俄罗斯油田注气法应用及分类

孙瑞峰 (大庆油田工程有限公司)

俄罗斯油田注气法应用及分类

孙瑞峰 (大庆油田工程有限公司)

在俄罗斯,随着难采储量的增加以及传统工艺开采存在的困难,注气工艺和与气混合注入工艺可能成为具有竞争力的方法。注气工艺具有很多优势,适用于各种油藏类型。在此给出了俄罗斯注气工艺的分类,并对工艺实施过程中取得的效果和存在的问题进行了分析。

俄罗斯 注气 水气注入工艺分类 难采储量

俄罗斯有许多高产油田利用注水开发。随着难采储量的增加以及传统工艺开采存在的困难,注气工艺和与气混合注入工艺可能成为具有竞争力的方法。注气工艺的优势是,在较大的地质-物理条件范围内可以单独或与其他方法 (注水法、物理-化学法等)结合使用。

利用注气法开采低渗透油藏、高含水油藏、深层油藏是最有前景的。这三种油藏的储量占总难采储量的75%左右。开采这些储量虽然要求更高的工艺水平,但在近期可以获得回报。

下面是注气法在三类油藏应用的条件[1]。

1 低渗透油藏

目前,40%以上的难采储量集中在低渗透层中(渗透率小于0.05 mD,1 mD=1.02×10-3μm2),这表明首先开采这类油藏的重要性。

低渗透油藏大部分原油属于低黏油。例如,俄罗斯64个生产企业的储量中,83.9%的平衡表储量和89.1%的剩余储量的地下原油黏度平均小于10 mPa·s。

利用全俄石油科学研究所研制的自动化系统对低渗透油藏的采油方法进行了评估。分析了两个区16个企业的372个油田,其中有910个产层和油藏,储层渗透率不超过0.05 mD。乌拉尔-伏尔加河中下游流域有262个油田,包括559个层系;西西伯利亚有110个油田,包括351个层系,建议采用注气法。例如,两个区的910个油藏中355个层系被建议注CO2,351个层系注气态烃,87个层系注循环气体,2个层系注热水。乌拉尔-伏尔加河中下游流域最有效的开采方法是注CO2。其中559个层系中355个被建议注CO2,38个层系注气态烃,1个层系注热水,79个层系注循环气体。对于西西伯利亚油藏来说,注气态烃是最合理的方法。351个层系中有313个层系注气态烃,1个层系注热水,没有一个层注CO2,注循环气体的有8个层系。

注气法适用于80%的低渗透油藏,可以认为对这类油藏是有利的。

2 高含水油藏

根据有关文献报道,高含水层中原油储量占难采储量的三分之一 (34%)。不同时期完成的研究表明,在油田不同的注水阶段应用注气法 (注水气)工艺具有高效性。为了提高注水开发晚期注水气的效率应该利用更“富”的气,这种建议是正确的,因为注水后残留在油层中的油变重,较轻的组分首先被注入水驱替。

罗马什金油田、萨马特洛尔油田和费得罗夫油田早期进行的注气态烃工业实验结果证实了含水层中注水气的效果。

从总体看,对于高含水层工艺和工作剂的选择首先取决于油藏的地质-物理特征和存在的气源。与以往一样,西西伯利亚区应用不同组分的气态烃进行开采较有前景。在乌拉尔-伏尔加中下游流域油田注气态烃的同时可能应用CO2(类似于富气)。CO2可以用专门的动力设备直接在油田自动获得。为了评价具有不同润湿性的高含水孔隙介质中CO2驱的效果,针对乌拉尔-伏尔加河中下游油田泥盆系地层的条件进行了专门研究。实验是利用水平分布的地层模型完成的,其中被砂质孔隙介质充填。地层模型的压力为20 MPa,温度40℃。采用了罗马什金油田泥盆系原油,密度0.857 g/cm3,黏度6.5 mPa·s。

研究结果表明,第一次注水后由于注CO2驱替系数在亲水孔隙介质中增长约15个百分点,在憎水孔隙介质中增长约6个百分点。

室内研究和矿场试验结果都证实了含水层中应用注气法进一步驱替剩余油的效果。

3 深层油藏

埋深超过4 000 m的油藏中储量只占难采储量的几个百分点,但在深层有大量预测的烃资源。这证实了近几十年在深层发现的大型油田:如坚吉斯油田、阿斯特拉罕凝析气田、白虎油田 (越南南部大陆架上的基岩油田)。

深层油藏主要利用传统工艺开采:注水或天然能量驱动。但由于油层储集性质恶化 (渗透率低,泥岩化)注水有时不能进行,这时开发是无效益的。

深层油藏通常含有含气量高的轻质油。例如,北高加索个别油田含气量为700 m3/t,坚吉斯油田为600 m3/t,白虎油田为200 m3/t。因此,这类油田开发中的一个难题是如何利用大量的油田气。这个问题在海上油田表现得更为迫切。

