CN108487883A - 一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，包括：完善注气采油区井网，采用直井注气、新钻水平井采油的井网，在新钻的水平井进行蒸汽吞吐采油1‑2年；在注气直井的井口安装注入二氧化碳和天然气的设备，在新钻水平井的井口安装采油设备并在线测定注气直井和新钻水平井的套管气含氧量，在线测定注气直井的套管气含氧量高于爆炸点时，向注气直井中注入二氧化碳气体；连续向注气直井中注入天然气和二氧化碳的混合气，将油层中的原油驱向周围的新钻水平井，周围的新钻水平井间断开井生产和关井停产。本发明能够实现安全生产，同时，能够利用天然气、二氧化碳提高原油的采收率，即有利于原油增产，同时又减少二氧化碳对环境不利影响。

Description

一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺
技术领域
本发明涉及油田采油技术领域，具体是一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺。
背景技术
近年来，由于人类对煤、石油、天然气等化石燃料的过度依赖，工业和人类生活过程中产生的温室气体排放量日益增加，由此导致的温室效应正在严重威胁着人类赖以生存的环境。在人类排放的温室气体中，65%以上为二氧化碳，这些二氧化碳中又有大约69%是与能源供应和使用相关的。如何既能实现温室气体的减排，又能满足人类日益增长的能源需求成为国际社会面临的一个重大问题。CCU（SCarbon Capture，Utilization and Storage）即碳捕获、利用与封存技术，是 CCS（Carbon Capture and Storage）技术新的发展趋势，即把生产过程中排放的二氧化碳进行提纯，继而投入到新的生产过程中，可以循环再利用，而不是简单地封存，与 CCS 相比，可以将二氧化碳资源化，能产生经济效益，更具有现实操作性。目前中国的首要任务是保障发展，CCS 技术建立在高能耗和高成本的基础上，该技术在中国的大范围推广与应用是不可取的，中国当前应当更加重视拓展二氧化碳资源性利用技术的研发。
二氧化碳驱油技术是一种将超临界的二氧化碳流体(二氧化碳临界点为压力7.4MPa，温度31.2℃)作为驱油剂注到油藏中，利用注入的二氧化碳能够降低原油粘度、改善油水流度比、使原油体积膨胀、增加油藏能量的特性，在一定条件下可实现混相驱替，从而达到扩大波及程度、提高油藏采收率的目的，能将原始石油地质储量采收率增加20%，目前己成为实现提高原油采收率的三次采油技术的重要技术之一，该技术是 CCUS 的最佳方案之一，2014年在产提高采收率项目中，二氧化碳驱油项目约占38.9%，其中美国项目最多，年总产量为3890.2万吨，目前占美国总原油产量的6%。
然而，在二氧化碳驱油技术进行现场应用时，由于二氧化碳具有较低的粘度和密度，在驱替过程中会发生粘性指进和重力分异现象。粘性指进使注入的二氧化碳绕过被驱替的原油而窜流，降低了波及效率，当地层中存在裂缝时，这种现象会更加严重。因此，改善注气效果的关键环节是控制二氧化碳的流度，减缓气窜。
目前，常用的控制二氧化碳流度的技术有水气交替注入技术、泡沫驱技术。其中，水气交替注入技术能够利用注入水降低二氧化碳的相对渗透率，从而降低它的流动特性，以控制气体的指进，改善波及状况。但是，对于低渗透油藏会存在注水井吸水能力差，注水压力高，甚至存在“注不进”现象。泡沫驱技术由于泡沫自身所具有的“堵大不堵小，堵水不堵油”的性质被用于控制二氧化碳流度。但是，常规泡沫驱所采用的起泡剂一般为水溶性表面活性剂，注入方式多为起泡剂溶液和二氧化碳气体段塞式注入，当其用于低渗透油藏时也会存在由于注水注不进去导致起泡剂溶液无法注入的情况，从而无法采用泡沫流体来控制二氧化碳流度。另外，由于常规泡沫驱所采用的起泡剂为水溶性表面活性剂，当泡沫在地层中破灭后，由于二氧化碳会在重力分异作用下上浮，导致气液分离，无法形成泡沫再生，难以实现深部封窜，从而达不到有效控制二氧化碳流度的目的。
发明内容
本发明的目的在于提供一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，以解决上述背景技术中提出的问题。
为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：
一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，具体步骤如下：
