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稠油冷采技术的突破和应用

发表时间：2020/9/28 来源：《基层建设》2020年第17期作者：杨玉娟

[导读] 摘要：本文从稠油的特点分析出发，对新滩油田面临的开发矛盾，进行分析总结，研究并实施适用于新滩的冷采技术，并积极推广应用。

        身份证号：61052519830422xxxx
        摘要：本文从稠油的特点分析出发，对新滩油田面临的开发矛盾，进行分析总结，研究并实施适用于新滩的冷采技术，并积极推广应用。新滩油田勘探面积200Km2，包括垦东18、垦东32、垦东29、试采块四个开发单元，探明含油面积15.53Km2，地质储量2376万吨，标定采收率18.5%。主力区块KD18+32块构造简单，发育平缓，构造倾角一般为1°～3°，主要含油层系为馆上段5、6砂层组，平均单层有效厚度仅2.9m，埋藏深度1020～1110m，为一套曲流河沉积的砂泥岩互层地层，砂层间泥岩隔层发育较差，厚度薄。馆上段油藏地层压力为10.8MPa，原油密度0.9740g/cm3，原油粘度2817mPa.s，属普通二类稠油油藏。
        关键词：冷采技术；微生物冷采；CO2冷采；降粘剂
        稠油油藏属于边底水稠油油藏，边底水活跃，原油粘度高，出砂严重。稠油措施以吞吐转周为主，注汽过程中易造成边底水突破，油井含水上升，且随着稠油轮次的增加，经历多年开发，面临着水淹程度加剧，套变井逐年增多，注汽风险因素多，治理难度大，高效吞吐井减少，开发阵地、储量规模不断缩小等多方面开发难题，而常规冷采难以保障油井正常生产，研究并探索冷采技术势在必行。
        1 基本情况
        新滩油田储层发育薄。新滩油田储层发育薄且单一，全部采用一套层系开发，主力层少，平均只有1～2个，非主力层发育差，补孔潜力小。统计新滩油田油井钻遇情况，除去水平井共统计油井179口，实际钻遇油层725层，累计钻遇有效厚度2090.8m，平均单层有效厚度2.9m。
                                                           表1-1 新滩油田分单元钻遇情况统计表

        1.1地质概况
        隔层发育薄。由主力区块KD18+32块NgS61与NgS62、NgS62与NgS63隔层发育薄，而且存在大面积上下联通区域。其中NgS61与NgS62层平均隔层厚度仅3.0m，北部及内部存在2个上下连通区域（KD18- 16X5-KD451-KD18-16-08区域、KD18-16-8-KD18-16-08-KD18-16X09区域），NgS62与NgS63层平均隔层厚度仅2.4m，在内部存在上下连通区域（KD18-14-6-KD18-14-07―KD18-2-KD18-15-07-KD18-15-8），而NgS62、NgS63发育大面积水体，由于隔层发育薄，造成底水锥进迅速，含水上升快。
        储层含水饱和度高，先天发育差。受油藏自身发育影响，含水饱和度高，新滩油田各开发单元含水饱和度47.6%～36.7%，平均40.8%。
        表1-2 新滩油田各开发单元油藏含水饱和度统计表

        边底水活跃，水体能量充足。新滩油田边底水发育，从边水发育来看，KD18+32块NgS61、NgS62、NgS65层边部均见油水边界，边水能量充足，NgS61与NgS62、NgS62与NgS63隔层分布不均匀，且存在大面积上下联通区域，随着采出程度及地层亏空的不断增大，边底水侵入加剧。
        新滩油田油藏埋深1020m～1110m，埋藏浅，压实程度差，为一套曲流河沉积的砂泥岩互层地层。含油层系的顶底为块状砂岩夹薄层泥岩，储层以棕褐色粉砂岩、细砂岩为主，岩石的成熟度较低，胶结类型多为孔隙、接触～孔隙式，胶结疏松，开发过程中油层易出砂。从近两年油井出砂情况来看，主要表现在水平井出砂严重，而目前水平井防砂工艺不成熟，后期治理难度大。
        1.2 开发中面临的问题
        边底水活跃，含水上升速度快。统计2019年3月与2018年12月单井生产情况，含水上升大于2%油井21口，液量上升80.3t/d，油量下降25.9t/d，含水上升5.1%，产量递减快，其中含水上升大于5%油井7口，液量下降23.1t/d，油量下降12.7t/d，含水上升7.4%。
                                                              表1-4 新滩油田含水分级对比统计表

        新滩油田历年来含水上升率也居高不下，油井生产状况持续恶化，尤以新投水平井表现最为明显。受边底水等因素制约，在当年条件下，水平井缺乏二次挖潜的手段，递减难以控制，新投水平井产量综合年递减在20%左右。水平井投产初期效果好，但产量递减大，若将投产时间拉齐，水平井平均年递减高达34.7%。
         注汽效果差，吞吐范围缩减。随着油井吞吐轮次的增加，注汽周期增油效果逐轮次变差，主要表现在三个方面：一是年度注汽增油下降，平均单井增油逐年减少，年递减率15.7%；二是注汽周期效果变差，随着吞吐轮次的增加，周期生产时间变短，周期产油、油汽比减少，逐轮次效果变差；三是吞吐范围缩减，油井进入高含水后，注汽风险增大，导致选井难度加大，选井范围已从主力层NgS61、NgS62向非主力层NgS54、NgS55转移，热采区域规模急剧缩小，吞吐潜力油井由92口下降至67口。
                                                               表1-5 新滩油田吞吐各周期效果统计表

