CN1616794A - 一种消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法 - Google Patents

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CN1616794A CN 200310103591 CN200310103591A CN1616794A CN 1616794 A CN1616794 A CN 1616794A CN 200310103591 CN200310103591 CN 200310103591 CN 200310103591 A CN200310103591 A CN 200310103591A CN 1616794 A CN1616794 A CN 1616794A
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胡玉峰
郭天民
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China University of Petroleum Beijing
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China University of Petroleum Beijing
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Abstract

本发明公开了一种消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，包括：采用测介质流速和通过介质在不同温度、压力条件下的密度校正的办法计量气体的注入质量；根据地层水和注入水的总量以及一定的温度和压力下气体在水中的溶解度，计算出地层水和注入水消耗的气体质量；确定质量比；采用如下参数，注入速率为100－120吨/天，水量为100－130方/天，注入井口压力小于20MPa、井底压力小于55MPa，注入时间为25－35天，使得注入气体/油藏流体的比例达到所要求的质量比。本发明通过选择所用气体类型尤其是优选CO2和控制液态气体的注入量来消除气驱过程中沥青质和石蜡等固溶物的沉淀伤害。

Description

一种消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法
技术领域
本发明涉及一种采油方法，特别是涉及一种利用气驱技术开采低渗油田和提高剩余油采收率的采油方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
我国石油储量的现状是一方面拥有40亿吨低渗难动用的石油储量，另一方面由于常规原油的储量已日趋枯竭，而剩余油(如重油和沥青资源)的储量是常规油的2倍以上，因此国内油田都相继开采重质稠油。但这些石油的特点是自然产能小、采出程度低，需要采用比注水更有效的新技术开采。注气驱油就是首选技术之一。特别是随着我国大型CO2气藏的发现(如江苏和吉林油田都发现了储量近百亿立方米的大型CO2气藏)，因此推广实行注CO2注气驱油技术既必要又可行。
在注气、酸化、和衰竭开采过程中，由于油藏热力学相平衡条件发生变化，极易导致固溶物沉积并吸附于岩芯的表面，使其渗透率降低、润湿性逐渐反转，甚至造成永久性油藏损害。此外，还会导致井管、分离器等***设备的堵塞，使生产效率严重降低。需特别指出，固溶物沉淀的损害具有隐蔽性，通常短期不易被察觉。而由此引起的停工、清洗、维修等耗资巨大，甚至造成闭井或重新钻井。
注气驱油技术已受到了国内外石油界的广泛关注，我国许多油田相继采用注气驱油技术，但江苏、吉林油田发生了注气后油井产量下降的反常情况。
采用注气驱油技术，关键是要建立可显著降低驱替阻力、同时消除固溶物沉淀伤害的优化施工工艺。这些问题与油藏特征参数和驱油工艺参数密切相关。由于国外石油中蜡含量通常很低而我国石油的蜡含量较高，因此国外的工艺技术不能照搬于我国。
我国江苏油田和吉林油田等油区内都有充足的CO2资源，以吉林油田为例，在其附近的万金塔-德惠区带、孤店-乾安区带已初步探明二氧化碳储量近百亿立方米。而且，其低渗透油田的储量占全区储量的50％。因此研究并形成适合开采我国低渗油田和剩余油的优化CO2注气驱油技术十分重要。
发明内容
本发明要解决的技术问题是提出一种消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法；本发明所述方法的核心内容是通过选择所用气体类型和控制液态气体的注入量来消除气驱过程中的固溶物(例如沥青质和石蜡)沉淀伤害。
本发明所述消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，包括如下步骤：
(1)采用测介质流速和通过介质在不同温度、压力条件下的密度校正的办法计量气体的注入质量；
(2)一定的温度和压力下，根据地层水和注入水的总量以及气体在水中的溶解度，计算出地层水和注入水消耗的气体质量；
(3)将(1)和(2)中的质量相减，再除以地层中石油储量，即可确定质量比；
(4)采用如下参数，气体注入速率为100-120吨/天，水量为100-130吨/天，注入井口压力小于20MPa、井底压力小于55MPa，注入时间为15-20天，使得注入气体/油藏流体的比例达到步骤(3)的质量比。
如上所述的消除注气驱油过程中的固溶物沉淀伤害的方法，对于油藏中固溶物含量较低且油藏温度较高的原油，选取注入速率为100-120吨/天；
对于高含水且油藏温度高的原油，选取注入速率为100-120吨/天；
对于含水较低或不含水并且油藏温度低的原油，选取注入速率为80-100吨/天。
如上所述的采用注气驱油消除固溶物沉淀伤害的方法，所述的气体可选取：选择CO2，N2，或富烃气。
