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“从2024中国油气开发技术年会看最新提高采收率技术”系列报道之三

稠油热采:复合技术动用更“愁”储量

来源:中国石化报 时间:2024-06-03 08:20

□本报记者 程 强 魏佳琪  秦紫函

中国工程院院士程杰成介绍,国外稠油热采开发技术成熟,蒸汽吞吐、SAGD(蒸汽辅助重力泄油技术)、蒸汽驱、火驱等热采技术已经实现商业化应用。我国稠油油藏以陆相沉积为主,埋藏深、储层变化快、非均质性强、油品类型多,开采难度更大,已探明地质储量39亿吨,历经冷采、蒸汽吞吐、方式转换三代技术接替,保持年千万吨规模稳产30年;创新形成了SAGD、蒸汽驱等稠油提高采收率技术,已在2.51亿吨储量实施。目前,我国已成为重要的稠油生产国,已动用储量26.53亿吨,建成了辽河、胜利、新疆、渤海、河南等稠油生产基地。

程杰成认为,与国外相比,我国稠油热采在埋藏较深的稠油、超稠油、火驱等方面技术领先。下一步,稠油热采技术应立足常规稠油、深层稠油、超稠油、薄层稠油四类开发对象,通过已有技术升级提效、绿色低碳技术转型,形成蒸汽驱、SAGD、火驱、绿色低碳高效稠油提高采收率系列技术,实现稠油储量全覆盖,保持年千万吨以上规模持续稳产。

多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐

其原理方法是在蒸汽驱/蒸汽吞吐的主介质蒸汽中加入气体介质,可起到增能增压、降低热损失、提高热效率的作用;加入高温表面活性剂和泡沫液,可起到提高驱油效率和调剖作用。

室内研究表明,多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐可降低20%的蒸汽用量,扩大波及体积18%以上。2017年以来,辽河油田和新疆油田实施辅助蒸汽吞吐3769井次,累计增油81.9万吨。目前,碳捕集强化热采技术(CCETR)正在发展完善中,能捕集蒸汽锅炉尾气与蒸汽混合注入地层,既可提高热采效率,又能降低碳排放。

中国工程院院士袁士义认为,多介质协同辅助蒸汽驱/蒸汽吞吐方法极大地提高了蒸汽驱/蒸汽吞吐的效果和效益,多元热流体复合开采技术突破了超深、超黏、薄层等稠油开采难题,大幅提高了复杂稠油的动用率和采收率,具有良好的应用前景。

稠油热复合高效开发技术

中国石化稠油埋藏深(1000~2400米)、油层薄(小于8米)、黏度大(5万~100万毫帕·秒),属于难采稠油。针对单一蒸汽无法实现难采稠油有效开发的难题,技术人员以“热”为核心,形成了热复合[蒸汽+气体(氮气/二氧化碳)+化学剂(驱油剂/泡沫剂/降黏剂)]高效开发技术系列和配套工艺(井下控干度精细分层注汽工艺、气凝胶隔热管及井筒隔热工艺、水平泵注汽采油一体化工艺),实现了难采稠油“流得动、流得远、流得快”。

郑364块深薄层稠油埋深1200米、厚度8米,实施蒸汽吞吐转热复合驱后,采收率提高21.9个百分点,达到55.9%。排612块浅薄层特稠油黏度3.7万毫帕·秒、厚度6米,实施热复合吞吐转驱后,采收率提高23.5个百分点,达到45.3%。排609块薄层超稠油黏度大于15万毫帕·秒,实施热复合吞吐开发后,实现特超稠油产能突破,周期产量为常规吞吐的12倍。

通过转变稠油开发方式,中国石化老区采收率提高19~23个百分点,新区周期产量达到常规蒸汽吞吐的12倍。

稠油热复合高效开发技术使得稠油开发界限持续拓展,油藏深度从1000米拓展到2000米,油层厚度从6米降低到2米,原油黏度从5万毫帕·秒拓展到50万毫帕·秒。2023年,中国石化稠油产量486万吨,油汽比0.57。“十四五”后两年,中国石化将加大热复合开发技术推广应用力度,新增动用储量5310万吨,支撑稠油上产至500万吨/年。

