q2、J3q1砂層組J3q2： J3q22、 J3q21砂層J3q22 ：J3q22-3、J3q22-2和J3q22-1單層,開發(fā)簡況,九8區(qū)于1987年、1989年開辟了兩個吞

11、吐試驗區(qū),1991～1992年在九8區(qū)J232井附近采用反五點(diǎn)井網(wǎng)生產(chǎn),1993～1997年開辟了5口大井眼井組和水平井試驗區(qū),1998年九8西反九點(diǎn)70×100m井距，2000年12月擴(kuò)邊,2005年采用70m井距正方形井網(wǎng)部署開發(fā)井748口，動用地質(zhì)儲量1369×104t，可采儲量383×104t，2005年實際投產(chǎn)的擴(kuò)邊井?dāng)?shù)為359口。,2006年計劃實施九7區(qū)主力區(qū)域，鉆新井200口，利用老井5口，

12、建產(chǎn)能井205口。截止到2006年9月，2006年實際投產(chǎn)擴(kuò)邊井?dāng)?shù)為92口。,地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,開發(fā)現(xiàn)狀,截止2006年9月，九7+8區(qū)動用面積6.33km2，動用地質(zhì)儲量2201.5×104t，總井?dāng)?shù)906口(含報廢井62口)，其中吞吐采油井857口，汽驅(qū)注汽井9口、汽驅(qū)采油井40口,2006年9月九7+8區(qū)月注水平7027t/d，產(chǎn)液水平5692t/d，產(chǎn)油水平1265t/d，月度含水78%，月度油氣比0.18。,九7+

13、8區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)表,地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,典型井區(qū)選擇及其蒸汽吞吐效果,兩個研究區(qū)位置圖,地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,氮?dú)廨o助蒸汽吞吐生產(chǎn)的980141井組,未注氮的980120井組,典型井組吞吐效果分析,未注氮井組共24口井,于2005年6月投產(chǎn),注蒸汽1~3輪注氮井組共9口井，于2005年9月投產(chǎn)，注蒸汽1~2輪,未注氮井組生產(chǎn)周期過短，如980119井第一周期只有70天；油汽比較低，全井組累計油汽比為0.1，最低的井是980119井0.02,

14、注氮井組累計油氣比為0.3，回采水率0.49，注氮?dú)庋娱L了單井的生產(chǎn)周期，有效提高了油井利用率和油井生產(chǎn)時率,兩井組效果對比表,地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,,前言,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?shù)優(yōu)選,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,認(rèn)識與結(jié)論,六,八,七,主要內(nèi)容,一,二,三,四,五,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)饧诱羝掏绿岣唛_發(fā)效果的機(jī)理,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,注氮?dú)饧诱羝掏绿岣唛_發(fā)效果的機(jī)理,注氮?dú)饧诱羝?/p>

15、吐提高開發(fā)效果的機(jī)理,(1)保持地層壓力，延長吞吐周期,已開發(fā)特稠油油藏注氮改善開發(fā)效果的機(jī)理,原油粘度為48000MPa.s時產(chǎn)量對比曲線,原油粘度為48000MPa.s時平均壓降對比曲線,混氮井產(chǎn)量曲線下降慢，可使吞吐時間延長兩個月。,(2)原油溶氣膨脹，改變飽和度分布，加快原油排出,注入不同量的氣體時原油體積膨脹能力,隨著注入氣量的增加，原油溶解氣膨脹相當(dāng)于增加了地層含油飽和度，也提高了油相的相對滲透率。底部含油飽和度較高，溶氣膨

16、脹是注氮?dú)馓岣卟墒章实囊粋€重要原因。,機(jī)理,已開發(fā)特稠油油藏注氮改善開發(fā)效果的機(jī)理,界面張力計算結(jié)果,油氮?dú)獾慕缑鎻埩Ρ扔退g的界面張力降低了近70%，有利于提高驅(qū)油效率.,(3)界面張力降低可以提高驅(qū)油效率,已開發(fā)特稠油油藏注氮改善開發(fā)效果的機(jī)理,機(jī)理,環(huán)空注氮?dú)猓筛纳聘魺嵝Ч?，提高井底蒸汽干?降低套管溫度，保護(hù)套管。,(4)注氮?dú)鉁p小熱損失,數(shù)值模擬：井深1000m井口注汽壓力15MPa溫度343℃蒸汽干度0.7,已開

