吐哈油田注气提高采收率试验介绍

吐哈油田 注气提高采收率矿场试验介绍
中国石油吐哈油田公司 2010年3月
汇报提纲
一、葡北油田注气混相驱先导试验 二、温五块注气非混相驱先导试验 三、注气工具国产化研究
根据吐哈油田地质及油气藏特点，主力油田具备注气 提高采收率的基本条件和潜力，注气非混相驱及混相驱具 有普遍适用性。
“九五”以来，吐哈油田先后在葡北油田和温米油田 温五区块开展了注气混相驱和注气非混相驱先导性矿场试 验，均取得了较好的效果。
葡北油田是中国第一个“混相驱开发”的试验油田，是国家“九五” 期间石油科技重要攻关项目。1998年8月，葡北油田正式投入混相驱开发 试验。当年年底达到了14×104t／a的产能建设目标。
1999年，由于注水量达不到方案要求，对注水系统进行了升压改造， 将注水系统压力由25MPa提升到35MPa，满足了注水量要求。
葡北油田的混相驱开发试验，系统地进行了室内实验、理论研究和现 场试验，积累了珍贵的注气混相驱机理研究试验的经验。
一、葡北油田注气混相驱先导试验
1、地质特征
葡北油田是一个完整的短轴背斜构造，是一个具有边底水的中孔中渗挥发性 层状砂岩油藏，原油具有低密、低黏、低凝固点、低含蜡量、高气油比的特点。
油藏基础数据
同年，在5口井实施注水与注气切换时，35MPa的注气系统由于震动问 题只能控制在33MPa之内，无法实现注水改注气切换。经单井试验表明注 气压力应在38MPa，证明注气压力等级不够。
2005年，为了实施注水与注气切换，依据西南石油学院提出的“水障” 理论，对注气压力等级确定为42MPa。于2006年2月开始实施系统改造，5 月改造完成，新增增压机1台，注气压力等级从35MPa提高至42MPa。在葡 北5-2井注气切换成功。
29.1 29.1
7.0
236
12
405
丘陵 东区 4049 31.3 31.3
3
7.5
304
11
445
温5 561 33.0 33.0
2
3
6.5
36
10
56
温西3 1222 34.0 34.0
1
2
6.5
79
11
134
温西1 528 34.8 34.8
2
3
6.8
36
10
53
米登 380 23.0 23.0
名称
分子量
沸点 （℃）
密度
冰点
粘度
（g/cm3） （℃） （mPa.s）
构造特征 储层岩性 储层物性 油层中部深度 油层中部压力 饱和压力 油层中部温度
原油性质
地层水性质
构造类型：短轴背斜 闭合高度：105m
主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩
平均孔隙度：17.8%
平均渗透率：110.5×10-3um2
3436m
37.58MPa
31.14MPa
92.5℃
地面密度：0.803g/m3 地面粘度：1.34-2.21mpa.s
葡北油田三间房组注采井别图
Pb3-9
Pb3-2
Pb2-4 Pb1
Pb4-2
Pb4-4
Pb102
Pb5-2
Pb3-8
Pb103
Pb3-6
Pb3-7
-2940
Pb4-10
Pb101
Pb20
Pb5-3
图例：采油井 注入井
一、葡北油田注气混相驱先导试验
3、工艺技术
（1）注气井口装置
采用CAMERON注气井口。最小通径Φ65mm， 额定工作压力为35Mpa，可安装于标准套管头 和简易套管头上。具有如下特点： 井口与套管连接采用注塑密封、刚性密封 、O型密封等三级密封。 闸阀均为两级密封，可不停产维修，密封 效果良好。 采油树配有两个安全阀（翼阀和主阀）， 可以在井口或地面管线漏气以及各种突发事 件出现险情时，通过液压控制系统触动安全 阀，实现自动关井。
CMD钢丝滑套
KBH-22油管定位器 封隔器密封插管
SAB-3永久式封隔器
磨铣工具延伸管 R型坐放短节
坐封工具 喇叭口
一、葡北油田注气混相驱先导试验
3、工艺技术
（3）水合物防治 葡北油田注入气组分分析表明，注入气中含有CH4、C2H6、C3H8、C02、 N2等易形成天然气水合物的气体组分。
采用组分分析法预测，在25-35MPa压力条件下，水合物形成温度为 23.8-25.7℃。 注水转注气时，注入水温度低，会形成水合物，需要采取防治措施。 采用注醇的办法防止水合物生成。
地下密度：0.55g/m3 地下粘度：0.4-0.5mpa.s
体积系数：2.292
气油比：440m3/m3
水型：Na2SO4
矿化度：51000-53000mg/l
一、葡北油田注气混相驱先导试验
2、开发方案要点
（1）采用500m井距，斜方形井网布井，总井数15口，6注9采。 （2）设计单井产能42 t/d ,单井注水105～258m3/d，单井注气4.6～ 18×104m3/d。 （3）先注气后注水，交替周期6个月，气水比保持在1：1～2：1。气水交 替注入12年，然后转注水开发。 （4）最小混相压力33Mpa，地层压力保持水平大于35Mpa,最小井底流压 33Mpa，最小注入气混合物临界温度216K。 （5）稳产期5年，采出程度24.38%。预测开发到16年含水72.63%，采出程 度51.32%。
1
Βιβλιοθήκη Baidu
1
6.0
23
9
34
温 米
温西6
444
26.4
26.4
1
1
6.0
27
8
36
温西7 150 31.0 31.0
2
2
5.5
8
8
12
温西10 209 28.0 29.0
2
3
6.0
13
10
21
红胡 107 29.0 29.0
1
1
5.5
6
8
9
小计 3601
228
355
合计
11027
768
1205
一、葡北油田注气混相驱先导试验
2003年开始开展了注气井口及井下管柱国产化配套研究， 形成了一套适合吐哈油田注气提高采收率配套技术。
提高采收率方法选择
区块 鄯善
方法 三间房
储量 (104t)
3377
水驱
聚合物驱 复合驱
注气非混相驱
注气混相驱
标定采 预测采 采收率 采收率 采收率增 新增可采储 采收率 新增可采储 收率(%) 收率(%) 增量(%) 增量(%) 量(%) 量(104t) 增量(%) 量(104t)
一、葡北油田注气混相驱先导试验
3、工艺技术
（2）注气管柱 采用TM扣气密封油管，配套N-1伸缩
短节、CMD滑套、KBH-22油管定位器、 SAB-3永久式封隔器、R型座放短节、E型 液压坐封工具等，承压35Mpa。工作压力 70MPa；工作温度150℃；满足井下测试 要求；封隔器和管柱可验漏。
N-1型伸缩短节