袁士义说,该技术以热力采油为核心,加入化学剂和气体复合开发,实现了“高效率、大范围、长时间”降黏的新构想,主要机制为“汽剂耦合降黏、氮气保温增能、热剂接替助驱”。其中,二氧化碳强化热力开发技术利用超临界二氧化碳溶解降黏、降低启动压力的机制,降低启动压力2~3兆帕,驱油效率是注蒸汽的3倍,已在胜利油田典型深层超稠油藏开发中应用并收到初步效果。氮气热复合开发技术在薄层稠油水平井中依次注入降黏剂、氮气和蒸汽,焖井后回采,已在新春油田将薄层超稠油油藏开发厚度下限降低到2米。

注空气热辅助混相驱

实验发现,当温度在300~450摄氏度时,多种气介质都可与原油在油藏压力下实现混相。中国石油吉林油田莫里青地区原油与烟道气在温度300摄氏度、400摄氏度时的混相压力分别为35兆帕、15兆帕,莫里青油藏在350摄氏度时可以实现烟道气混相高效驱油。达到混相压力实现混相驱油的关键,是使油藏达到300摄氏度甚至更高的温度。

基于此,吉林油田提出和验证了稀油注空气中温热氧化混相模式,研发了空气热辅助混相驱低温耗氧启动技术、防气控窜关键配套工艺技术,在莫里青特低渗油藏开展矿场先导试验近两年,注采关系稳定,平均单井日产量从2~3吨提升为5~10吨。

袁士义认为,空气热混相驱有望发展成为下一代大幅度提高原油采收率技术,应用前景广阔。当前需要通过先导试验进一步验证机理认识、完善配套技术,尽快形成可推广应用的开发模式。

稠油地下原位改质

其原理方法是向油藏内注入催化体系,在一定温度下触发重质油断链反应,实现油品降黏和低碳高效开发。国外已持续研究多年,将改质温度从400~450摄氏度降低到350摄氏度。中国石油技术团队创新提出了低温长效改质反应路径,将改质温度下限降至300摄氏度以下。

在新疆风城稠油油田开展的矿场先导试验表明,应用该技术可实现不可逆降黏,增油、减碳效果明显。产出油黏度从5万毫帕·秒降至最低21毫帕·秒,试验井组在蒸汽吞吐标定采收率24%的基础上,已实现提高采出程度20个百分点,吨油蒸汽消耗和碳排放降低60%,投入产出比1∶10,效果显著。

袁士义表示,稠油地下改质是一项具有颠覆性的开采技术,目前已经形成300摄氏度以下原位改质新工艺,正在攻关不同油藏类型和井型井网的原位改质工艺,开展新疆风城蒸汽吞吐后期、SAGD中后期原位改质等先导试验,扩展应用条件边界。需要进一步深化改质机理研究及工艺技术的适应性分析,持续提高改质效果和效益,尽快形成高效大幅提高采收率的原位改质模式,扩大应用规模,并有序推广应用至其他稠油资源。

海上稠油热采技术体系

近年海上新发现储量中,热采稠油、深水深层、非常规油气等储量占比高,其中原油储量占全国的39%、天然气储量占全国的84%,中国海油以科技之力打造油气增储上产新增长极,实现了从常规稠油到超稠油、从浅层到深层、从浅水到深水、从常规油气向非常规油气高效开发的迈进,支撑油气产量创新高。

中国海油历时15年自主创新,形成了海上稠油热采技术体系,构建了海上大井距高强度热采理论,首创了高强注采长效防砂和350摄氏度电潜泵大液量注采一体化技术,研发了海上热采平台集约化装备,防砂有效性从3轮次提升至8轮次以上,一体化管柱较常规注采两趟管柱降低操作费70%,解决了“大井距、长寿命、小空间”难题。

他们以降本增效为抓手,攻关关键技术,实现稠油高效注热、低渗高效补能、“薄远小”低品位储量有效动用,重点研发海上移动式注热、GAGD(超临界多元热流体热采)、海上大规模压裂、“T”形井、多分支井等低成本钻完井关键技术,加快推动难动用储量经济有效开发。

井下大功率电加热辅助SAGD

“双碳”背景下,稠油热采高能耗、高碳排的问题亟待解决。为此,中国石油新疆油田以SAGD为突破口,创新SAGD电加热物理模拟、数值模拟技术,研发了多功能电加热采油工艺并取得矿场试验成功,形成了井下大功率电加热辅助SAGD预热技术,实现了“以电代汽”的目标,为风光绿电新能源的利用奠定了基础。