如上所述的采用注气驱油消除固溶物沉淀伤害的方法，对于CO2或者氮气，注入量为80-120吨；对于富烃气，日注入量控制在60-80吨为宜。
如上所述的消除注气驱油过程中的固溶物沉淀伤害的方法，所述的气体优先选择CO2。
储层伤害是制约低温液态气驱重大工程技术发展和应用的瓶颈问题，本发明提出了通过优化施工工艺参数来解决这一瓶颈问题的技术措施。本发明通过选择所用气体类型(优选CO2)和控制液态气体的注入量(小于50％)消除气驱过程中固溶物(沥青质和石蜡)沉淀伤害的新技术。经与我国典型原油注富烃气和CO2过程中的固溶物沉淀的室内模拟研究结果比较证实，在注CO2浓度小于50％时所有被研究的原油中产生的固溶物沉淀量都很小，而当选择富烃气或气体注入量大于50％时，沉淀量都急剧增大。经在我国江苏和吉林油田的试用结果表明，本发明在显著增产的同时，可有效消除了储层固溶物沉淀伤害的问题，矿场试验成功率高于95％。
附图说明
图1是固溶物沉淀高压实验装置示意图；
图2是固溶物沉淀取样***示意图；
图3是本发明所述方法的流程图。
具体实施方式
本发明提供了通过选择所用气体类型和控制液态气体的注入量消除气驱过程中固溶物(沥青质和石蜡)沉淀伤害的技术。由下列部分构成：
1).气体类型：选择CO2，N2，或富烃气等；
2).上述气体优选CO2；
3).CO2来源包括CO2天然气藏和从工业废气中回收的CO2等
4).控制气体注入量低于50％(质量百分含量)。
本发明提出通过优先选择CO2并控制CO2/油藏流体质量比避免固溶物沉淀危害的优化驱油技术。其依据是：(1).CO2的液化压力明显低于N2或富烃气(生产中通常注入低温液态气体)；(2).与富烃气相比，CO2是较弱的沉淀剂，因此注CO2引发的固溶物(沥青质和石蜡)沉淀量显著低于注富烃气；(3).CO2在油藏条件下可以溶解于地层水中并使其PH值降低，因此可以溶解一些矿物并由此改善油层渗透率；(4).选择CO2的另一突出优点是：在我国许多低渗油田的油区内已发现了大型CO2天然气藏(如江苏和吉林油田都发现了储量近百亿立方米的大型CO2气藏)。而且，在我国从烟道气中回收二氧化碳也有广阔的前景，仅是从大中型石化工厂和化肥厂每年回收较高纯度的二氧化碳就可达一百多万吨，相当于500-600亿立方米，吉林油田境内的长山化肥厂每天有300多吨纯度为98.96％的二氧化碳作为废气从烟道中放空即是一例，这些烟道气都能成为二氧化碳驱油的气源。
实施例一：我国典型原油注CO2过程中固溶物沉淀的室内模拟研究
实验装置：
高压固溶物沉淀的实验装置如图1所示。图1中，1-3为手动高压泵；4-16为高压阀门；P1-P5为压力表；A为主平衡釜；B为副釜；C为转样釜；D为空气恒温浴；E为石油醚洗瓶。
图1中的主平衡釜(A)是一可变体积的活塞釜，由国营海安石油仪器厂制造，容积600mL，最高工作压力和温度分别为50MPa和150℃。操作中釜体积的调节由传压介质推动活塞实现。传压介质为二次蒸馏水。釜中放有8个直径为10mm的钢球，当外部电机带动平衡釜周期性上下偏离水平面时，这些钢球随釜上下往复滚动，从而起到充分搅拌溶液、加速平衡的目的。
该平衡釜的主要特点是顶盖可自由拆卸，便于实验后(特别是平衡过程中有大量沥青质沉淀沉降时)清洗，也便于直接收集沉淀物。此外，釜顶的进口接头也易于更换，有利于进样或取样过程中快速换接管线。
副釜和转样釜(B和C)的釜体积均为1,000mL，结构特性与主釜相同。副釜B置于恒温浴内，可盛装CO2或其它待注气体。副釜C置于恒温浴外的工作台上，用于盛装配样所用原油。釜外设有20cm厚的绝热罩，并配置PID温控仪，控温精度±0.5℃。副釜C与主釜A之间的连接管线缠有电加热保温带，并用同一温控仪控温。
压力表P1、P2是精度为0.1级的HEISE精密压力表，前者量程为100MPa，后者为60MPa。其余压力表均为0.4级压力表，用于监测体系压力变化。
恒温浴(D)为重庆四达实验仪器厂生产的DGF-3006型空气浴，最高操作温度为200℃，控温精度±0.3℃。安装时根据实验需要增加了机械搅拌装置、金属固定架及移动装置。
手动高压泵(1-3)由海安石油科研仪器厂制造，工作体积为200mL，最大工作压力为65MPa，计量精度0.01mL。使用前对泵因子作了标定。
图2是固溶物沉淀取样***示意图。
实验过程：
(1)将原油与所注气体(CO2)按指定比例混合均匀(其中CO2的进气体积由专用状态方程计算)；
(2)将所配混合物经增压机增压至指定压力，送入平衡釜中搅拌2小时，然后将平衡釜垂直静置，使析出的沉淀物充分沉降。预备实验表明静置时间为50小时以上时可使沉淀物充分沉降，因此静置时间定为60小时；
(3)恒压取样操作：缓慢打开主釜的顶阀，使气体在鼓泡器中缓稳冒出。此时压力稍有下降，经手动高压泵加压使体系压力保持恒定。先取出5g左右的油样，冲洗阀门和管线，然后更换捕集器，收集油样至15g左右(使用图2的沥青质沉淀取样***)；
(4)沥青质沉淀量的确定：平衡取样后采用IP-143标准方法测定平衡油样中沥青质含量(以正戊烷沥青质含量为准)。通过实验前后油样中沥青质含量的变化，确定注气过程中产生的沥青质沉淀量；
(5)实验周期：平衡沉降时间为60小时，配样及设备清洗约为12小时。
实验结果：
实验结果如表1-5所示，其中固溶物相对沉淀量定义为：
Figure A20031010359100091
表1.70℃时草桥原油注CO2后沥青质的沉淀量
平衡压力    CO2注入浓度 沥青质含量 沥青质沉淀量 相对沉淀量
(MPa)       (wt％)        (wt％)        (wt％)        (％)
                           油藏原油
22.2         0.00          8.20          0.00         0.00