1）完善注气采油区井网，采用直井注气、新钻水平井采油的井网，井网包括九个注气直井和两个新钻水平井，将已经实施过吞吐采油的直井设置为注气直井，在注气直井之间钻水平井，注气直井与新钻水平井的平面距离为30-50m；新钻水平井的水平段长度为300-400m；
2）在新钻的水平井进行蒸汽吞吐采油 1-2 年，预热新钻水平井周围的油层，与注气直井形成热连通，使新钻水平井与注气直井之间的温度比油藏原始温度升高20-30℃；
3）在注气直井的井口安装注入二氧化碳和天然气的设备，在新钻水平井的井口安装采油设备并在线测定注气直井和新钻水平井的套管气含氧量；
4）在线测定注气直井的套管气含氧量高于爆炸点时，向注气直井中注入二氧化碳气体，并以注气直井的套管气含氧量低于爆炸点作为注入终点；在线测定注气直井的套管气含氧量低于爆炸点时，本步骤省略；
5）连续向注气直井中注入天然气和二氧化碳的混合气，将油层中的原油驱向周围的新钻水平井，周围的新钻水平井间断开井生产和关井停产，关井停产期间注气直井周围油藏的压力上升，待压力上升1-15MPa后，新钻水平井开井生产，随着新钻水平井开井生产，注气直井周围油藏的压力下降，下降1-15MPa后，新钻水平井关井停产，如此开井生产和关井停产往复循环进行。
作为本发明进一步的方案：所述步骤5）中在压力高于20MPa的油藏驱采油时的间断开井生产和关井停产的压力确定如下：
A、在注气直井开始连续入天然气和二氧化碳的混合气的同时，在周围的新钻水平井随即开始开井生产；当油藏压力下降1-15MPa后，周围新钻水平井关井停产；
B、第一次关井之后的间断开井生产和关井停产的时间确定如下：
a、开井生产的时间是由注气直井周围油藏压力上升程度确定，即在关井期间内注气直井周围油藏压力上升1-15MPa，开井生产；
b、关井停产的时间是由注气直井周围油藏压力下降程度确定，在开井期间油藏压力下降，当压力下降1-15MPa，关闭新钻水平井，停止生产；以后重复以上a-b过程。
作为本发明进一步的方案：所述步骤5）中在压力低于20MPa的油藏驱采油时的间断开井生产和关井停产的压力确定如下：
A、在注气直井开始连续注天然气和二氧化碳的混合气的同时，周围新钻水平井关井停产；
B、第一次关井之后的间断开井生产和关井停产的时间确定如下：
a、开井生产的时间是由注气直井周围油藏压力上升程度确定，即在关井期间内注气直井周围油藏压力上升1-15MPa，开井生产；
b、关井停产的时间是由注气直井周围油藏压力下降程度确定，在开井期间油藏压力下降，当压力下降1-15MPa，关闭新钻水平井，停止生产；以后重复以上a-b过程。
作为本发明进一步的方案：注入天然气及二氧化碳的混合气时，控制混合气在井口处的温度在霜点以上。
作为本发明进一步的方案：天然气及二氧化碳的混合气中，天然气与二氧化碳的体积比为1：0.5-0.75。
作为本发明进一步的方案：该方法还包括在进行步骤1）到步骤5）的过程中，发生中途停机时，对注气直井先进行含氧量测定的步骤，当含氧量高于爆炸点时，先注入二氧化碳将含氧量降低至爆炸点以下。
作为本发明再进一步的方案：所述注入二氧化碳和天然气的设备包含天然气源、二氧化碳气源、干燥器、天然气注入泵、二氧化碳注入泵和混配器，所述混配器为一带有空腔的耐压容器，所述混配器的起始端分别设置有天然气入口和二氧化碳入口，所述混配器的末端为混配器出口，所述混配器出口与油管相连通；所述天然气源、干燥器、天然气注入泵和混配器的天然气入口依次联通；所述二氧化碳气源、二氧化碳注入泵和混配器的二氧化碳入口依次联通。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明在注气直井连续注气情况下，周围的新钻水平井间断开井生产和关井停产交替进行，使注气直井周围的油藏压力间断的升高与降低，当压力升高时部分天然气会溶入原油中，在当压力降低时天然气会从原油中脱出，原油体积较天然气未脱出时明显膨胀，因此就驱动原油流向新钻水平井，能够实现安全生产，同时，能够利用天然气、二氧化碳提高原油的采收率，即有利于原油增产，同时又减少二氧化碳对环境不利影响。
附图说明
图1为本发明中注气采油区井网的位置示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施方式对本专利的技术方案作进一步详细地说明。
请参阅图1，一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，具体步骤如下：
