薄层隔热增能技术的现场应用

一、坨11南东二油藏地质概况

坨11南东二位于胜坨油田三区穹隆背斜构造南翼的断裂带上, 东北西分别由7、9、10号断层切割。含油面积1.8 km2, 地质储量202.9×104t, 平均有效厚度6.1m, 平均孔隙度30%, 平均渗透率2877×10-3μm2。原油地面粘度3590-9865m Pa.s, 平均7008m Pa.s, 原油地面密度0.985g/cm3, 原始地层压力为14.3MPa, 饱和压力为7.98MPa, 地饱压差为6.32MPa, 原始地层温度为61℃, 储层的原始地层水矿化度为11212mg/L, 为一高孔高渗普通稠油油藏。

二、坨11南东二开采现状及问题

单元自2002年投入开发至今经历了4个开发阶段, 分别是: (1) 天然能力开采阶段 (2002.10-2003.9) ; (2) 蒸汽吞吐热采产能建设阶段 (2003.10-2004.3) ; (3) 北部蒸汽吞吐井网加密完善阶段 (2004.4-2005.12) ; (4) 蒸汽吞吐开发阶段 (2006.1-目前) 。

坨11南东二块南部于2012年相继投产15口热采水平井, 有效厚度偏低2.5-4m, 致使注汽压力较高, 注汽干度无法保障, 回采效果差, 目前已有8口井注汽压力高于19MPa, 如STS3RP16新投注汽压力平均19.9MPa, 注汽干度平均39%, 开井一周后供液不足, 周期累产油101吨, 周期生产天数46天, 若不及时采取措施, 将严重影响该区块的后续开发。

三、薄层隔热增能技术

1. 薄层隔热必要性

式中:Φ为热流量, TW1为油层中部温度, TW2为隔层边界温度, δ为油层中部到隔层厚度, λ为导热系数, A为传热面积。根据油层导热方程可以得出:油层厚度直接决定了导热流量的大小, 薄油层热量散失的更快。

2. 隔热气体选择

二氧化碳比传统的隔热气体—氮气的导热系数更低, 保温性能更好。同时二氧化碳在原油中的溶解度是氮气的数倍, 在薄油层中选用二氧化碳能更好的降低注汽压力。

假设单元注蒸汽的作用半径为50m, 计算其范围内的原油含量:

90吨二氧化碳在标准状态下的体积:

地层状态下 (温度60℃, 压力7.45MPa) , CO2的溶解度为3.6sm3/m3。

所以前置的二氧化碳气体在油层条件下不能完全溶解。但注蒸汽时, 随着温度和压力升高, 二氧化碳溶解度逐渐增加, 至完全溶解。

回采过程中随着油层温度降低到90℃以下时开始析出二氧化碳气体。

3. 二氧化碳隔热增能原理

薄层隔热增能技术是在注汽前, 对油层挤入适量二氧化碳进行预处理, 使二氧化碳气体在油层上部超覆。

在注汽过程中, 保证蒸汽热量充分与原油进行交换, 随着地层温度和压力的升高, 使二氧化碳完全溶解, 降低原油粘度。

在回采过程中, 随着地层压力和温度的下降, 部分二氧化碳从原油中析出, 继续在地层顶部超覆, 延缓地层压力和温度的降低, 延长回采周期。

4. 实施井例

STS3RP16井新投注汽, 压力19.9MPa, 累注1901吨蒸汽, 开井46天供液不足停, 周期日产油2.2吨, 平均含水53.3%。第二轮注汽时采用隔热增能技术, 注汽压力19.3MPa, 累注1902吨蒸汽, 开井后峰值日油13.1吨, 截至目前生产107天且日油仍保持6吨, 累产油1067吨, 日均油10吨。可见, 应用隔热增能技术后, 效果十分显著, 日产油由2.2吨上升到10吨, 累增油966且持续有效, 取得了良好的生产效果。

小结

通过对薄层热采井二氧化碳隔热增能技术的研究, 二氧化碳在薄层低效热采井中的改善效果好, 主要体现在二氧化碳在薄层注汽和回采的各个环节均起到了作用, 地层高温高压下完全溶解降粘, 增加高产期的峰值产量, 地层温度和压力降低后从原油中析出, 又能对油层进行隔热增能。

目前在坨11南东二已实施5口井, 平均日增油5吨, 效果较好。

摘要：坨11南位于胜坨油田三区穹隆背斜构造上, 为一高孔高渗普通稠油油藏。在经数年蒸汽吞吐开发后, 稠油开发面临诸多难题。近年来薄层稠油开发面临注汽压力高, 回采效果差等难题。借助隔热增能技术, 在改善回采效果方面取得了新进展。

关键词：稠油,薄层,注汽,压力高,低效,水平井

参考文献

[1] 付美龙, 《CO2在辽河油田杜84块超稠油中的溶解性研究》, 2006.