17、發(fā)特稠油油藏注氮改善開發(fā)效果的機(jī)理,機(jī)理,(5)注氮?dú)庠黾硬绑w積,在注蒸汽的同時注入氮?dú)猓谟蛯又锌蓴U(kuò)大加熱帶。,(6)注氮?dú)馓岣呋夭伤?氮?dú)夂驼魵庖黄鹱⑷氲接筒?，在回采過程中，由于壓力下降、氣體膨脹，起助排作用。改善多周期的開發(fā)效果。,(7)注氮?dú)馓岣咂拭鎰佑贸潭?注蒸汽過程中加入氮?dú)夂湍透邷鼗瘜W(xué)泡沫劑，可擴(kuò)大垂向動用程度。,已開發(fā)特稠油油藏注氮改善開發(fā)效果的機(jī)理,機(jī)理,九7+8特超稠油油藏注氮改善開發(fā)效果的機(jī)理,（1）原油粘度下

18、降及膨脹機(jī)理：氮?dú)庠谛陆?+8區(qū)齊古組超稠油中的溶解度較小，氮?dú)馊芙饨嫡陈始芭蛎浵禂?shù)不十分顯著，注氮?dú)馊芙饨嫡澈团蛎涀饔貌皇歉纳普羝掏滦Ч闹饕獧C(jī)理。,（2）泡沫油機(jī)理：注入氮?dú)夂?，氮?dú)怆m然少量溶解與超稠油中，但當(dāng)進(jìn)行吞吐生產(chǎn)時井底壓力下降，氣體從原油中析出，對于超稠油，溶解在原油中的氣體以微氣泡的形式存在而不易脫出，即形成泡沫油，而泡沫油的粘度比原始的超稠油粘度低很多，這對超稠油吞吐開采是非常有利的。,機(jī)理,（3）增加地層彈性能量

19、，有助于回采：注入的氮?dú)庠黾恿擞筒啬芰?，在吞吐回采過程中，溶解在油中的氮?dú)飧纳朴偷臐B流阻力，呈游離狀態(tài)的氮?dú)庑纬蓺怛?qū)，增加了驅(qū)動能量。,（4）改善蒸汽波及體積：注蒸汽后緊接著注氮?dú)饣蛘羝獨(dú)馔r，氮?dú)鈹y帶部分熱量迅速進(jìn)入油藏深部和上部，增加了蒸汽的波及體積。,九7+8特超稠油油藏注氮改善開發(fā)效果的機(jī)理,該區(qū)采用蒸汽、氮?dú)饣熳⒏魺嶙饔貌幻黠@，地層壓力低造成低界面張力的可能性小，靠低界面張力助排的作用較弱。,機(jī)理,,前言,注氮?dú)飧纳普羝?/p>

20、吐效果參數(shù)優(yōu)選,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,認(rèn)識與結(jié)論,六,八,七,主要內(nèi)容,一,二,三,四,五,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)饧诱羝掏绿岣唛_發(fā)效果的機(jī)理,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?1、模型的建立,(1)注氮?dú)饩M,以980141井為中心，9口井，模擬面積0.0441km2,垂向上劃分7個層，其中第1、3、5、7為隔層，第2、4、

21、6層為生產(chǎn)層模擬J3q22-1、J3q22-2、J3q22-3層,不均勻網(wǎng)格：x×y×z= 30×36×7=7560個,(2)只注蒸汽井組,以980120為中心井，24口模擬面積共0.155km2,不均勻網(wǎng)格：x×y×z= 40×38×7=10640個,敏感因素—?dú)v史擬合,垂向上劃分7個層，其中第1、3、5、7為隔層，第2、4、6層為生產(chǎn)層模擬J3q22-

22、1、J3q22-2、J3q22-3層,1、模型的建立,參數(shù)準(zhǔn)備,各井點(diǎn)靜態(tài)參數(shù)如砂層厚度、有效厚度、孔隙度、滲透率、飽和度等取自地質(zhì)研究成果；,巖石、流體熱物性參數(shù),敏感因素—?dú)v史擬合,原油粘溫關(guān)系,動態(tài)數(shù)據(jù),按實際生產(chǎn)、注入數(shù)據(jù)錄入，未注氮井組自2005年6月15日至2006年6月30日，共380天，注氮井組自2005年9月3日至2006年6月30日，共300天。,未注氮井組50℃時粘度7078mPa.s,注氮井組50℃時粘度2181

