热采技术在稀油油藏开发中的应用展望

2012-06-07 责任编辑：未填浏览数：1197 石油机械网

核心提示：我国已动用的石油地质储量约140亿吨，绝大部分是稀油油藏（地面原油相对密度在0.825－0.92之间，油层温度下脱气原油黏度小于100mPa.s），其中

我国已动用的石油地质储量约140亿吨，绝大部分是稀油油藏（地面原油相对密度在0.825－0.92之间，油层温度下脱气原油黏度小于100mPa.s），其中的中高渗透注水砂岩油藏标定采收率40％左右，低渗透注水砂岩油藏标定采收率22％左右，水驱油藏剩余油潜力巨大。热力采油是一项提高采油速度和采收率的有效技术，它在挖掘稀油油藏剩余油的潜力上很有可能发挥重要作用。

　　热力采油技术主要用于稠油油藏的开发。稠油是指在油层温度下脱气原油黏度大于100mPa.s、地面原油相对密度大于0.92的原油。热力采油的主要方法是向油层注入高温蒸汽，此外还有热水驱、火烧油层等。稠油在200℃－300℃高温下，稠油原油黏度可降低2－3个数量级，原油黏度降低的幅度依原油的组分而异。比如辽河高升油田的稠油，其50℃时脱气原油黏度为2000－4000mPa.s，注入200℃蒸汽后，其黏度降到6mPa.s以下。注蒸汽开采稠油有两种方法。第一种方法是蒸汽吞吐，先向生产井注入一定量的蒸汽，比如2000吨，然后关井数日，焖井后开井排液生产。如高升油田高1506井，注蒸汽前单井日产油3.2吨，蒸汽吞吐的初期阶段，单井产量达到100吨/日以上；第二种方法是蒸汽驱，它与水驱类似，只不过驱替流体是蒸汽，其采收率较高，适合汽驱稠油油藏的采收率一般超过50%，高的采收率可超过70%。蒸汽驱阶段的采油速度较高，平均在3%－6%之间，这也是它的另一大特点。

　　由于注蒸汽可以显著降低原油黏度，人们首先想到了对含蜡油田的应用。再者，蒸汽驱可以显著提高采收率和采油速度，因此把热采技术用于稀油油藏，是提高稀油油藏可采储量和采油速度的一个新思路。

　　我国已探明的石油储量中，低渗透油田的地质储量约为50亿吨，占已探明储量的27%左右，其中大部分的原油都含有一定的蜡和胶质，平均分别在20%和10%左右，原油黏度在10mPa.s左右。随着降压脱气开采和注水，原油黏度有不同程度的增长，这类油田注水开发效果不尽人意。如大庆的朝阳沟油田、吉林的新民油田和长庆的安塞油田，都属于这类油田。为了改善低渗透油田的开发效果，北京院热采所与大庆油田研究院、采油十厂在朝阳沟低渗透油田共同开展了两口井的蒸汽吞吐试验研究。朝146-70井和142-69井分别于2002年9月和10月开始注蒸汽，每天各注入150吨，各累计注入1500吨蒸汽。蒸汽吞吐前单井日产油平均2吨，朝142-69井吞吐期间平均日产油3.9吨，累计净增油436吨，朝146-70井吞吐期间的平均日产油6.8吨，累计净增油685吨。粗略计算的投入产出比分别是1∶2.3和1∶3.6，这个投入产出比对于孔隙度16%、渗透率5×10-3μm2、原油黏度40mPa.s的低产地层是可喜的。大庆油田今年计划在朝阳沟低渗透油田增加10口蒸汽吞吐试验井，目前已有2口井开始实施。蒸汽吞吐在大庆朝阳沟含蜡低渗透油田的初步成功，突破了国内外现有的蒸汽吞吐在孔隙度和渗透率上的界限，为我国和世界含蜡低渗透油田高效开发提供了一个新的技术思路。北京院热采所和大庆油田正计划开展含蜡低渗透油田蒸汽吞吐后的接替技术研究，从而促进热采技术在含蜡低渗透油田的进一步应用。

　　聚合物驱油是提高水驱油藏采收率的成熟技术，在大庆等油田取得了令世人瞩目的成果。它可以提高采出程度8%－12%，仅大庆油田就有约23亿吨的地质储量适合聚合物聚驱。聚合物驱后，油层中还有近50%的原油剩在地下，如何将这部分剩余储量挖掘出来是一项重大课题。多元复合驱是聚驱后的重要接替技术，除了多元复合驱外，热力采油是值得考虑的一项接替技术。北京院热采所所做的三管驱油实验的初步结果是，聚驱后转蒸汽驱的阶段采出程度约是聚驱阶段采出程度的2倍；热采所根据实际聚驱后的数模结果，用热采数模软件研究了聚驱后转蒸汽驱的开发效果，当剩余油饱和度大于0.35时，汽驱阶段的采出程度可在聚驱的基础上增加10%－20%。如果实际的汽驱结果提高采出程度8%，那么可以使23亿吨的聚驱储量多采出1.8亿吨原油，按每年采600万吨计，可生产30年。

　　能不能不经过聚驱，在水驱后直接转热采，这也是值得探讨的问题。北京院热采所有针对性地研究了两个区块。一个区块是大庆油田喇嘛甸过渡带和沙北过渡带，这个过渡带的原油黏度偏高，该区块有地质储量近3亿吨。根据初步研究，注蒸汽热采可提高采出程度20%以上，如果实际运行的结果提高采出程度17%，那么增加可采储量5000万吨，若每年采200万吨，可采25年；另一个研究区块是吉林扶余油田，原油黏度50mPa.s左右，地质储量1.3亿吨，目前采出程度22％。根据初步研究，注蒸汽热采可在现有采出程度的基础上提高27%左右，如果实际运行的结果提高采出程度20%，那么增加可采储量2600万吨，若每年采100万吨，可采26年。而且热采的采油速度比水驱的采油速度要快得多，一般提高1-3倍。

　　既然热力采油技术对提高稀油油藏的采油速度和可采储量有明显的效果，是不是把稠油上的热采技术照搬到稀油油藏就可以了呢？当然不会这么简单，由于稠油和稀油原油的组分和性质不同、热采的机理和高温蒸汽对提高开采效果的贡献特点不同，热采时的设计方案也会有区别。此外，油藏深度、油藏物性、原油物性及开发状况等都会有一定的限制。

　　蒸汽成本是注蒸汽热采生产成本中的大头，降低蒸汽成本是扩大注蒸汽热采应用范围和应用规模的关键。热电联供以及以煤代油、以气代油、井下蒸汽发生器都是降低蒸汽成本的途径。

　　稀油油藏的热采机理和热采技术还有待深入研究，北京院热采所和大庆等油田的科研人员共同申报了“含蜡低渗透油藏注蒸汽热力采油技术”、“聚驱油藏注蒸汽热采提高采收率技术”和“水驱稀油油藏注蒸汽热采提高采收率技术”3项专利，以促进热采技术的应用研究，也欢迎更多的技术研究人员和学术研究人员加入到这个研究队伍中来。

　　从上面的阐述可以看出，热采技术在提高稀油油藏可采储量和采油速度上有着诱人的前景。我们还可以将物理方式的热力三采和化学方式的化学三采结合起来，也可以将火烧和注蒸汽、注水开采结合起来，或者利用核能来进一步提高稀油油藏的可采储量，延长已开发老油田的生命期。随着科学技术日新月异的发展，随着热采成本的不断降低，热力采油为稳定我国的石油能源供给将发挥更大的作用。

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