对于深部成藏油田,如坚吉斯、白虎油田,不同时期完成的各种注气方案的技术-工艺计算和技术-经济计算表明注气工艺在各个工艺中竞争力强。论证上述工艺实施的技术可能性,包括利用现有设备 (坚吉斯油田)。

注气工艺原则上不受划分出含难采储量的油藏类型限制。开发高黏油油藏时注富气或CO2可能有效,而开发油气田时向气顶注气可能有效。

虽然注气法具有很多优势和前景,但目前俄罗斯依靠注气提高采收率法获得的增油量相比不多,约为20×104～25×104t/a。而其他国家要多得多,如美国,为1 500×104～2 000×104t(占所有增油量的40%)。必须指出,美国采用的注气法在四分之三情况下使用的是CO2,而俄罗斯只使用烃气。并且,俄罗斯对注气和水气交替注入提高采收率方法的前景明显评估不足。

图1示出俄罗斯采用现代的提高采收率法获得的实际采油量情况和各石油公司报告中给出的这一指标的对比。

图1 俄罗斯和美国应用提高采收率法获得增油量情况[1]

从图1可以看出,俄罗斯依靠现行分类法中的提高采收率方法获取的增油量 (曲线1)变得较为平缓。曲线上出现的波动是因为增加了水平井钻井数量和切割第二井眼,持续的时间并不长。热法、物理-化学法以及油层水力压裂法获得的增油量有所下降。在这种情况下用注气法和水气注入法提高采收率具有很大的前景[2]。

1980—2015年期间实际和预测的采油结构见图2。从图2可以看出,近期和中期的主要任务是创建和推广低渗透含油储集层的开发工艺。同时,带气顶油藏和高黏油油藏逐渐增多。

图2 1980—2015年期间采油结构

在俄罗斯石油天然气公司的支持下,编制了原油储量开采工艺和难题相关模型 (图3)。根据该模型可知,注气工艺和水气注入工艺,以及用水平井、水平分支井、油层深穿透水力压裂工艺和先进的打开产层工艺是非常重要的通用方法。应该指出,上述工艺中只有注气法和气水注入法没有得到应有的发展。

图3 原油储量开采工艺和难题相关模型

从所给出的模型 (图3)可以看出,注气工艺和水气注入工艺是解决低渗透储集层开发难题的主要手段之一。另一方面,从模型中还可以看出,把水气注入工艺仅作为向油层中交替注入气体和水的工艺进行研究具有明显的错误。

事实上,水气注入工艺包括各种工艺,其使用领域很广。例如,同时注入含有水气混合物的驱替剂的水气注入工艺就不适用于低渗透储集层,但对于高黏油油田就非常有效,还可以用于开采气顶油藏。

可见,考虑到上述情况,为了有效地规划和使用水气注入工艺必须对水气注入工艺及其实施工艺流程进行系统的分类,因为不同种类的水气注入工艺无论对于其工艺效果,还是所采用的设备都可能非常不同。

如果不考虑提高采收率法的分类,把水气注入法归属为俄罗斯大多数石油公司采用的“形成段塞”的工艺类别,那么大多数现行的提高采收率法的分类都是以表1给出的流程为依据的。可以用三次提高采收率法分类作为该系统所采用方案的一个例子 (图4)。

表1 地质技术措施分类表[3]

图4 根据文献对三次提高采收率法进行的分类

所研究方案的明显缺点是分类标志混乱。实际上,并没有针对注入的气体 (烃类气体、氮气、烟道气、二氧化碳等)和驱油方式 (混相驱、高压气驱等)进行分类。这种分类没有考虑到现有的注气和水气注入工艺的差别[4]。

首先是依靠其他国家的分类体系可以排除上述分类法的部分缺点。根据驱油方式可划分为混相驱和非混相驱,而根据所使用的气体分为CO2、N2、烟道气和烃类气体。

缺少统一的分类法导致一些作者提出的说法大多数情况下都不很准确。例如,有作者认为可把下列工艺作为独立工艺:同时注入气体和水的水气注入法、利用空气作为注入气体的水气注入法、只注气体的油气注入法、气水交替注入的气液注入法。这种分类法的错误是很明显的,也很普遍。作者只是把与注入地层水气混合物有关的过程称为水气注入法。

所有上述情况都迫使俄罗斯采油业采用国外的分类法、英语中使用的工艺名称和缩写词。当存在上述缺陷时,这种方法是较为正确和专家们较容易接受的方法。

国外水气注入工艺分类法中划分为WAG-水气交替注入和SWAG-水气同时注入过程,从名称中可以看出,规定了细分的 (WAG-过程)和混合的(SWA G-过程)驱替剂 (水和气)注入。根据文献,WA G-过程本身又可分为:

◇Miscible WA G injection(混相驱)

◇Immiscible WAG injection(非混相驱)

◇Hybrid WAG injection

在大的气体段塞后,向地层注入几个不大的水和气的段塞的情况属于 WAG-过程的 Hybrid WAG injection类别。

文中给出了以现行的规范文件和俄罗斯国内关于水气注入工艺的文章分析为基础进行研究的分类。

俄罗斯石油公司目前通常采用三级分类法来划分提高采收率工艺,即方法—工艺组合—工艺。在这个体系中水气注入是属于注气提高采收率法中的工艺组合,是按照气体和石油相互作用及驱替方式、所采用的驱替用的气状试剂进行分类的。