        套变井逐年增加，开发阵地缩小。近年来井况持续恶化导致老井存量持续减少。套损井数由初期的3口上升至目前47口，占总井数的20.9%。目前开井26口，日产液1055.8t/d，日产油83.6t/d，占新滩油田总产量的22.9 %，与套损前相比日产油下降59.1t/d。
                                                        表1-6 新滩油田2014年以来套变停产井统计表

        新滩油田开发状况逐年恶化，为延缓油田含水上升，缓解开发矛盾，提高新滩油田开发效果，急需一种堵调技术来改善区块开发效果。
        2稠油冷采技术的应用和发展
        2012年以来强化挤CO2冷采措施的研究分析，积极探索，并不断改进措施内容，提出了不动管柱挤CO2工艺，并积极推广实施。随着CO2冷采技术的应用，积极探索攻关，研发了CO2冷采加分散减阻剂、CO2冷采加油溶性降粘剂、微生物冷采、冷采降粘技术等冷采技术。
        2.1 CO2冷采加分散减阻剂技术探索和应用
        在CO2冷采技术成熟的技术上，探索其他冷采新技术，研发了CO2冷采加分散减阻剂，配套CO2降粘、增能的原理，增加分散减阻剂。分散减阻剂可以更深层降低原油粘度，改善油水流度比，疏通近井渗流通道，提高采收率。选井原则倾向于采出程度低、地层能量低、无法实施热采吞吐单井。
        2.2 CO2冷采加降粘剂技术探索和应用
        采油管理五区在CO2冷采技术成熟的基础上，召开了稠油冷采新技术交流会，探索一种新型的稠油化学冷采降粘技术。为进一步扩大实验研究，优选3-5口，选井方向包括水淹后无法热采、多轮次吞吐后低效两类，结合新滩油田实际，重点方向是多年未吞吐且低效及CO2冷采多轮次。
        2.3微生物冷采实验及推广
        针对该区块边底水水侵加剧、部分热采区域低采出程度高含水的问题，提出了微生物驱油技术。微生物驱油技术是通过向地层中注入营养液、菌液或微生物代谢产物，利用微生物的生长代谢活动和微生物代谢产物同油藏中油水的相互作用达到提高采收率的目标。该技术的优势是成本低，投入产出比高；工艺简便，注入装置简单，施工方便；绿色环保，对环境无污染；产出液不用特殊处理。微生物的驱油机理主要体现在两个方面，一方面是细菌菌体本身的代谢作用和生物聚集，另一方面是代谢生成不同的产物来发挥驱油作用。
        3实施效果
        3.1微生物冷采的实施效果
        选井原则：
        （1）试验区储层发育好、连片分布，采出程度低；
        （2）能代表边底水稠油油藏热采特高含水的特点，具有推广意义；
        （3）油藏条件适宜、内源微生物种类相对丰富；
        （4）油藏地质情况清楚，试验井井况良好。
        优选了KD18-18X9井实施微生物冷采，该井的开发矛盾主要是原油粘度高，特高含水生产，2018.1月不动管柱挤微生物330方，压力11MPa。实施后日增油1.0吨，累增油208吨，投入产出比是1/5.0。
                                                          表2-1 KD18-18X9微生物冷采效果统计表

        3.2 CO2冷采加分散减阻剂实施效果
        作为稠油注汽措施的有效补充，冷采增产工艺在套变无法注汽、断层附近剩余油富集、边底水活跃注汽风险大等油井得到广泛应用，累计实施CO2冷采加分散减阻剂4口（KD18、KD32P28、KD32P18、KD32X7），日增油能力17.9t/d，累增油1393吨。KD18井，因固井质量差无法蒸汽吞吐补充能量，该井于1997年12月14日投产，生产层位NGS65层，效厚6.1m，发育在断层附近，地层压力9.632MPa，长期供液差、产量低，2011年10月以来对该井挤CO2冷采吞吐6个轮次，均取得较好的效果。第六周期配套分散减阻剂2吨，周期生产121天，日增油2.5t/d，累增油304吨，增量投入产出比达到1:8.6。
                                               表2-2 采油管理五区冷采注CO2加分散减阻剂效果统计表

        3.3 CO2冷采加油溶性降粘剂实施效果
        针对多轮次挤CO2失效、小砂体发育等低效井，探索实施挤油溶性降粘剂加CO2，利用降粘剂可大幅降低近井地带原油粘度的特点，后注CO2进一步降粘、增能。
                                                表2-3采油管理五区冷采注CO2加油溶性降粘剂效果统计表

        3.4经济效益
        2018年实施微生物冷采5口，微生物1650方，费用26.5万元；实施CO2冷采加分散减阻剂4口，投入CO2合计240吨，费用21.16万元。实施CO2加油溶性降粘剂5口，已开3口，加降粘剂75吨，费用83.7万元，挤CO2合计400吨，费用35.28万元。总投入费用为123.06万元。15口井累计增油1836吨，产生的经济效益为:吨油售价2350元,投入费用166.64万元，创经济效益431.5万元。冷采新工艺所产生经济效益：431.5万元。
        通过推行冷采挤CO2，新滩油田多生产原油1836万吨，为油田多创造经济效益431.5万元。
        4 结论与认识
        ①提高经营开发效益，与热采开发对比，缩短了占井周期，减少费用投入，提高了投入产出比，同时降低了职工的劳动强度。
        ②实现了节能减排。实施冷采工艺措施，减少了作业施工，节约作业费用，改善了低效稠油井生产状况，降低了能源消耗。
        ③冷采工艺措施能够有效避免边底水稠油油井和套变的注汽风险，可重点在边底水活跃区、套变无法注汽、井场道路受限等稠油油井实施，提高稠油开发效果，具有较好的推广价值。
        参考文献：
        [1]刘骊川.微生物驱油技术的研究进展与应用前景.