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中石油注水驱替技术概述

发布日期:2015-04-17  来源:立方石油网 浏览次数:633
核心提示:破解技术密码:突围水路油长流注水开发是保持油层压力,实现油田高产稳产和改善油田开发效果经济、成熟、具潜力的方法。在
破解技术密码:突围水路油长流

注水开发是保持油层压力,实现油田高产稳产和改善油田开发效果经济、成熟、具潜力的方法。在我国油田储集层中,92%为陆相碎屑岩沉积,非均质性强。为加强中、低渗透层注水,提高水驱开发效果,分层注水技术是油田开发系统的主攻方向之一。

注水工程是一门融合多学科的系统工程,涵盖油藏工程、注水工艺、调剖调驱和地面工程等领域。注水技术的发展,是油田开发系统整体技术水平的体现。

在油藏工程方面,中国的注水开发油田大多采用内部切割注水方式开发。在中、低含水阶段,由一套基础井网进行开发,合注合采,主要对象是油层中分布比较稳定、渗透率和生产能力较高且有一定储量的主力油层,同时适当兼顾其他油层。注入水主要进入高渗透层,导致高渗透层动用较好,而中、低渗透层动用较差或基本未动用。为解决层间干扰问题,油田开发系统开展了分层注水研究,以调整层间差异性影响。油田开发进入高含水期后,主力油层含水高,单纯依靠井筒内的多层段分注,已不能很好解决中、低渗透层的动用问题,于是,油田广泛地进行了开发层系细分和井网加密调整。油田开发进入特高含水阶段后,剩余油呈现高度分散、局部富集的特点,厚油层内部及薄差层剩余油则成为挖潜重点,在精细油藏描述的基础上发展新的分注工艺成为主要方向。

在分层注水工艺技术方面,多年来,为满足油田不同开发阶段的技术需要、解决油田开发层间矛盾、实现高效有效注水,技术创新的脚步从未停歇,进适用技术层出不穷。

从固定式分层注水工艺、活动式分层注水工艺、偏心分层注水工艺、液力投捞分层注水工艺、同心集成分层注水工艺等一系列注水技术,发展到目前的“桥式偏心+电缆测调”分注技术,技术的不断进步带来经济效益和社会效益显著提升,为油田实现可持续发展奠定基础。目前,国内油田的分层注水技术,无论在技术水平、细分程度还是应用规模上都达到了很高的水平,处于国际领地位。

以桥式偏心和电缆直读测调为代表的分层注水工艺技术的规模应用,大幅提高了注水井的测调效率,满足了常规注水井的开发需要。目前,随着水驱油田进入高含水开发后期,井筒完井方式加多样化,已经发展到大斜度井、深井、高温高压井和低渗透油藏、疏松胶结油藏等,同时,油藏研究对井下分层参数长期连续监测的需求不断提高。由此可见,发展适应大斜度井、深井、高温高压井、低配注量井、出砂井的分层注水工艺技术,将是分层注水今后的发展方向。此外,研究分层注水实时监测与控制技术,提高对生产过程的监测和控制水平,实现油藏高水平开发和生产优化,提高水驱油田开发效果,进而提高水驱采收率,也是未来攻关的主要方向。

我国的油藏以陆相沉积储层为主,储层非均质性强,加之长期注水开发,水流冲刷造成微粒运移、出砂等,久而久之就会在地下形成水流优势渗流通道,使注入水大部分顺着通道流走了,水驱效率越来越低。目前,大约注6立方米至7立方米的水,才能换取1吨油,代价很大。为解决注水低效无效循环的问题,深部液流转向与调驱技术应运而生。利用化学剂堵住水流优势渗流通道,再进行注水,水就会向其他地方流去,即扩大了波及体积,从而为提高水驱效率打下基础。目前,在深部液流转向与调驱技术方面,相对于国外机构的零散研究,我国在这方面的研究是系统、深入的,技术水平国际领,形成了针对不同类型油藏的分级调驱扩大波及体积、提高水驱效率技术,多个油田应用均见到良好的增油降水效果。

