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国外热力采油技术进展及新方法

2013-09-29 15:43:04 来源:中国投资研究网 【字体: 【收藏本页】【打印】【关闭】

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核心提示:我国稠油资源探明和控制储量已达16×108t,是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。


关键词: 稠油

  1、前言

  我国稠油资源探明和控制储量已达16×108t,是继美国、加拿大和委内瑞拉之后的世界第四大稠油生产国。稠油热力采油技术(简称热采)主要应用在辽河、胜利、新疆、河南等油区,以蒸汽吞吐为主,蒸汽驱、电加热、SAGD等技术不断成熟。我国热采项目年产量在1500×104t以上。我国稠油油层非均质性严重,地质构造较为复杂,而且油藏类型很多,且埋藏深,在地层条件下黏度高、相对密度大、流动性能差,甚至在油层条件下不能流动。目前,常用的蒸汽吞吐技术大部分已进入高轮次高含水期,产量递减很快。另外,未动用部分为深层和超稠油油藏,亟需高效经济的新技术方能有效开发。

  经过70多年的发展,国外已发展了以注蒸汽、注热水、火烧油层为基本方式的热采技术。近年,为进一步提高热采开发效果,国外非常重视热采新技术、新方法的研发与应用。

  2、国外热力采油技术应用现状

  热采技术作为开采稠油最有效的方法,是当前世界应用规模最大、也最为成熟的EOR技术。据2012年美国《油气杂志》统计,世界在产热采项目达129个,年贡献产量达4279×104t。其产量主要来自美国、加拿大、中国、委内瑞拉和印度尼西亚。这5个国家热采产量占世界热采总产量的97.68%。美国是应用热采技术开采稠油最广泛的国家,以蒸汽驱为主,火烧油层技术在不断扩大。仅2012年,美国在产热采项目就达61个,其中蒸汽驱48个、火烧油层11个。美国应用热采技术年贡献产量达1615×104t,占世界热采总量的38%。但近几年,由于大多数加州成熟的稠油热采项目产量下滑,导致美国热采规模总体逐渐缩小。

  与美国热采项目缩小相对应,世界其他国家的热采项目却在不断增加,加拿大新增的提高采收率项目主要是热采项目;德国2011年新增4个提高采收率项目,均为蒸汽热采;厄瓜多尔开始在Pu-garayacu油田开展蒸汽吞吐先导试验;阿曼开始在Areal西部油田实施蒸汽驱,在Areal东部油田实施蒸汽吞吐,同时在阿曼北部碳酸盐岩油藏也开始实施蒸汽驱项目。俄罗斯热采技术规模不大,截至2007年,共实施了45个热采项目。俄罗斯热采应用以注蒸汽为主,火烧油层几乎没有成功,SAGD仅有循环的2个矿场实践,改进的热水驱方法矿场实施效果非常明显。2007年,美国地质调查局对俄罗斯稠油资源进行了评价,认为其资源量达2×1012t,位居世界第三。巨大的资源量使俄罗斯对热采技术的研发非常重视。2008年至今,研发、实践了井下蒸汽发生器技术、“U”型水平井蒸汽驱技术、热—气—水综合技术等多种热采新方法。

  3、国外热力采油技术发展趋势

  随着科技的发展,国外热采技术与其他科学技术的结合更为紧密。通过技术间的相互组合,技术集成化的趋势非常明显。从近年来文献总结分析来看,国外热采的发展充分体现了以下两大特点:

  ①热采技术与工程技术的结合更为紧密。由于水平井在稠油开采中具有可增加井筒与油层的接触面积和渗流面积,提高井的吸汽能力和生产指数,扩大加热油层的体积,提高蒸汽驱替效率,防止蒸汽超覆和汽窜,减少热损失,提高油气比等优势,近年国外非常重视热采技术与水平井技术的结合。除2003年发展起来的水平井注空气技术(THAI)、顶部燃烧重力辅助水平井开采(COSH)、水平井火烧油层等外,近年来又研发了X-SAGD、SW-SAGD、快速SAGD、混合SAGD等技术。