23、mPa.s。,參數(shù)準(zhǔn)備,敏感因素—?dú)v史擬合,2、歷史擬合,主要擬合了井組及單井的累產(chǎn)油、累產(chǎn)水、累產(chǎn)液、日產(chǎn)量，以壓力及含水率作參考 。,敏感因素—?dú)v史擬合,敏感因素—?dú)v史擬合,敏感因素—?dú)v史擬合,對單井主要進(jìn)行了累油、累水的擬合，單井?dāng)M合率大于95%,敏感因素—?dú)v史擬合,擬合誤差分析,注氮井組擬合結(jié)果統(tǒng)計,未注氮井組擬合結(jié)果統(tǒng)計,油藏參數(shù)可以反映油藏的特征，可靠性高，可用于下一步的預(yù)測,敏感因素—?dú)v史擬合,注氮井組主力層剩余油分布,J

24、3q22-1層,J3q22-2層,敏感因素—?dú)v史擬合,注氮井組主力層壓力分布,J3q22-1層,J3q22-2層,敏感因素—?dú)v史擬合,吞吐周期少，加熱范圍小,J3q22-1層,J3q22-2層,敏感因素—?dú)v史擬合,未注氮井組主力層剩余油分布,J3q22-2層,J3q22-1層,敏感因素—?dú)v史擬合,未注氮井組主力層壓力分布,J3q22-2層,J3q22-1層,敏感因素—?dú)v史擬合,未注氮井組主力層溫度分布,J3q22-2層,J3q22-1層

25、,敏感因素—?dú)v史擬合,3、注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?在歷史擬合的基礎(chǔ)上，建立了單井模型，用注氮井全組模型及單井模型，研究了注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩?，主要包括韻律、油層厚度、垂直滲透率與水平滲透率的比等地層參數(shù)。,(1)單井模型建立,以980156井為基礎(chǔ)建立了單井模型，網(wǎng)格數(shù)為11×11×7=841個，剖面上分七個層，平面網(wǎng)格長度2~10m,單井模型網(wǎng)格圖,不同韻律

26、的影響,以注氮井組為基礎(chǔ)，均質(zhì)模型滲透率為1500×10-3µm2，正韻律模型滲透率自上而下依次為1300、1500、1700×10-3µm2，反韻律模型滲透率自上而下依次為1700、1500、1300×10-3µm2。,不同韻律對開采效果的影響,敏感因素,不同韻律對開采效果的影響,不同韻律地層的累產(chǎn)油對比,正韻律地層抑制了蒸汽及氮?dú)獾某?，較反韻律及隨機(jī)韻律地層波及范圍大，但

27、不如均質(zhì)地層波及效果好。,敏感因素,油層有效厚度的影響,注氮井組3個層平均有效厚度11.3m，第J3q22-3層射開的井很少，上面兩個層的平均效厚13.9m。以注氮井組為基礎(chǔ)模擬了油層有效厚度分別為原模型、15m、20m和30m時的開發(fā)效果,不同有效厚度對開采效果的影響,敏感因素,不同有效厚度對開采效果的影響,不同有效厚度對開采效果的影響,敏感因素,垂向滲透率和水平滲透率比值的影響,以單井模型為例模擬了滲透率比值分別為：0.001、0.

28、01、0.1、0.5、1.0五種情況,滲透率比值對開發(fā)效果的影響,敏感因素,kv/kh<0.1時，kv/kh↑，累油、油汽比增大，說明kv增加，增加了波及范圍和驅(qū)油效率kv/kh〉0.1時則相反,這是因為kv過高,注入氣體超覆嚴(yán)重,影響了平面上的波及范圍,造成采油量的降低?？傮w影響不大,,前言,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?shù)優(yōu)選,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,認(rèn)識與結(jié)論,六,八,七,主要內(nèi)容,一,二,三,四,五,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛?/p>

29、感因素研究,注氮?dú)饧诱羝掏绿岣唛_發(fā)效果的機(jī)理,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?shù)優(yōu)選,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?shù)優(yōu)選,1、混溶比的優(yōu)選,結(jié)合物模實驗成果，以單井模型為基礎(chǔ)，計算了蒸汽與氮?dú)饽柋?稱混溶比)分別為：1:0.2、1:0.45、1:0.5、1:0.55、1:0.7、1:1以及單純注蒸汽氣七種情況。,氮?dú)庾⑷肓坑嬎悖?摩爾密度55555.56 gmol/m3,1t蒸汽(冷水當(dāng)量)=5