随着注水开发的不断深入,储层非均质性逐渐加剧,油水关系变得为复杂,剩余油分布加零散,在提高精细水驱效率方面,深部液流转向与调驱技术变得越来越重要、越来越关键。无论是对储层宏观、微观的非均质刻画,还是对油水关系和剩余油分布的研究,甚至对调驱新体系的研发上,我们都遇到了许多困难,且研究难度不断增大。这要求我们不断努力,超前储备诸如智能调驱等新技术,为开发后期精细有效注水提供技术保障。

◆创新技术

非接触智能分层注水技术

大庆油田非接触智能配注

【研发单位

大庆油田采油工程研究院

【技术描述】

非接触智能分层注水技术,将压力流量监测、控制调整系统置于井下智能配注器中,比对单层流量与配注量,发送指令实现井下全自动测调。其优势在于:自动化——无需人工参与,节省测试班组;单层流量超出设定误差范围后,可进行自动调整。非接触式——利用智能测控仪把井下监测数据传至地面。这项技术可使注水合格率长期保持90%以上。

【适用条件】

这项技术适用于层间矛盾突出、层段压力变化频繁等注采关系复杂区块的精细分层注水。特别是新开发投产区块,基础资料少、井下情况认识不清晰,应用这项技术可对井下压力、流量数据进行2年至3年的连续监测。

【预期效果】

通过6口井的现场试验,实现了注水井生产数据连续监测、流量自动测调、历史数据非接触上传。试验共录取井下压力、流量、温度等监测数据12.6万组,单层流量配注精度控制在10%以内。通过分析采集数据,制定井组匹配调整方案,层段注水平均合格率91.3%。(记者王志田 通讯员蔡萌)

层内精细分层注水

【研发单位】

长庆油田

【技术描述】

层内精细分层注水是解决油田开发中平面矛盾、层内矛盾和层间矛盾的新型技术工艺。实施层内精细分层注水,可以大限度地发挥油藏的地质潜能,实现注水效率大化。层内精细分层注水,是为油层单开“水道”,彻底消除了传统注水中的“大锅饭”现象。华庆油田主要开发层系为三叠系长63,通过层内精细分层注水,由原来的3个小层细分为目前的9个小层,确保有效注水。

【适用条件】

层内精细分层注水适用于多层系、多层段油藏,且各层系、层段的吸水能力差异大。在这种油藏中,如果采用一根油管的合注工艺笼统注水,一个大的油层段会由于局部构造上的差异,导致吸水出现“饥饱”不均的现象。

【预期效果】

层内精细分层注水,使华庆油田的水驱动用程度和压力保持水平分别由2010年的50.5%、80.2%提升到目前的70.8%、92.1%。被列为集团公司分注示范区的白153区块,分注率达93.7%,相比2010年,自然递减率下降3个百分点。(记者杨文礼 通讯员黄慧)

分层注水实时监测与控制

【研发单位】

中国石油勘探开发研究院

【技术描述】

油田现有分层注水测调工艺能基本满足生产作业需要,但不具备实时监测和调配等功能,不能辅助认识油藏。分层注水实时监测与控制技术是将流量监测、压力监测、温度监测和流量控制集成一体,形成可实时监测和控制的一体化配水器。长期置于井下,可实现井下分层参数的实时监测和配注量的自动测调。

【适用条件】

目前,这项技术适用于井深1500米以内的注水井,井下压力小于40兆帕,环境温度低于85摄氏度,分层流量范围每日5立方米至60立方米。

【预期效果】

目前,预置电缆式分层注水实时监测与控制技术和可投捞式分层注水实时监测与控制技术,在大庆和吉林油田开展了4口井现场应用,实现了井下温度、嘴后压力和流量的实时监测和配注量自动测调,获取了井下长期连续数据。(通讯员贾德利)

水平井与直井联合井网重组

【研发单位】

大港油田采油六厂

【技术描述】

常规直井和水平井控制泄油面积的差异,导致两种井型渗流规律不同。常规井的注采井网组合方式不完全适用于水平井注采井网,需要针对水平井部署区块的井网特点,开展水平井与直井联合井网重组技术研究。