22.2         50.2          7.60          0.60         7.20
22.2         59.8          6.67          1.53         18.66
22.2         70.2          6.03          2.17         26.46
22.2         81.9          5.83          2.37         28.90
22.2         85.1          6.04          2.20         26.86
                           脱气原油
22.2         0.00          8.20          0.00         0.00
22.2         20.2          8.10          0.10         1.22
22.2         50.6          7.64          0.56         6.82
22.2         72.1          6.98          1.22         14.88
22.2         82.5          6.69          1.51         18.42
22.2         86.2          6.88          1.32         16.20
表2.70℃时江苏原油注CO2后沥青质的沉淀量
平衡压力  CO2注入浓度 沥青质含量 沥青质沉淀量 相对沉淀量
(MPa)      (wt％)       (wt％)     (wt％)      (％)
                        油藏原油
22.2        0.00        1.70        0.0         0.0
22.2        50.0        1.60        0.10        5.8
22.2        60.6        1.42        0.28        16.5
22.2        71.2        1.32        0.38        22.4
22.2        85.5        1.34        0.36        21.2
                        脱气原油
22.2        0.00        1.70        0.0         0.0
22.2        50.8        1.61        0.09        5.2
22.2        70.0        1.58        0.12        7.1
22.2        79.6        1.50        0.20        11.8
22.2        88.2        1.52        0.18        10.6
表3.吉林油田4个井区油藏原油注CO2后沥青质的沉淀量
平衡温度    平衡压力 CO2注入浓   沥青质含    沥青质沉      相对沉淀量
℃          (MPa)    度(wt％)    量(wt％)    淀量(wt％)       (％)
                                 乾安
76.0        12.0      0.0        2.97          0              0
76.0        12.0      50.0       2.86          0.11           3.7
76.0        12.0      65.0       2.52          0.45           15.2
76.0        12.0      75.0       2.42          0.55           18.5
                                 新立
65.0        12.0      0.0        0.78          0              0
65.0        12.0      50.0       0.75          0.03           3.8
65.0        12.0      65.0       0.65          0.13           16.6
65.0        12.0      75.0       0.60          0.18           23.0
                                 新民
65.0        6.0        0.0       3.22          0              0
65.0        6.0        50.0        3.02        0.19        6.0
65.0        6.0        65.0        2.86        0.66        20.5
65.0        6.0        75.0        1.96        1.26        39.1
                                   木H
45.0        5.0        0.0         1.94        0           0