30、5555.56mol蒸汽,其體積為1244.4m3,設(shè)混溶比1:x,1t蒸汽對應(yīng)55555.56x mol、1244.4x m3氮?dú)?,與蒸汽混注，P=11MPa，T=300℃,1t蒸汽對應(yīng)22.7x m3 N2,不同混溶比下的開采效果（6周期）,,,參數(shù)優(yōu)選,,,不同混溶比下的累產(chǎn)油曲線,不同混溶比增產(chǎn)幅度及油汽比曲線 不同混溶比采出程度及油氮比曲線,參數(shù)優(yōu)選,2、注入時機(jī)優(yōu)選,(1) 單注蒸汽(2) 第一周期開

31、始混注氮?dú)猓?3)第二周期開始混注氮?dú)猓?4)第三周期開始混注氮?dú)猓?5)第四周期開始混注氮?dú)猓?6)第五周期開始混注氮?dú)猓?7)第六周期開始混注氮?dú)猓?8)二、四、六周期混注氮?dú)猓?9)一、三、五周期混注氮?dú)猓?10)四、六周期混注氮?dú)猓?11)三、五周期混注氮?dú)猓?參數(shù)優(yōu)選,注氮時機(jī)對開采效果（6周期）的影響,參數(shù)優(yōu)選,不同注氮時機(jī)下的累油,不同注氮時機(jī)下的油汽比油氮比,參數(shù)優(yōu)選,方案3(第二周期注氣)增油量、油汽

32、比最高，研究區(qū)內(nèi)第二周期開始注氣可以得到最高的采收率，但對于條件差的油層，如滲透率低或原油粘度高等，第二輪開始注氣未必能取得好的效果，故對九7+8區(qū)地層條件較好的井可在第二周期注氣，條件較差的井在第三周期開始注氣。,3、注入方式研究,(1) 單注蒸汽20天；(2) 蒸汽和氮?dú)饣熳?0天；(3) 蒸汽—氮?dú)饨惶孀⑷?，各?0天；(4) 蒸汽—氮?dú)饨惶孀⑷耄髯?天；(5) 蒸汽—氮?dú)狻羝獨(dú)狻羝獨(dú)狻羝獨(dú)饨惶孀⑷耄?/p>

33、入時間分別為3天、2天、2天、3天、3天、2天、2天、3天共注20天；(6) 蒸汽-氮?dú)饨惶孀⑷?，各?天，共注20天；(7) 蒸汽-氮?dú)饨惶孀⑷?，各?天，共注20天；,參數(shù)優(yōu)選,注入方式對開采效果(6周期)的影響,參數(shù)優(yōu)選,從方案3到方案7，段塞體積由大到小變化，注入的段塞越小，效果越好， 混注居于其中?？紤]到段塞注入施工的復(fù)雜性，生產(chǎn)前幾個周期可先使用混注，隨著吞吐周期的增加，采用段塞注入，并逐漸增大段塞體積,4、原油粘度適宜

34、范圍研究,選擇5000mPa.s、25000 mPa.s、96400 mPa.s、150000 mPa.s、200000 mPa.s、250000 mPa.s共六種不同粘度的原油，研究不同原油范圍的注氮?dú)飧纳普羝掏麻_采的效果(6周期),,,,不同粘度下的累油與油汽比,5、注氮?dú)?泡沫輔助蒸汽吞吐研究,為研究注入泡沫對氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的作用，計算了起泡劑濃度0.1%(wt)、0.2%、0.5%、0.8%、1.0%的幾種情況(10周期)。

35、,,結(jié)合現(xiàn)場實踐應(yīng)用效果，并考慮起泡劑在地層中的吸附及經(jīng)濟(jì)效益到，起泡劑的最佳使用濃度應(yīng)在0.5wt%左右。,,不同起泡劑濃度下的累產(chǎn)油,,前言,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?shù)優(yōu)選,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,認(rèn)識與結(jié)論,六,八,七,主要內(nèi)容,一,二,三,四,五,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)饧诱羝掏绿岣唛_發(fā)效果的機(jī)理,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,1、應(yīng)用