【适用条件】

这项技术适用于水平井和直井在同一开采单元同时开采的区域。随着水平井的日益增多,老油田注采井网不完善的矛盾日益突出。在这样的区块,就需要采用水平井与直井联合进行注采井网重构以提高采收率。

【预期效果】

通过实施此项技术,预计可提高采收率1.5个百分点,减缓自然递减率2个百分点,对老油田特高含水期综合调整具有重要参考价值。(记者李建 通讯员赵学勇)

双台阶水平井分层注水

【研发单位】

塔里木油田油气工程研究院

【技术描述】

双台阶水平井分层注水工艺是一套分层酸化、分层注水一体化同心分层注水工艺,解决了双台阶水平井分层注水、分层酸化的难题。作业时,将起出原井管柱,之后对不吸水的薄砂层油藏2号层单独酸化,后下入分层注水管柱。

双台阶分层注水技术,不仅能够在超薄油层中有较长的注水段,而且实现了对两个开发层系同时注水。

【适用条件】

适用于埋深超过5000米的超深、超薄、大面积、储量丰度特低的边水层状油藏。

【预期效果】

历经1个多月的现场施工试验,11月16日,双台阶水平井分层注水技术在哈得1-H34井一次性试验成功。此项技术试验成功,填补了国内外超深、双台阶水平井分层注水工艺的空白,为哈得油田双台阶水平井分层注水创造出合适的技术,为大幅提高储量动用程度提供了技术保障。(记者高向东)

高温分注技术

【研发单位】

华北油田钻采工程部、华北油田采油工程研究院

【技术描述】

高温分注技术是针对高温井中常规分注封隔器容易出现密封橡胶老化、密封性不严、压缩形变,刚体易被磨损、腐蚀,洗井阀密封面易受杂质影响等问题,采取的适合深井、高温地层的分注技术。

新研制的系列封隔器的胶筒、密封件,均采用氢化丁腈橡胶;所有零部件均采用镍磷镀防腐处理;封隔器的反洗阀,采用线密封及自动回位机构。新封隔器承压差由25兆帕提高到50兆帕,耐温由120摄氏度提高到150摄氏度。

【适用条件】

在井深超过3000米、温度高于100摄氏度的情况下,高温分注设备所采用的密封橡胶,可高到150摄氏度极限条件不出问题。高温分注设备所采用的刚体,在同等温度条件下,其抗腐蚀和耐磨性优于其他常规分注设备。

【预期效果】

华北油田在大井斜59.3度、大井深3590米、高井温127摄氏度的条件下,实现密封合格率98.9%、测调合格率93%。(记者李长开 通讯员夏健)

大斜度井分层注水技术

【研发单位】

冀东油田、中国石油勘探开发研究院

【技术描述】

大斜度井分层注水测调效率较低,影响开发效果。为此,冀东油田与中国石油勘探开发研究院联合开展基于偏心阀结构和单层直读测试的桥式同心分层注水工艺技术研究,配水器与井下仪器同心对接、同心测调,免投捞配水堵塞器。

配水器漏失小,22兆帕压差下漏失仅为每日0.5立方米,且调节加容易。在测调方面,采用电动双皮囊设计,保证仪器在大斜度井中居中、集流测试,实现单层直接测试,避免递减法产生的误差,进而提高小水量的测试精度。在封隔器验封方面,采用三压力传感器验封,皮囊密封状态可监测,一次下井可完成全部验封作业。

【适用条件】

目前,这项技术适用于井斜60度以内、单层注入量每日5立方米以上、温度135摄氏度以内、压力60兆帕以下的大斜度井的分层注水和测调。

【预期效果】

今年年初以来,这项技术在冀东油田进行5口井现场试验,在吉林油田进行2口井现场试验,大井斜55.11度,高温度135摄氏度,高压力51兆帕,小注入量每日10立方米。经过不断完善,目前工艺对接成功率,分层流量测试误差5%以内,井深3000米、3层段注水井测调时间控制在1天以内,测试精度和测调效率得到提高。(记者朱米福 通讯员韩晶)