根据气体和被驱原油的相互作用可划分为气抑止、有限可溶性、无限可溶性的方式。

气抑止法的特点是在液相和气相之间几乎完全没有质交换,只在气动力作用下进行驱油。

在有限可溶性方式下,地下驱油时气相和液相间存在组分的交换。除了气动力作用外,一些组分还会从油相向气相部分传递及从气相向油相传递。但在这种情况下气体驱替剂和原油间会保存相界限和相间张力。

在无限可溶性方式 (可称为混相驱)下,相间界限和油气间的相间张力不存在。

无限可溶方式又可细分为单触点和多触点方式。采取单触点方式时注入气和地下原油在近井底地带无限混相,而采取多触点或动态方式时油和气之间的混合发生在距井底地带有一定距离的地方。

根据采用的气体试剂可分为注烃气、注二氧化碳、注氮气和注烟道气。又分为注“干”烃气 (天然气)和注“富”气,富气中除了甲烷,还含有大量的烃溶剂 (丙烷、丁烷等)。

从共同使用油气驱替剂方面看,根据注入方式把油气注入工艺分为循序 (依次)注入、交替注入和共同注入。

依次注入方式要求在长期注气后 (通常是在气体向1口采油井突进后)再进行注水。

交替注入有些像依次注入,也是向地层一种接一种地注入驱替剂,但此时,在地层条件下,注入的每种段塞的体积不应该超过油层驱油区域原始含油孔隙的10%～12%。

合注时,水和气同时被注入到油层中,结果形成水气混合物。

水气注入工艺的主要分类见图5。必须指出,该系统存在缺点,即:缺少根据提高驱替系数、波及系数等作用机理来对提高采收率工艺进行划分的条件。

图5 水气注入工艺分类

除了上述分类外,水气注入工艺还可根据水、气和水气混合物注入的工艺流程进行分类。

实施水气注入工艺时首先要根据气源选择实施方案。存在很多种供选的方案,如伴生的石油气、废气、热力工程装置排放气、专用产品和化学厂废气、天然气等。但在选择向产层注入技术时气压是很重要的因素,因此,水气注入工艺的实施方案可根据气源分为注高压气和注低压气的方案。

来自于天然气管线和气藏的天然气属于高压气,而用于运输的石油处理系统中的伴生石油气和烟道气等属于低压气。

根据采用的技术手段把工艺流程分为两类:压缩注入和泵压缩注入。所谓的压缩注入就是利用传统设计的高压压缩机 (活塞式的和离心式的)。

大多数情况,泵压缩注入方式只适用于水气合注工艺中,因为在循序注入或交替注入中液柱不会产生额外压力。

水气合注工艺大多是根据水气混合物生成的位置把实施工艺分为三组:

◇在井口形成水气混合物;

◇在井筒形成水气混合物;

◇在地层内形成水气混合物。

合注与交替注入不同,是水气连续地注入到每个被分隔开的孔道中。

图6给出水气注入实施方案总分类中,近期采取水气注入工艺时把细粒分散混合物作为驱替剂的发展情况。细粒分散混合物是由气相和液相组成的体系,并且气相以气泡形式存在,其尺寸小于地层岩石孔隙。与普通的粗粒分散的混合物不同,这种细粒分散混合物需要专用设备。

图6 实施水气注入工艺流程分类

给出的分类图 (图5～图6)包括所有必须的和足够准确区分各种水气注入工艺的特征和标志。该体系是油田试验和推广水气注入工艺的室内研究和工业试验的基础,因为在分类标准一致的情况下各种工艺无论其总费用方面,还是工艺效果方面都具有了可比性。

[1]Ф а т к у л л и нАА.З н а ч е н и ег а з о в ы х м е т о д о вво с в о е н и и т р у д н о и з в л е к а е м ы х з а п а с о в н е ф т и [J]. Н е ф т я н о е х о з я й с т в о,2000.

[2]О с н о в н ы ев о п р о с ы п р и м е н е н и яик л а с с и ф и к а ц и ит е х н о л о г и йв о д о г а з о в о г ов о з д е й с т в и я[J]. Н е ф т е п р о м ы с л о в о е д е л о,2008:16-22.

[3]П о д д у б н ы й Ю А,Ж д а н о вСА. О к л а с с и ф и к а ц и им е т о д о в у в е л и ч е н и я н е ф т е о т д а ч и п л а с т о в[J]. Н е ф т я н о е х о з я й с т в о,2003:19-25.

[4]В а ф и н Р В. М е т о д р е г у л и р о в а н и я т е х н о л о г и е й в о д о г а з о в о г ов о з д е й с т в и я н а п л а с т[J]. Н е ф т е п р о м ы с л о в о е д е л о,2008:30-33.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.8.001

2010-04-02)