36、水平井開采可行性研究,(1)特稠油油藏水平井適用條件,(1)h100000 mPa.s的超稠油油藏，則只可蒸汽吞吐。(3)h>10 m時， μo =50000~100000 mPa.s的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)開采；而μo > 100000 mPa.s的超稠油油藏，則可采用蒸汽吞吐開采。(4) μo > 200 000 mPa .s，油層厚度大于20 m的超稠油油藏，必須采用蒸汽輔助重力泄油技術(shù)。,

37、特超稠油不同開采方式下的經(jīng)濟(jì)極限油汽比,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,1、應(yīng)用水平井開采可行性研究,(1)特稠油油藏水平井適用條件,(2)水平井熱采可行性,以注氮井組模型為基礎(chǔ),在J3q22-2布水平井。目的層平均有效厚度13.9m，水平段長度150m。,水平井模型網(wǎng)格圖,SAGD模型網(wǎng)格圖,吞吐10周期轉(zhuǎn)驅(qū),直井生產(chǎn)J3q22-1、J3q22-2層。,水平井開采效果預(yù)測,含油飽和度,水平井吞吐末期場參數(shù)分布,壓力,溫度,水平井開發(fā)風(fēng)險性分

38、析,油藏埋藏淺打水平井技術(shù)要求高、設(shè)備配套,巖心膠結(jié)疏松是影響淺層水平井鉆井的重要因素,1997年在九8區(qū)完鉆4口斜直水平井，第1輪吞吐與周圍老井（直井）相比，排液量大2.7倍，周期產(chǎn)油量高1.5倍，日產(chǎn)油高2.8倍，采油速度高4倍，但第2輪轉(zhuǎn)汽驅(qū)開始汽竄和出砂嚴(yán)重，井底被砂埋，修井作業(yè)難度大，費(fèi)用高，被迫關(guān)井。,九7+8區(qū)齊古組超稠油油層以直井布井方式為好。借鑒遼河超稠油開發(fā)的經(jīng)驗，吞吐后期可考慮井間補(bǔ)打水平井。,2、井網(wǎng)井距研究,(

39、1)井網(wǎng)形式研究,應(yīng)用經(jīng)濟(jì)概算公式進(jìn)行了正方形、三角形井網(wǎng)形式的概效益,,目前現(xiàn)場已經(jīng)形成正方形的井網(wǎng)格式，為保證井網(wǎng)的連續(xù)性、完整性，推薦正方形井網(wǎng)。,三角形與正方形井網(wǎng)概效益計算結(jié)果,(2)井距的確定,馬克斯-蘭根海姆加熱面積法,,,加熱面積,最大加熱半徑,合理井距,九7+8區(qū)超稠油加熱半徑計算結(jié)果,經(jīng)濟(jì)極限法,經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度計算公式：,經(jīng)濟(jì)合理井網(wǎng)密度計算公式：,確定采用70×100m井距正方形井網(wǎng)。目前井距較為合適。

40、,不同油價下的極限井距和合理井距計算結(jié)果,3、吞吐注采參數(shù)優(yōu)選,(1)注汽速度優(yōu)選,以注氮井組模型為基礎(chǔ)，對注汽速度模擬了80、100、140、160、180、200t/d六種情況。,不同注汽速度下的開發(fā)效果,,,,吞吐初期不宜采用高速注汽，建議第一、第二周期注汽速度為120t/d?？紤]吞吐中、后期油層吸汽能力增強(qiáng)，為減少蒸汽熱損失，應(yīng)逐漸提高注汽速度。,注汽速度優(yōu)選結(jié)果,(2)蒸汽干度優(yōu)選,井底干度分別為30%、40%、50%、60%

41、、70%、80%六種情況,在工藝技術(shù)、成本允許的條件下盡量提高蒸汽干度，提高蒸汽吞吐開發(fā)效果,不同蒸汽干度計算結(jié)果,(3)燜井時間優(yōu)選,模擬了燜井時間分別為2天、3天、5天、7天、8天、10天六種情況,燜井時間5～8天，采出量最高，原油增產(chǎn)量最高。但總體來說變化不敏感。結(jié)合實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，優(yōu)選燜井時間為3～5天,不同燜井時間計算結(jié)果,,4、效果預(yù)測及經(jīng)濟(jì)分析,(1)蒸汽與氮?dú)饣烊鼙?：0.5；(2)注氮井組繼續(xù)氮?dú)廨o助吞吐；只注蒸汽的井