分级调驱技术

【研发单位】

中国石油勘探开发研究院

【技术描述】

分级调驱提高水驱波及效率技术(简称分级调驱技术), 即把储层中的优势流动通道按照发育程度及对水驱效果的影响进行分级,并针对不同级别的优势流动通道研制和应用相应的调驱剂新材料。将这些新材料优化组合后注入,持续改变和调整水驱方向,把扩大波及系数落到有效波及上来,从而提高注入水利用效率。

【适用条件】

非均质水驱开发油田存在不同级别的水流优势通道,导致注入水无效或低效循环,注入水利用率低。分级调驱技术可有效解决这一问题,是提高水驱波及效率的有效手段。

【预期效果】

目前,这项技术在新疆砾岩普通稠油、大港砂岩高温稀油、辽河砂岩高凝油、华北砂岩普通稠油、青海砂岩高温高盐稀油等不同类型油藏进行了矿场试验应用,提高采收率3个至6个百分点,见到明显的增油降水效果。

以新疆六中东砾岩普通稠油油藏T6032井区为例,这个区注入水指进、舌进现象严重,含水上升快、稳产难度大,项目施工前采出程度25.5%、含水 80.8%。根据分级调驱技术理念,采用聚合物弱凝胶携带SLG大颗粒和不同粒径的SMG微凝胶颗粒段塞优化组合、交替注入,井区日产油由25吨提高到75吨,含水下降20%以上。(通讯员吴兴才)

◆我国分层注水工艺发展历程

我国油田的分层注水工艺及配套测调技术历经60多年发展,配水工艺从笼统注水发展到分层注水,从起下管柱调整发展到投捞水嘴调整、地面直读测调,资料录取从单参数发展到多参数、从卡片画线发展到电子存储、地面直读。分层注水工艺管柱从固定式分层注水、活动式分层注水、常规偏心分层注水,发展到同心集成分层注水、桥式偏心分层注水,配套测调技术从钢丝投捞发展到电缆直读测调。

20世纪60年代至80年代

大庆油田开发初期,油田注水采取笼统注水的方式,出现了主力油层“单层突进”“过早见水”的问题,拉开了分层注水的序幕。

在这个阶段,油田主要采用固定式分层注水工艺管柱,由K344型封隔器和固定式配水器、球座等井下工具组成,并于1964年至1974年在油田广泛应用,缓解了注入水单层突进,控制了油井含水上升。

固定式分层注水工艺首次实现了多层段定量注水。由于固定式配水器中的水嘴无法换,因此在调整层段注水量时,必须将注水管柱起出,作业工作量很大,且没有形成配套的分层测试工艺。

20世纪60年代后期,随着油田含水上升,需要不断调整各层注水量以保持注采平衡,并由此研制出活动式配水管柱。水嘴装配在堵塞器上,换、调整水嘴时,用钢丝投捞堵塞器即可。

20世纪80年代至90年代

活动式分层注水技术的使用受级数限制,且存在投捞堵塞器工作量大、不能进行注水剖面测试等问题。20世纪80年代初,为满足注水井多段分注需要,研制出偏心式分层注水工艺,较好地解决了封隔器验封和压力、流量测试问题,使分层注水技术达到比较完善的程度。

偏心分层注水管柱主要由Y341型封隔器、偏心配水器和球座组成,配水器采用偏心结构,以保证注水管柱中心通径,可实现任意层段投捞堵塞器调换水嘴,可进行同位素吸水剖面测试。

20世纪90年代至今

20世纪90年代,油田开发井网层系进一步调整,为实现小卡距层段细分,研究出以集成式配水封隔器为核心的同心集成分层注水技术。这项技术采用配水器、封隔器一体化设计,单级配水封隔器能够满足两个层段注水、各层段同步测试,可采用钢丝或液力投捞方式进行测调。

集成式分层注水技术可实现小卡距井的分层注水,测试工艺能在同一工况下进行,削弱了层间干扰的影响,测试精度高。但是,它能实现的分注级数有限,测调、验封需采用特殊的测试仪器,与现有测试工具不兼容。

