采油技术

1. 注水开采法

在注水开发油藏中,因注入水沿高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝窜流而使基质、低孔隙度、低渗透带中的油气采出程度低,甚至采不出而成为剩余油,因此要加大采出剩余油的力度。

注水吞吐采油是将水注入产层,注入水优先充满高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝等有利部位,关井后,在毛细管力作用下,使注入水与中、小孔喉或基质中的油气产生置换,导致产层中的油水重新分布,然后开井降压,使被置换至高孔隙度、高渗透带、大孔喉或裂缝中的油气随部分注入水一起采出。因此,注水吞吐采出的油量与岩石物性、润湿性、界面张力、油水黏度和关井时间紧密相关。

注水吞吐采油对不同润湿性油藏都有效,亲水性越强,则越有利于注水吞吐采油。可以预见,储层条件相同,并具有相同的剩余可采储量,只要改变注入水性质,延长关井时间,亲油储层不但可以实施注水吞吐,而且仍可采出较多石油。如果加入表面活性剂和防粘土膨胀剂可降低油水界面张力,使岩石向亲水方向转化,并保护了储层,可进一步提高采收率[3 ] 。

多年实践证明,水质的好坏直接关系到油田的开发效果及整体效益。因此,含油污水的处理至关重要。尽管各油田采出水水质各异,但一般都具有“四高”特点,即含油量高、悬浮物含量高、矿化度高和腐蚀性高。含油污水的“四高”特点和油田注水对

水质的特殊要求,决定了含油污水处理的高难度和高投入。另外在污水处理方面存在一定的难度,这是注水采油一个难以解决的问题。

2 、注气采油法

注气法主要有注二氧化碳、氮气驱、烟道气及混合气等。从技术可行性考虑,一般适用于注气开发的油藏具有以下特点: (1) 储层泥质含量过高,注水开发易引起水敏的油藏; (2) 油层束缚水饱和度高,注水效果不好的油藏; (3) 一般稠油油藏; (4) 裂缝不

发育,不易引起气窜的均质油藏; (5) 薄油层。

2. 1 二氧化碳驱机理

由于二氧化碳在油中的溶解度大,在一定的温度及压力下,当原油与CO2 接触时,原油体积增加,黏度降低。CO2 在原油中的溶解还可以降低界面张力及形成酸性乳化液。CO2 在原油中的溶解度随压力的增加而增加,当压力降低时,饱和了CO2的原油中的CO2 就会溢出,形成溶解气驱[7 ] 。与二氧化碳相关的另一个开采机理是由CO2 形成的自由气饱和度可以部分代替油藏中的残余油。

2. 2 氮气驱机理

利用注氮气采油主要是因为以下几个原因: (1)氮气具有比较好的膨胀性,使其具有良好的驱替、气举和助排等作用,可以保持油气藏流体的压力; (2)氮气可以进入水不能进入的低渗透段,可降低渗透带处于束缚状态的原油驱替成为可流动的原油; (3)氮气被注入油层后,可在油层中形成束缚气饱和度,从而使含水饱和度及水相渗透率降低,在一定程度上提高后续水驱

的波及面积; (4) 氮气不溶于水,微溶于油,能够形成微气泡,与油水形成乳状液,降低原油黏度,提高采收率。

不同油藏可采用不同的注气方式,表1 、表2 列出了几种注气方式的参考标准。

与注水相比,低渗透储层注气压力较低,吸气能力强,容易实现注采平衡,而且有利于原始含水饱和度较高、注水开发效果不理想的油藏开发。而对于低渗透油藏,由于储层空隙细小,易受注入流体伤害,但注入的气体多属烃类气体或二氧化碳,不会和地层水、岩石和黏土矿物反应,造成储层伤害。在地层条件下能实现混相或者半混相,则能大大减少毛细管力的不利影响,有利于提高驱油效率。这一点对空隙孔道细小,毛细管力作用强烈的低渗透油田十分有利。大多数低渗透储层较薄,可减小气窜的可能性。而且注气工艺简单。注气开发低渗透油田也有其不利的一面。复杂的储层条件会影响注气效果。气体黏度很小,与石油的流度比较大,在驱油过程中,极容易造成气窜,对油田开发构成威胁。气体过早在油井突破,影响波及效率和开采率。因此,对于非均质性严重的储层和裂缝性储层,不宜实施注气开发。

气驱更适用于稠油油藏、低渗透油藏、凝析气藏和陡构造油藏。

3 蒸汽吞吐

蒸汽吞吐采油是一种单井作业,在一口井中注入一定量的蒸汽,随后关井,让蒸汽与油藏岩石进行热交换,然后再开井采油。此过程可循环往复进行,又称循环注蒸汽工艺。在周期性注蒸