42、組預(yù)測期開始(第3~4周期)開始加入氮?dú)猓?3) 燜井時間為5天； (4)注入蒸汽干度為0.6；(5)注汽速度為150t/d。,980141井組(小井組)蒸汽吞吐效果預(yù)測,按每噸冷水當(dāng)量蒸汽50元，每方氮?dú)?.08元，小井組注入蒸汽和氮?dú)馔度氤杀?71.65萬元，噸油操作費(fèi)用429元，在不同的油價下，計算經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量。,預(yù)測累產(chǎn)油48622t，遠(yuǎn)高于經(jīng)濟(jì)極限采油量；若油價按1200元/t，則產(chǎn)出投入比為1.908：1；若油價按2

43、000元/t，則產(chǎn)出投入比為：3.18：1。,980141井組經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計算表,980120井組(大井組)注氮輔助吞吐效果預(yù)測,,980120井組(大井組)經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)油量計算表,預(yù)測期累產(chǎn)油17955t，遠(yuǎn)高于經(jīng)濟(jì)極限采油量；若油價按1200元/t，則產(chǎn)出投入比為：1.463：1；若油價按2000元/t，則產(chǎn)出投入比為：2.439：1。,,前言,注氮?dú)飧纳普羝掏滦Ч麉?shù)優(yōu)選,典型井區(qū)轉(zhuǎn)換開發(fā)方式研究,認(rèn)識與結(jié)論,六,八,七,主要內(nèi)

44、容,一,二,三,四,五,注氮?dú)飧纳普羝掏掠筒孛舾幸蛩匮芯?注氮?dú)饧诱羝掏绿岣唛_發(fā)效果的機(jī)理,研究區(qū)地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀,特超稠油開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用,認(rèn)識與結(jié)論,(1) 氮?dú)廨o助吞吐主要增產(chǎn)機(jī)理是：形成泡沫油，起到封堵作用，提高了動用程度；保持地層壓力，延長了吞吐周期；而原油粘度下降及膨脹不是主要機(jī)理,(2) 氮?dú)廨o助蒸汽吞吐對正韻律地層較反韻律及隨機(jī)地層效果好，而不如均質(zhì)地層；應(yīng)選擇在油層有效厚度10~15m左右的稠油油藏中進(jìn)行；有隔夾層

45、存在時，垂向滲透率對氮?dú)廨o助蒸汽吞吐的開采效果影響不嚴(yán)重。,(3) 注氮混溶比為1：0.5左右比較合；地層條件較好的井可在第二周期注氮?dú)?，條件較差的井在第三周期開始注氮?dú)?；生產(chǎn)前幾個周期可先使用混注，隨著吞吐周期的增加，采用段塞注入，并逐漸增大段塞體積。,認(rèn)識與結(jié)論,(4) 氮?dú)廨o助吞吐對粘度小于200000 mPa.s超稠油油藏有較好的作用，能夠獲得較好的效果，若大于200000mPa.s的應(yīng)進(jìn)行嚴(yán)格的經(jīng)濟(jì)效益評價。,(6)對九7+8

46、區(qū)特稠油油藏采用水平井注氮輔助吞吐能取得較好效果，但由于原油太稠，采用水平井蒸汽驅(qū)、直井水平SAGD風(fēng)險性高，建議在嚴(yán)格的經(jīng)濟(jì)評價和多方論證后開展小規(guī)?，F(xiàn)場試驗。,(5) 加入泡沫劑可以較好地改善吞吐效果，起泡劑的最佳使用濃度應(yīng)在0.5wt%左右。,認(rèn)識與結(jié)論,(7)目前正方形井網(wǎng)及70m井距對該區(qū)適應(yīng)性較好。,(9)經(jīng)數(shù)模預(yù)測，兩個典型井區(qū)采用氮?dú)廨o助吞吐至能取得較好的開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益。,(8) 第一、第二周期注汽速度為120t/d

47、,考慮吞吐中、后期油層吸汽能力增強(qiáng)，為減少蒸汽熱損失，應(yīng)逐漸提高注汽速度；在工藝技術(shù)、成本允許的條件下盡量提高蒸汽干度；燜井時間3～5天較好。,認(rèn)識與結(jié)論,1、注氮?dú)饩厩闆r,注氮試驗井實施情況及效果分析,為評價特超稠油注氮?dú)獯胧┬Ч皟?yōu)選注采參數(shù)，為后續(xù)固定式大規(guī)模注氮提供依據(jù)，2005年1月起進(jìn)行了井口、注汽干線混注氮?dú)庀葘?dǎo)試驗。,m,注氮試驗井實施情況及效果分析,1、注氮?dú)饩厩闆r,注氮試驗井實施情況及效果分析,1、注氮?dú)饩?/p>

