世界注氣eor技術發展概述

1注氣開采的研究2000年3月，美國石油公司（ior）發布了關于eor（ior）的調查（1次/2a），題為“低價eor的情況”。該雜志的EOR調查能提供國際發展EOR技術的主流情況。注氣已成為除熱采以外發展較快的EOR技術,領先的是美國和加拿大。在美國,主要以CO2驅為主導,因為那里有相當大的CO2儲量;加拿大天然氣資源豐富,以烴類氣驅為主。美國公布的注氣驅項目日增油量和項目變化見表1。2000年,美國實施CO2混相驅項目63項和非混相驅1項,烴類混相驅5項和非混相驅1項,N2混相驅1項和非混相驅3項;加拿大實施烴類混相驅項目29項,CO2混相驅5項。這些項目均獲得了較高的利潤。根據文獻介紹,美國注CO2項目的成本由1985年每桶石油18.20美元下降到1995年的10.25美元,項目采收率一般可提高8%~15%的原始地質儲量(OOIP),生產壽命一般為12~20a。CO2驅在一定油價下(不低于每桶油20美元)會有好發展。美國的CO2驅除老基地西德克薩斯州二疊盆地外,已發展到其他地區,如俄克拉荷馬和堪薩斯兩州的Morrow砂巖油田等。2000年,美國EOR日增油量(11.93×104m3/d)占總日產油量的12%。其中,氣驅增油量為5.23×104m3/d,占EOR增油量的44%。世界范圍EOR增加的油量約占世界石油總產量的2.3%,2000年略有上升。2000年初,EOR產量明顯增加的國家有委內瑞拉(5.883×104m3/d,若含Orinoco重質瀝青的冷采產量,則再加2.06×104m3/d)、加拿大(3.18×104m3/d,若含坑道開采重質瀝青,再加3.18×104m3/d)、印度尼西亞(4.77×104m3/d)和中國(4.452×104m3/d,根據各種資料估計)。俄羅斯2000年第一期《石油業》雜志上提出用注氣法開采低滲透油藏、高含水油藏、深層油藏、高粘油藏和氣頂油藏,認為利用注氣方法開發前3種油藏最有前景。俄羅斯有40%以上的難采儲量集中在低滲透層中。羅馬尼亞第一個注氣試驗始于1936年,試驗區為Boldesti油田下第三系中新統油藏。注水始于1950年,1964年開始進行火燒油層。現有注水和注氣油藏181個,1996年的EOR增油量占總產量的32.4%。2發展高效低碳經濟油價的上升有利于注氣EOR技術的發展,從而使這項技術的應用前景更加樂觀。這些技術主要有:①運用三維地震等綜合方法測定老油田剩余油飽和度分布;②以更為經濟的結構復雜的水平井、短曲率半徑井等取代成本較高的加密井;③開發更為有效的注氣驅油藏數值模擬方法;④為防止粘性指進和改善注入溶劑流度比,研制CO2—泡沫體系和凝膠體系;⑤綜合考慮近混相驅替界面張力、流度作用和孔隙結構的影響,協調三者之間的關系;⑥注入CO2/N2、CO2/CH4和N2/烴類氣體的混合氣體提高采收率;⑦輕質油藏注空氣的可行性研究;⑧注氣過程中固溶物(蠟、瀝青質、垢和水合物等)沉積研究等。增加可采儲量應通過多種方法和綜合過程來實現。許多油田具有聯合應用各種方法的可能性,如水平井與氣水交替(WAG)的結合,近井地帶的凝膠處理和隨后的深度泡沫技術等。本文重點介紹以下5項技術。2.1注氣驅油油藏規劃技術2.1.1地質意義和對隔層的識別、預測和預測的認識(1)注入氣體與油藏油的密度、粘度差異大時,易氣竄。