随着分层注水井数的逐年增加,测试调整工作量越来越大。油田开发后期,层间矛盾加剧导致偏心注水测调效率低。20世纪90年代后期,桥式偏心分层注水技术的出现,实现了分层流量和压力的直接测试。

桥式偏心分层注水管柱由Y341型封隔器、桥式偏心配水器及球座等组成配水器并带有桥式通道,可实现在测试单层流量和压力时,不影响对其他层段的正常注入。桥式偏心分层注水工艺实现了流量单层直接测试,避免了常规测试采用递减法带来的叠加误差,提高了测试精度和效率,测压效率相对常规偏心提高2倍以上。

目前,“桥式偏心+电缆测调”因其在测试方面的优势,已成为我国油田注水井的主体分注技术,并不断改进完善配套,向精细化、工艺简化、智能化方向发展。(通讯员杨清海)

◆前沿攻关

探索仍在继续,创新没有终点。未来10年甚至长时间,在精细注水领域会出现哪些革命性技术?又能解决哪些瓶颈问题?

同井注采工艺技术

高含水老油田开发后期,采出液量急剧升高,地面水处理矛盾加突出,能耗大幅上升,设备投入和运行费用不断增加。井下油水分离是解决这些问题的有效途径。通过井下油水分离,将油井举升系统进行改进并与油水分离工艺相结合, 对产出液进行井下油水分离。分离出的水直接回注到注入层,分离出的富油流则被举升至地面,实现在同一生产井筒内注水与采油工艺同步进行。

同井注采关键技术包括:井下高效旋流分离技术、同井注采管柱与工具、井下监测与控制技术和同井注采层系匹配技术。这项技术一旦取得突破,将实现特高含水井高效节能、安全环保生产,可保持产油量稳定,地面产水降低75%以上,终颠覆传统油田注水开发模式,实现注采合一。

井下实时监测与控制的油藏工艺一体化技术

通过在重点区块、重点井布置多层段注水井实时监测与控制工具,实时获取注水井的分层温度、嘴后压力和分层流量等数据,与对应的油井监测技术配套使用,进一步了解油藏动态变化过程,并在此基础上实现油藏工程一体化。同时,在地面配套无线数据传输,在中央处理室可以实现对各注水井随时监测和调配。

未来20年,分层注水工艺技术、分层采油工艺技术、油藏工程及地面信息处理等技术将紧密结合,油田数字化水平将得到极大提高。

无线传输井筒控制技术

目前,注水井测调主要通过电缆实现,一种是通过测调车下入井下仪器实现测调,一种是通过随管柱下入预置电缆实现井下与地面通信。

下一步,井下分层注水技术将向自充电、井下信号无线传输方向发展。通过自充电保证井下能量,通过压力波、声波、电子标签等无线通信方式,实现井下信号的双向无线传输。在这种情况下,无需电缆就可以快速实现井下信息监测和配注量自动测调,大幅度提高测调效率和准确度。

智能调驱技术

在注采井间,如何让注入水有效波及未水洗或弱水洗的区域和相对分散的剩余油,是未来水驱开发的难题。智能调驱技术在此背景下应运而生。智能调驱技术强调注入水在注采流场中的导向性和可控性,是多学科的系统集成技术。

未来,智能调驱技术攻关方向主要包括以下三个方面。

一是智能调驱材料。目前,可基本明确的研究方向有:水油比自控制粒径变化的分散性微凝胶颗粒,自修复凝胶体系,活性纳米智能分散和聚集调驱体系。

二是高含水期储层再认识(精细描述)技术。这项技术将现有的储层描述技术尺度进一步微观化,对不同类型、级别的水流优势通道定量描述,研究微观形态剩余油贮存特征及其优的启动机制。

三是机理研究及数学模型建立。建立不同智能材料作用机理的物理模拟方法及在此基础上的数学模型,并研制配套软件。

智能调驱技术的突破,可使进入开发后期的油田提升经济开采价值。这项技术基本成熟预计需要10年时间,但发展过程中的每一步进展都将带来油田水驱开发水平的不断提升。

 
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