45.0        5.0        50.0        1.84        0.10        5.2
45.0        5.0        65.0        1.76        0.18        9.2
45.0        5.0        75.0        1.65        0.29        14.9
表4.孤岛和草桥脱气原油注富烃气后沥青质的沉淀量
平衡温度    平衡压力    注气浓度    沥青质含    沥青质沉淀量    相对沉淀量
                                    量
℃           (MPa)       (wt％)      (wt％)        (wt％)         (％)
                                     孤岛
50.0         25.0        0.0         6.67           0.00           0.0
50.0         25.0        50.0        6.51           0.16           2.4
50.0         25.0        65.0        5.50           1.19           17.8
50.0         25.0        89.4        5.21           1.46           21.9
50.0         25.0        95.0        0.50           6.17           92.5
                                     草桥
70.0         22.2        0.00        8.20           0.00           0.00
70.0         22.2        36.9        7.90           0.30           3.6
70.0         22.2        76.7        6.93           1.27           15.5
70.0         22.2        83.6        5.95           2.25           27.6
70.0         22.2        92.5        0.87           7.33           89.4
表5.模拟油藏条件下吉林三个井区油藏原油注CO2中石蜡的沉淀量
平衡温    平衡压    CO2注入     含蜡量    石蜡沉淀量    相对沉
度℃      力MPa     浓度t％)    (wt％)      (wt％)      积量(％)
                                 木H
45.0        5.0        0.0         26.13        0.0         0.0
45.0        5.0        50.0        25.28        0.85        3.3
45.0        5.0        65.0        24.33        1.8         6.9
45.0        5.0        75.0        18.88        7.25        27.7
                                   新民
65.0        6.0        0.0         26.44        0           0
65.0        6.0        50.0        24.87        1.57        2.6
65.0        6.0        65.0        24.08        2.36        6.3
65.0        6.0        75.0        22.40        4.04        14.8
                                   乾安
76.0        12.0       0.0         29.6         0           0
76.0        12.0       50.0        29.19        0.41        1.4
76.0        12.0       65.0        27.67        1.93        6.8
76.0        12.0       75.0        25.86        3.74        12.6
表1-5中对我国典型原油(草桥、江苏、新立、新民、木H和乾安原油)注CO2和富烃气过程中的固溶物沉淀的实验结果证明：
我国原油在注气过程中会发生严重的固溶物沉淀；
所注气体的类型对注气过程中固溶物的沉淀量影响巨大；
富烃气较CO2具有更强的沉淀能力，当富烃气浓度范围落在80％-90％时，相对沉淀量为20-30％，此时釜底部附着有一层很薄但极粘稠的沉淀物；当注气浓度高于95％时，几乎所有沥青质全部沉降下来，此时平衡釜底附有大块较硬的黑色沉淀物；
对注CO2而言，当沉淀量达到最大时，仍有相当比例的固溶物没有发生沉淀。
当CO2浓度小于50％时，固溶物沉淀量很小，但当其浓度大于50％时，沉淀量急剧增加；