滲透率是敏感參數,要注意其平面、層間和層內的變化。在裂縫發育的區塊,裂縫分布及發育狀況對滲透率起著控制作用,因此,要詳細評價。(2)除油藏整體變化趨勢外,要密切關注油藏的微構造特征,微構造往往是注水后剩余油的富集區。(3)注氣時,注入氣往往沿油層頂部推進形成氣竄,隔層太薄很可能被注入氣突破,要作隔層的受力分析,研究隔層的力學性質。(4)瀝青吸附在巖石表面會改變巖石的潤濕性,要注意研究。(5)油藏經天然能量驅和人工水驅開發后,原始狀態下流體間比較規則的平衡完全被打破,形成十分復雜的不穩定分布狀態;儲層結構、流體性質、壓力場、流體與儲層結構的相互作用關系等均與原始狀態有很大差別。注氣設計時,需要更詳盡的地質資料。(6)需要特別研究的有:①由大到小、由粗到細逐級解剖砂體的內部建筑結構;②對隔層、夾層的分布特征及其密閉性能的識別和預測;③對砂體的幾何形態及其延伸范圍進行識別和預測;④確定各砂體間在縱向上的疊置關系及其連通性;⑤對砂體的厚度變化進行預測;⑥對平面、層間和層內的滲透率、孔隙度和含油飽和度等屬性進行識別和預測;⑦識別和預測微構造和各要素特征、裂縫分布特征及發育方向;⑧對孔隙、喉道、油水在孔隙中位置、狀態等微觀性質以及潤濕性進行描述。在油田開發的不同時期注氣,油藏描述也應有不同的內容和側重點。2.1.2地震地質及地質問題目前,國內外油藏描述方法主要有隨機建模、油藏精細數值模擬、現代沉積和露頭精細研究、測井約束反演、隔層夾層描述、時間推移地震(四維)、井間地震、儲層建筑結構層次分析、多井測井儲層表征、微構造識別及預測、對應分析、神經網絡、分形克里金、流動單元研究、高分辨率層序地層學和模式預測描述方法等。2.2附近的混合相驅動2.2.1凝析/蒸發氣驅Burgor等人指出,對高粘度比的二次氣驅,最佳富化程度可以低于最小混相富化程度(MME)。Thomas等人認為,油和溶劑的界面張力(IFT)可以適當降低近混相條件,而且在理想的孔隙介質中,界面張力為0時,也不會影響有效驅替過程。傳統理論認為多次接觸混相可分為凝析氣驅和蒸發氣驅兩類。在近2~3a內,一些國外文獻中介紹了一種新的驅替類型,即凝析/蒸發型,也稱近混相驅。此概念由Zick在1986年首先提出,他認為凝析氣驅過程中可能極少出現真正的凝析混相,在凝析、蒸發的雙重作用下,油氣兩相的界面張力能達到一個較低點,采收率(注1.2HCPV溶劑)能達到95%或更高,但并未達到嚴格的物理化學意義上的混相。2.2.2降低注氣比注氣界面張力界面張力在混相驅中起重要作用。界面張力的下降會使氣體進入高界面張力下完全隔離的小孔道中,在微觀上提高了注入氣波及體積。粘度注氣比注水的最大優點就是降低氣與原油界面張力,甚至可達到0。但另一方面,最大的缺點就是氣油粘度比要比水油粘度比小得多,極易造成粘性指進使溶劑過早突破,增大其消耗量,導致原油采收率降低。2.2.3儲藏過程其他影響粘度的因素對于一個具體的油藏,要分析是界面張力還是流度起主控作用。通過對許多研究成果的回顧和筆者的研究,可以提供以下要點。(1)相對于孔隙尺寸分布而言,如果孔喉很小,且較均勻,優化界面張力非常重要,力求達到混相;如果巖心主要由極小的孔隙喉道組成,最好達到混相。(2)如果孔隙分布不均勻,孔隙尺寸變化大,應主要考慮粘度的影響(可不必過多考慮混相性)。