汽采油过程中,其增产机理是多种多样的,主要的有如下几种: (1) 升高油层温度,降低原油黏度; (2) 在注入和吐出的过程中,清除了井筒油层射孔段附近的堵塞,改善了油流的渗流条件,增加流体的流动性; (3) 气体的膨胀能驱动原油,降低界面张力,减小水相的相对渗透率; (4) 减少残余油饱和度; ( 5) 改善波及率; ( 6) 提高地层油体积系数。

一般作为蒸汽驱的先导。这种方式并没有连续不断的增加油藏的能量,而是依靠注入油藏的热能降低原油黏度。从油藏中驱油入井的动力主要仍来自油藏原有的能量,这同时加速了天然弹性能量的利用,并不能补充驱替能量,而且是单井注入蒸汽开采出原油,基本上不产生井

间驱替作用。因而随着循环周期的增加,油层压力的衰减,油藏能量的逐步消耗,产量将大幅度递减,最终结束有效开发期。在蒸汽吞吐开采之后,油井间还存在大片尚未动用的剩余油,纵向上也存在未动用或动用程度很低的油层段,其采收率仅15 %左右,不超过20 %。蒸汽吞吐开采阶段的窜绕加剧了油层的非均质。因油层条件、吞吐轮次、吞吐效果的不同,以及井间窜绕,采出程度平面差异大,致使采出不平衡,剩余油饱和度不均。如果产量足够高,在经济上可行,则可循环若干次,直至达到经济极限为止。但每一次蒸汽吞吐后,油层驱油的能量都要降低,原油含量降低,因此随着周期数的增加,其效果会越来越差,原油产量降低,含水增加。

4 蒸汽驱

蒸汽驱油法是一种驱替式采油方法,类似于水驱;即以井组为基础,向注入井连续注入一定量

的蒸汽,蒸汽将油驱向生产井,在生产井中采出。威尔曼等对蒸汽驱机理进行了广泛而系统的室内实验研究,提出蒸汽驱油机理为: (1) 蒸汽蒸馏作用:注入的蒸汽使流过区内原油和水迅

速汽化,这一作用使部分原油降低黏度而被驱向下游,被热水绕过的那一部分则又受到上游

方向流过来的蒸汽的抽提; (2) 气驱作用:注入的水蒸气不断向地层散热,干度下降,水分增加,形成气2液联合驱动状态; (3) 原地溶解作用:大部分轻油组分和运载蒸汽在蒸汽驱前面的较冷区域中冷凝,并形成冷凝区,这一冷凝区中的混合物的黏度比蒸汽黏性更大,降低了推进作用,且与原油混合并将原油稀释使原油的密度和黏度降低; (4) 升温降黏:这是加热稠油油藏

的最显著效果,随着原油黏度的降低,驱替效率和清扫效率得以提高。

蒸汽驱的驱油工作剂是蒸汽而不是水,蒸汽在注入井中流动时要损失热量,为了保证向油藏

中注入的是蒸汽而不是热水,因此油藏深度一般不能太深。在含有很高黏度原油的油层中,井间流动阻力很大,注入的蒸汽量非常有限,且蒸汽技术复杂,蒸汽耗量大,监测及调控蒸汽推进动态难度极大,尤其是我国油藏地质条件复杂,油藏类型多,多数稠油油藏深度超过1 000 m。总之,蒸汽吞吐和蒸汽驱在采油方面存在的问题基本上相同,概括起来如下:

a) 生成蒸汽成本高,尤其是在水资源短缺和水价特别昂贵的地区,水处理费用高。水敏地层不能进行蒸汽驱。

b) 油井受热套管膨胀,有可能造成套管损坏。

c) 热损失严重,影响驱油效果和提高成本,因此,输送蒸汽时还有管道保温和隔热的问题。

d) 出砂严重,造成井筒堵塞,影响产量;影响井下泵正常工作而减产;设备磨损严重;修井作业

费用高。热采时任一口井的作业和修井都要求至少冷却井筒附近地带。

e) 不能在超过1 600 m 的油层内应用。一般而言,用蒸汽法驱油的最大缺点是成本高, 适用范围有限制。

5 火烧油层法

火烧油层也称火驱法,是油层本身产生热的一种热力采油方法。火烧油层是将某种形式的氧化剂(空气或氧气) 注入油层,使其内部的油自燃或点燃,随后注入的氧化剂便会使燃烧带在