实施例二：在江苏油田的应用
以下的介绍参见图3：
(1)采用测介质流速和通过介质在不同温度、压力条件下的密度校正的办法计量气体注入质量。介质的流速可通过流速流量计(精度高于5％)确定，比如，可使用美国生产的Controlotron 1010超声波时差式流量计；对于不同温度和压力条件下水的密度，可查阅有关文献，在此不再重复。(比如，可参见Millero，F.J.，Physical Chemistry of Natural Waters，WileyInterscience：2001)；
对于CO2密度的确定，可查阅有关文献。在此不再重复。(比如，可参见Klins，M.A.，Carbon Dioxide Flooding Basic Mechanisms and ProjectDesign，International Human Resources Development Corporation，1984)；
(2)根据地层水和注入水的总量以及操作条件(温度和压力)下气体在水中的溶解度计算地层水和注入水消耗的气体质量。目前许多文献中已详细报道了许多可准确计算气体在不同条件下地层水和注入水中的溶解度的模型，比如Aasberg-Petersen(1991)模型。由于文献中对计算过程作了详细叙述，在此不再重复，可参阅文献的详细报道(详见Aasberg-Petersen，K.，Stenby，E.，Fredenslund，A.，″Prediction of High-Pressure GasSolubilities in Aqueous Mixtures of Electrolytes″，Ind.Eng.Chem.Res.1991，30，2180-2185)；
(3)将(1)和(2)中的质量相减，再除以地层中石油储量，即可确定质量比；
(4)然后通过控制液态CO2的注入速率和注入时间控制CO2/油藏流体质量比：日注液态CO2量80-100吨、对于氮气可采用类似日注入量；对于富烃气，日注入量宜控制在60-80吨，水量110方，注入井口压力小于20MPa、井低压力小于55MPa，来控制注入气体/油藏流体的比例达到步骤(3)的质量比。
采用1∶1水/CO2交替方式注入(分10个周期注入，每周期平均25-35天注CO2；25-30天注水，平均每周期内CO2/油藏流体的质量比小于25％)。
从生产井的动态反映上可看出，注CO2 20天后便见到了良好效果(增油800吨/年)，但没有发生固溶物沉淀问题。
在吉林油田的应用
2000年为该油田8口井注入液态CO2(取自吉林油区内万金塔气田，纯度高于98％)。采用水/CO2交替方式注入，分4个段塞注入(采用车载输气的方式注入)，历时6个月。日注液态CO2量20-28吨/天、水量30-35方。合计注入液态CO2 976.4吨(折合标准状态476483.2方，CO2/油藏流体质量比约为19.2％)、水5900方。从生产井的动态反映上可看出，注CO2 50天后都见到良好效果，主要表现为产油量上升、含水下降。其中有四口井(54-2，54-6，56-2，56-4)平均增产40.7％，但未发生固溶物沉淀问题。
最后所应说明的是：以上实施例仅用以说明而非限制本发明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范围的任何修改或局部替换，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (7)

1、一种消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)采用测介质流速和通过介质在不同温度、压力条件下的密度校正的办法计量气体的注入质量；
(2)根据地层水和注入水的总量以及一定的温度和压力下，气体在水中的溶解度，计算出地层水和注入水消耗的气体质量；
(3)将(1)和(2)中的质量相减，再除以地层中石油储量，即可确定质量比；
(4)采用如下参数，气体注入速率为100-120吨/天，水量为100-130吨/天，注入井口压力小于20MPa、井底压力小于55MPa，注入时间为15-20天，使得注入气体/油藏流体的比例达到步骤(3)的质量比。
2、根据权利要求1所述的消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，其特征在于，对于油藏中固溶物含量较低且油藏温度较高的原油，选取注入速率为100-120吨/天；
对于高含水且油藏温度高的原油，选取注入速率为100-120吨/天；
对于含水较低或不含水并且油藏温度低的原油，选取注入速率为80-100吨/天。
3、根据权利要求1或2所述的消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，其特征在于，所述的气体可选取：选择CO2，N2，或富烃气。
4、根据权利要求3所述的消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，其特征在于，对于CO2或者氮气，日注入量为80-120吨；对于富烃气，日注入量控制在60-80吨。
5、根据权利要求3所述的消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，其特征在于，所述的气体优先选择CO2。
6、根据权利要求1所述的消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，其特征在于，所述步骤(4)中，可采用水/气体周期交替的方式注入，一个周期注气体，下一个周期注水。
7、根据权利要求6所述的消除注气驱油过程中固溶物沉淀伤害的方法，其特征在于，每周期平均25-35天。
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