(3)對孔喉尺寸較大的體系,氣體溶解使原油粘度降低顯得比界面張力更重要,即使后者低于混相壓力,也可達到很高的采收率。(4)在某些情況下,一個注氣系統形成0界面張力帶是多余的,特別是當水濕油藏中的較小孔隙喉道已為水充滿時。(5)細管實驗所求得的最小混相壓力小于多次接觸求得的最小混相壓力。細管實驗所確定的混相并未達到嚴格物理化學意義上的混相(界面張力為0),僅是一種工程意義上的“混相”。(6)在凝析氣驅過程中,存在凝析、蒸發雙重機理混合作用下的近混相驅機理。在兩相流動中間會出現界面張力最低點,該點處氣液中間組分、粘度和相對密度最接近。由于近混相驅的物質交換作用,特別是蒸發抽提作用,也能使采收率很高。(7)實驗室測試時應考慮粘度、界面張力和孔隙尺寸分布之間相互作用的影響(包括孔隙大小分布、巖石潤濕性、界面張力和流度比等),選擇最有利的驅替機理。2.3支護效果與注氣質量今天,幾乎所有工業性混相驅項目都采用了WAG注入法。在美國,80%以上的WAG注入項目是贏利的。在歐洲北海油田,該法能比水驅平均增加13%的采收率。對于一個工程項目,油藏經營管理的目標之一就是保證優化的注入能力、波及效率、驅替效率與注采關系。與連續注氣相比,在WAG實施過程中,注入能力發生異常現象的可能性明顯增加。我國吐哈葡北油田WAG混相驅過程中,注水和注氣能力隨交替周期同時下降。對此現象開展了系列研究,并采取了有效措施,改善了注入井的能力,彌補了地層虧空,提高了原油采收率。2.3.1煤系富水劑注入能力下降注入能力下降是WAG過程中最常見的,有時也會發生注入能力增加的問題,但不常見。通常,有以下一些因素可引起注入能力的下降:①近井地帶或非近井地帶的影響;②低流度的油富集帶(油墻),特別是注入井已進行過增產處理,而生產井沒有進行時;③油墻離注入井愈近,其對注入能力的影響愈大;④CO2會與水形成pH值為3.3~3.7的弱酸,會影響巖石的潤濕性,潤濕性是影響注入能力的最關鍵因素;⑤繞流和圈閉氣引起的油、氣、水相對滲透率降低;⑥垂向的非均質性和高滲透率、高孔隙度層段對注氣能力也有明顯的影響。2.3.2次注漿與水驅注射據統計,在WAG過程中,注水虧空的發生率為20%,最嚴重的是低滲透砂巖油藏。水平井可比直井增加50%的注水率。目前常用的減少欠注方法有:①減少WAG比,即減少水段塞,增加氣段塞;②適當增加注入壓力,但不要壓開地層,以免使注入段塞波及到無效地區;③新增注入井;④調整井網;⑤采用水平井;⑥對未進行水驅的油藏進行注氣二次采油時,可先考慮注一段較大的氣段塞,然后再按1∶1氣水比交替注入;⑦水氣同時注入(SWAG)。有關SWAG能改善注入能力的認識最初從兩個碳酸鹽巖油藏的實踐中得到啟發,后又有砂巖油藏注入飽和的碳酸水提高井注入能力的實例。1955—1999年,出現了同時注水和烴類氣體的肯定報道,認為SWAG可改善驅替效率,所達到的采收率甚至可比水驅高出1倍。在實際操作中,可分配管線保持氣泡在水流中的均勻分布,也有人建議用靜態的混合裝置(類似增壓喉)。這樣,可將“同時注入水和氣作為小規模非均質油藏中減少毛細管捕集的一種手段,可比氣水交替提供更好的氣體流度控制”。2.4注空氣的油藏條件早期的注空氣采油都是在稠油油藏中進行的,但必須維持高溫氧化反應(HTO),以實現煙道氣驅和發揮熱能與蒸汽降粘作用。