  ②热采技术与化学技术的组合进一步加强。近年来,热采研究的重点是加入各种溶剂、气、化学添加剂和泡沫等,以改善其开发效果。2006年至今,不少文献论述了通过在蒸汽中加入甲烷、丙烷、生物柴油、溶剂、表面活性剂等,可明显提高蒸汽注入能力,改善蒸汽的热效率。

  4、国外热力采油技术新方法

  4.1薄层、底水稠油油藏开发新技术

  对于普通稠油,使用水平井进行天然能量开采是油田开发中最普遍推荐的工艺,但采收率一般小于10%,而且如果生产井受水窜影响较强,采收率还会因水层影响而降低。蒸汽吞吐和蒸汽驱等热采工艺可以提高采收率,但需附加额外的发热成本。J.R.Rodriguez等研发了水平井交替蒸汽驱技术(HASD)。该技术有效结合了蒸汽驱与水平井蒸汽吞吐优势。它利用原油的原始流动性,通过把一口井交替作为生产井和注入井,实现等深度反复泄油(见图1)。因此,其主要开采机理是连续油井间的水平蒸汽驱。相对SAGD而言,该技术不采用注入井-生产井井对,而只是钻单独的水平井。既减少了操作风险,经济优势非常明显,还考虑了不能打两口井进行SAGD的薄砂体。为评价水平井交替蒸汽驱技术在底水油藏中的生产效果,进行二维现象模拟和油田规模三维全场关系模拟。模拟结果表明:对于油层厚度7~15m、地下原油黏度为2000~10000mPa·s、边底水较弱的普通稠油油藏,在井距相同情况下,该技术只需SAGD一半的井网就能达到其相似的效果;在井数相同情况下,只需SAGD一半的时间就可达到SAGD的最终效果。

图1:HASD原理示意图

  4.2强底水稠油油藏开发新技术

  强底水的存在对蒸汽驱替过程非常不利。因为在底水存在情况下,蒸汽腔压力必须高于底水压力才能保证蒸汽驱的有效性,这样就会导致蒸汽腔压力远高于所需要的压力,还会导致采出液含水增高。另一方面,要加热从含水层进入蒸汽腔的水至气态,还要浪费大量热能,如果蒸汽腔压力大于相邻含水层压力,蒸汽还会进入含水层,一部分油也采用传统技术开采强底水稠油油藏,由于底水压力较大,底水很快发生锥进,导致产出液含水非常高,有资料记载高达95%。而利用DWS技术完井后,产出液含水明显降低,含水一般可降到80%左右。另外,产油速度明显增高,其临界日产量可提升到128bbl/d(见图3)。

图3:DES井与常规井的含水与采油速度图

 

  常规蒸汽吞吐是对整个稠油油藏井段全部实施完井,同一口井中进行周期性注汽和采油。每个周期包含注汽—焖井—采油三个阶段。由于整个稠油油藏井段全部实施完井,基本能够采出注入蒸汽中的多数热量。如果有更多的热量保留在油藏中,则能够提高工艺的热效率,从而提高采收率。E.Matus等人致力于改善蒸汽吞吐热采效果的研究,提出了顶部注汽、底部采油周期蒸汽吞吐方法。该技术采用双管柱完井,注汽短管位于油藏上部,采油长管位于油藏下部。将蒸汽首先注入短管柱中,从而使蒸汽优先停留在油藏顶部(见图4)。开采过程中首先有一段初始预热期,其目的是使油藏的整个厚度范围全部得到初步加热。预热期后,重复进行以下操作:关闭长管柱,短管柱注汽;然后停止注汽,开放长管柱采油,没有焖井期。为了比较常规蒸汽吞吐与顶部注汽、底部采油方法的动态特征,E.Matus等人利用三种类型的稠油油藏进行了蒸汽吞吐模拟研究。油藏和流体性质分别为:SPE模型(相对密度0.97)、Hamaca(相对密度1)和SanArdo(相对密度0.99)。这三种油藏类型均使用了2D径向层状黑油模型。研究中使用的是CMGSTARS数值模拟程序。模拟结果表明:10年后,顶部注汽、底部采油技术能使更多的蒸汽保留在储层中,与常规蒸汽吞吐相比,其采收率系数提高了57%~93%,汽油比降低了0.4~2.2。将进入含水层而不能采出。因此,底水油藏蒸汽驱热效应的改善,关键要降低蒸汽腔压力。基于上述考虑,W.Qin,A.K.Wojtanowicz等研发了一项针对强底水稠油油藏开发的井底排水技术(DWS)。其技术原理与传统的含水层排水井相类似,但相对传统的含水层排水井而言,该技术无需再钻排水井,而是在同一井中采用双重完井,把一个排水系统安置在油水界面之下的含水层中,以抽出井周围的水,从而实现单井油水同采(见图2)。该技术除了能保证油水界面远离油层外,还能降低油水界面压力、控制底水锥进,从而明显降低产出液含水率。