48、本情況,,注氮試驗井實施情況及效果分析,1、注氮?dú)饩厩闆r,鍋爐出口注汽干線上混注氮?dú)?，實?井次。,注氮試驗井實施情況及效果分析,2、注氮?dú)饩畬嵤┣闆r,井口注氮?dú)猓瑢嵤?7井次。,注氮試驗井實施情況及效果分析,2、注氮?dú)饩畬嵤┣闆r,注氮?dú)饩⑷肭闆r,,注氮試驗井實施情況及效果分析,2、注氮?dú)饩畬嵤┣闆r,3、注氮?dú)饩a(chǎn)情況,九7+8區(qū)自2005年1月開始實施注氮?dú)?，共實?7井次(因注氮設(shè)備故障，2口井注氮僅20小時，注氮量8926

49、方) ，參與效果分析35井次，截止到2006年3月底，轉(zhuǎn)輪28井次，累積注蒸汽8.7734萬噸，累積注氮?dú)?40. 3731 萬方(37井次累積注氮?dú)?41.2657萬方)，累積產(chǎn)油1.9528萬噸，累積產(chǎn)水6.1839萬噸，共生產(chǎn)8215.8天，油井平均日產(chǎn)油能力2.4t/d，綜合含水76%。,注氮試驗井實施情況及效果分析,1、注氮對井口注汽壓力的影響,注入氮?dú)夂?，通過氮?dú)獾恼{(diào)剖作用，油井井口注汽壓力與上輪比較壓力基本持平或者有所上升

50、。,注氮試驗井實施情況及效果分析,2、注氮對自噴期的影響,注氮?dú)饩c周圍相鄰井自噴數(shù)據(jù)對比圖,對井?dāng)?shù)較多的4～6輪注氮?dú)饩捌湎噜従喆巫試姅?shù)據(jù)進(jìn)行對比，注氮?dú)饩試娖诋a(chǎn)油量、產(chǎn)液量有所上升，生產(chǎn)天數(shù)增加。,注氮試驗井實施情況及效果分析,2、注氮對自噴期的影響,注氮?dú)饩据喤c上輪自噴期對比圖,注氮?dú)饩試娖谄骄a(chǎn)油為5.9t，平均產(chǎn)液為56.3t，平均生產(chǎn)天數(shù)為9.9天，比較其上輪未注氮?dú)鈺r自噴期生產(chǎn)數(shù)據(jù)都有所上升。,注氮試驗井實施情

51、況及效果分析,3、注氮與未注氮井生產(chǎn)效果對比,注氮?dú)饩c同注同輪次鄰井比較，周期產(chǎn)油量高出115t，油汽比高出0.08，回采水率高出23%。,注氮試驗井實施情況及效果分析,4、注氮井前后生產(chǎn)效果對比,從４-６輪注氮井前后周期生產(chǎn)效果的對比來看,注氮后的生產(chǎn)效果明顯變好,周期平均產(chǎn)油量提高120t、生產(chǎn)周期延長25天、周期生產(chǎn)油汽比提高0.03、回采水率提高18%。,注氮試驗井實施情況及效果分析,5、注氮方式對措施效果的影響,,,,,通過

52、實施的5種注氮方式：(蒸汽+氮?dú)?→蒸汽；氮?dú)狻羝?蒸汽+氮?dú)?→蒸汽→(蒸汽+氮?dú)?→蒸汽；蒸汽→(蒸汽+氮?dú)?→蒸汽；蒸汽→(蒸汽+氮?dú)?。,選取輪次比較集中的4-6輪井進(jìn)行分析,根據(jù)不同注氮方式井的周期生產(chǎn)數(shù)據(jù)的對比分析結(jié)果,我們得出了:氮?dú)狻羝Ч詈?其次為蒸汽→(蒸汽+氮?dú)?→蒸汽的注氮方式的結(jié)論。,注氮試驗井實施情況及效果分析,6、混容比對措施效果的影響,在實施注氮的過程中采用6種混容比：1：0.5；1：0.6；1：