對于輕質油藏,由于油在低溫下便可自燃,故只需維持低溫氧化反應(LTO)就可充分利用O2維持煙道氣驅或N2驅,工藝技術上出現問題較少,加之在LTO下消耗的油較少,輕質油價格較高,經濟上有優勢,因此,該技術越來越多地應用于輕質油和中等重度的油藏。選擇空氣作注入劑費用比N2或CO2更便宜。在油藏條件下,原油與空氣或煙道氣之間發生質量交換,原油中的輕烴組分被提取出來,以天然液體存在于產出的氣流中。由于在地層內發生自燃,部分殘余油被活化移向生產井,提高了采收率。空氣氣源不受環境影響,來源豐富,廉價。適于注空氣的油藏應具備如下條件:①油藏溫度應高于70℃;②地層最好有垂向變化和地層傾角,可利用重力驅油,起到雙驅動作用;③油藏原油的相對密度要小于0.934g/cm3;④要有一定的膠質和瀝青質,以維持放熱反應的連續性,保證反應的最終溫度不低于300℃;⑤油藏巖石中最好含有粘土礦物和金屬,可以對氧化反應起到催化作用。在礦場試驗前,輕質油藏注空氣低溫氧化要進行室內低溫氧化反應動力學研究和注空氣采油模擬。典型的實驗包括等溫氧化反應器實驗、絕熱反應器實驗、加速測熱儀(ARC)實驗、高壓氧化管實驗、等溫煙道氣掃油實驗、等溫空氣驅油實驗和絕熱空氣驅實驗。2.5單井有效性油藏技術前景分析CO2單井吞吐最初是作為循環注氣采重油的替代方法而提出的,1984年首次用于輕質油,現已成為提高輕質油采收率和增產的主要方法。它屬非混相驅,可在各種油藏條件下成功地采出原油,經濟上可行,技術要求相對不高,油藏條件要求不苛刻,風險性小。在氣源供應不足和低油價情況下,應用前景看好。單井吞吐的油藏參數可分為油藏變量和操作變量:油藏變量包括油的粘度、相對密度、油藏壓力、潤濕性、氣體飽和度、當前的和初始的含油飽和度和地層滲透率,它們支配著整個CO2增產過程;重要的操作變量包括作業壓力、CO2注入量、浸泡期(悶井時間)、生產期間的回壓、循環次數和注氣時機。3透、高粘度油田的研究我國油田水驅采收率較低,東部油田綜合含水率已很高,普遍進入油田開發產量遞減階段,近年發現的又多為低滲透和高粘度油田的難采儲量,發展多元的EOR技術已成為陸上石油工業持續發展的一項迫切戰略任務。1998年,在全國范圍開展了三次采油潛力二次評價,適合注氣(CO2)混相或非混相驅的石油地質儲量占參評的10%以上,粗估的平均采收率可達16.4%。評價結果還表明,我國有近40×108t低滲透油田儲量難于注水開發。3.1注烴混相驅實施情況根據氣源條件,發展注烴和非烴氣體混相和非混相技術。天然氣資源豐富的西部地區優先開展注烴混相、近混相和非混相驅。吐哈葡北注烴混相驅已經開展3a,效果好;大慶、勝利、江蘇、吉林、江漢、中原、華北、青海和長慶等油區進行過、正進行或將進行這項試驗,望取得成功,促進此項技術發展。3.2外引進天然氣注氣(1)重視天然CO2氣藏的勘探開發,尤其是東部地區。(2)研究西氣東輸和國外引進天然氣注氣的經濟技術可行性。(3)引進國外技術,發展制N2、注N2和制CO2、注CO2技術。設備的壓力和排量目前還滿足不了驅替的要求,要加以提高。(4)開展利用油田附近熱電廠、石化企業的放空CO2的技術經濟可行性研究。3.3主要工藝技術及裝備(1)引進國外技術或資金,發展國內壓縮機裝備。(2)選好先導試驗區,作好先導