SAGD是一项把蒸汽驱与重力驱结合起来,大幅度提高采收率的稠油开采技术。SAGD一般需要打两口平行水平井,上部为注蒸汽水平井,下部为采油井。注入地下的蒸汽在注入井周围形成蒸汽腔,并加热周围的原油提高流动性,一部分蒸汽凝析成水,水和热油在重力作用下向下流动,流到采油井即被采出。随着蒸汽腔不断扩大,采出的油就越来越多。

SAGD开发可划分为预热启动和SAGD生产两大阶段。预热启动就是在注采井之间形成良好的泄油通道,为SAGD生产做好准备。预热启动的水平段动用程度决定了SAGD生产的成果。

新疆油田试验区域油藏埋深450米、油层厚度15米、原油黏度5.4万毫帕·秒,目的层夹层广泛发育,是目前SAGD已开发区储层条件最差的油藏。在这类超稠油油藏,SAGD预热启动时间长达300天、蒸汽消耗高达4万吨、油汽比低。研究表明,注蒸汽方式地层吸热率仅40.5%,亟须探索高效的SAGD预热启动技术。

国际油公司辅助开采方式主要有“电加热预热+溶剂萃取”、热电剥离、低压电加热辅助驱动等。其中,壳牌在加拿大维京项目开展了电加热开采油砂试验,目的是通过井下电加热改质稠油生产轻质原油。项目油层厚度22米,含油饱和度80%,水平加热井18口,峰值日产油量达110吨,矿场试验取得成功,预测采出程度由25%提高至55%。

中国石油的研究揭示了SAGD电加热“水平段均衡加热、蒸汽激励加速升温”的传热机理,确定了SAGD电加热采用“恒功率、迅速升温,恒高温、稳定传热”的电控模式。

研究发现,在井下无氧环境下,温度在30~130摄氏度时为溶解膨胀阶段,主要是水分蒸发,温度在130~380摄氏度时为轻烃挥发阶段,温度在380~500摄氏度时为裂解生焦阶段,稠油脱氢缩合反应加速,开始结焦,在450摄氏度达到高峰,在500摄氏度时几乎全部转化为焦炭。

他们创新形成了“短周期+脉冲激励”的预热方法:井筒预处理阶段,注清水进行储层扩容;短周期电加热阶段,实施井下恒温电加热,当井筒含油饱和度接近98%时替液,约30天;替液方式为长管注汽、短管排液,或油套环空排液,连续替液3~4天,而后继续注蒸汽3~4天,高于排液结束压力0.5~1兆帕为宜。SAGD电加热管柱采用平行双管结构,充分利用原井井口及管柱,在长油管内下入温度测试缆、在短油管内下入加热电缆,满足水平段电加热、循环洗井、替液等工艺要求。

2023年7月,中国石油在FHW3120井组开展国内首例双水平井SAGD电加热预热矿场试验。试验井组埋深456米,原油黏度9万毫帕·秒。预热一个月后替液,原油呈泡沫油状,含烃类气体,流动性较好,证实电加热预热启动可行。分析原油性质发现,胶质和沥青质含量降低、饱和烃和芳香烃含量增加,可能存在加氢裂化反应。

截至今年3月8日,该试验已完成5轮电加热,有效加热时间163天,替液60天,耗电258.9万千瓦时,累计产液5422吨、产油2688吨,较常规蒸汽循环预热增油2019吨,节约循环蒸汽3.6万吨、天然气245万立方米,减少碳排放5300吨。

未来,他们将建立“风光发电-电解制氢-加氢改质-轻烃辅助”的低碳循环开发方式。

水驱后,普通稠油油藏火驱开发

中国石油华北油田蒙古林砾岩普通稠油油藏水驱开发效果差,标定采收率仅18.5%。技术人员探索水驱后转火驱,方案设计6注20采,预计提高采收率37个百分点,2022年9月完成6口井点火,1个月即见效,累计注气6700万立方米,日产油由16.7吨升至45.8吨,含水率下降20.6个百分点,阶段累计增油1.7万吨,形成了水驱后转火驱开发技术序列。

经过探索,目前初步明确了三大驱油机理。一是火驱烟道气有效动用底水驱油藏顶部剩余油机理:烟道气和热量在超覆作用下,驱替储层中上部的剩余油富集区,同时抑制底水锥进,使含水率大幅下降。二是注气补充地层能量机理:火驱补能作用明显,地层压力由3.3兆帕恢复为8~10兆帕。三是二氧化碳溶于原油提高驱油效率机理:相较超稠油,普通稠油更易溶解二氧化碳,产出气中二氧化碳仅占1%,大量二氧化碳溶解于原油。

( 责任编辑:王莹 )