图2:DWS排水示意图

  另外,由于降低了蒸汽腔压力,蒸汽热效率得以大幅提升。同时,由于井数的减少,该技术在经济上也极具竞争力。

  4.4蒸汽加生物柴油技术

  通常,为改善蒸汽热采效果,一般向蒸汽中加入溶剂或表面活性剂等。但溶剂由于价格昂贵和不好回收等问题,限制了其在热采中的应用;表面活性剂作为蒸汽添加剂,在储层条件下化学稳定性又值得考虑。为了寻求更加经济、化学性更加稳定的蒸汽添加剂,近年来,国外把目标瞄准了生物柴油。2010年,T.Babadagli等人研究了一种提取于油菜籽油、高油脂肪酸和脂肪酸单甘油酯的生物柴油对蒸汽效率的影响。实验压力为1.8MPa、温度为205℃、孔隙介质来至阿尔伯达北部天然油砂矿。实验表明,生物柴油的添加能有效提高蒸汽的热效率,其采收率系数可提高40%以上。但是生物柴油在沥青中具有一定的溶解性。因此,要作为蒸汽添加剂,必须考虑在既定蒸汽注入条件下生物柴油的相态特征。这些还需要进一步研究。

图4:顶部注入底部采油简图

  4.5单燃料热裂解处理近井地带技术

  单燃料是一种可溶性含氮化合物的水溶液,在液相中的分解为一系列氧化-还原反应,最终产物为水、蒸汽、N2、CO2和NH3。其热裂解处理近井地带是利用热效应与单燃料燃烧的化学产物相结合来实现的,属于热、气、化学的集成方法。该方法首先要局部加热一定量的单燃料,以形成热前沿,触发注入到井底油层段的整个单燃料热裂解。热裂解过程中,除蒸汽前沿顺生产层扩展外,反应产物NH3和CO2在同蒸汽一起向前推进过程中会分离出来,溶解在蒸汽和原油的冷凝水中,起到氢氧化铵(碱)和二氧化碳的驱油效果。同时,N2的存在有利于气驱,含N2溶剂的存在对低能地层也非常有利。需要指出的是,使用这种单燃料混合物不会形成氧化剂过剩和引发生产层中原油燃烧等负面效应。由于单燃料不需要解决按比例配料的问题,其热效应和气体效应的调整更为简便,同时可从根本上提高处理油层的深度。俄罗斯已积极利用这一性能来开发井下蒸汽发生器技术。

  5、结论及建议

  ①热力采油技术是开采稠油最有效的方法,目前,在世界范围内应用规模最大、也最为成熟。我国随着稠油油气资源比例的增加,其应用规模还将进一步扩大。因此,加强热采技术的研发与应用,是稠油资源高效动用的有力保证。

  ②国外对稠油热采技术研发十分重视,其新技术的研发非常活跃,近几年针对不同油藏类型,研究、优化了多种新方法、新技术。因此,应积极引进、吸收国外相似油田的热采新技术,缩短我国热采技术的研发时间,增强热采技术的应用水平。

  ③单项热采技术各有优缺点,每种方法都有自己的适用范围。为了高效动用世界范围内的稠油资源,热采技术非常重视与其他技术的组合,通过技术集成,以发挥协同相应。其中,与工程技术、化学技术的结合是当前及今后一段时间热采发展的显著特点。因此,我国热采技术在技术研究与运用中应重视各学科之间的集成。

  ④国外许多新技术目前还处于研发阶段,进入油田规模的应用与推广仍有较远距离。因此,在热采技术研发中可以“借用外脑”,在引进中创新,以提升热采技术研究的原创水平。


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