1）完善注气采油区井网，采用直井注气、新钻水平井采油的井网，井网包括九个注气直井1和两个新钻水平井2，将已经实施过吞吐采油的直井设置为注气直井1，在注气直井1之间钻水平井，注气直井1与新钻水平井2的平面距离为30-50m；新钻水平井2的水平段长度为300-400m；
2）在新钻的水平井2进行蒸汽吞吐采油 1-2 年，预热新钻水平井2周围的油层，与注气直井1形成热连通，使新钻水平井2与注气直井1之间的温度比油藏原始温度升高20-30℃；
3）在注气直井1的井口安装注入二氧化碳和天然气的设备，在新钻水平井2的井口安装采油设备并在线测定注气直井1和新钻水平井2的套管气含氧量；
4）在线测定注气直井1的套管气含氧量高于爆炸点时，向注气直井1中注入二氧化碳气体，并以注气直井1的套管气含氧量低于爆炸点作为注入终点；在线测定注气直井1的套管气含氧量低于爆炸点时，本步骤省略；
5）连续向注气直井1中注入天然气和二氧化碳的混合气，将油层中的原油驱向周围的新钻水平井2，注入天然气及二氧化碳的混合气时，控制混合气在井口处的温度在霜点以上；天然气及二氧化碳的混合气中，天然气与二氧化碳的体积比为1：0.5-0.75；周围的新钻水平井2间断开井生产和关井停产，关井停产期间注气直井1周围油藏的压力上升，待压力上升1-15MPa后，新钻水平井2开井生产，随着新钻水平井2开井生产，注气直井1周围油藏的压力下降，下降1-15MPa后，新钻水平井2关井停产，如此开井生产和关井停产往复循环进行。注气直井1周围油藏的压力可以近似以井口压力来确定，能从采油树上的压力表读取，操作工人熟知。
该方法还包括在进行步骤1）到步骤5）的过程中，发生中途停机时，对注气直井1先进行含氧量测定的步骤，当含氧量高于爆炸点时，先注入二氧化碳将含氧量降低至爆炸点以下。
所述步骤5）中在压力高于20MPa的油藏驱采油时的间断开井生产和关井停产的压力确定如下：
A、在注气直井1开始连续入天然气和二氧化碳的混合气的同时，在周围的新钻水平井2随即开始开井生产；当油藏压力下降1-15MPa后，周围新钻水平井2关井停产；
B、第一次关井之后的间断开井生产和关井停产的时间确定如下：
a、开井生产的时间是由注气直井1周围油藏压力上升程度确定，即在关井期间内注气直井1周围油藏压力上升1-15MPa，开井生产；
b、关井停产的时间是由注气直井1周围油藏压力下降程度确定，在开井期间油藏压力下降，当压力下降1-15MPa，关闭新钻水平井2，停止生产；以后重复以上a-b过程。
所述步骤5）中在压力低于20MPa的油藏驱采油时的间断开井生产和关井停产的压力确定如下：
A、在注气直井1开始连续注天然气和二氧化碳的混合气的同时，周围新钻水平井2关井停产；
B、第一次关井之后的间断开井生产和关井停产的时间确定如下：
a、开井生产的时间是由注气直井1周围油藏压力上升程度确定，即在关井期间内注气直井1周围油藏压力上升1-15MPa，开井生产；
b、关井停产的时间是由注气直井1周围油藏压力下降程度确定，在开井期间油藏压力下降，当压力下降1-15MPa，关闭新钻水平井2，停止生产；以后重复以上a-b过程。
在开井生产期间油藏压力下降，当达到上一次关井停产前的压力水平时，新钻水平井2原油产量少，不能满意，关闭新钻水平井2。如果油藏压力到上次关井前水平时，新钻水平井2产油量还很高，可以继续生产直到产出原油数量少到不能满意为止关井。确定产出原油数量是否满意，与原油的生产成本，油价等多因素有关，属于常规方法不属于本发明范围。
所述注入二氧化碳和天然气的设备包含天然气源、二氧化碳气源、干燥器、天然气注入泵、二氧化碳注入泵和混配器，所述混配器为一带有空腔的耐压容器，所述混配器的起始端分别设置有天然气入口和二氧化碳入口，所述混配器的末端为混配器出口，所述混配器出口与油管相连通；所述天然气源、干燥器、天然气注入泵和混配器的天然气入口依次联通；所述二氧化碳气源、二氧化碳注入泵和混配器的二氧化碳入口依次联通。
所述的利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺中，当压力升高时部分天然气和二氧化碳会溶入原油中，在天然气和二氧化碳溶入原油过程中，原油体积变化很小。在当压力降低时天然气和二氧化碳会从原油中脱出，在天然气和二氧化碳脱出原油过程，天然气和二氧化碳恢复原有的体积，由于天然气和二氧化碳溶在原油内部，在天然气和二氧化碳脱出并且未与原油完全分离的状态下，在原油内部形成一个个的小气泡，内部含有小气泡的原油体积较天然气和二氧化碳未脱出时明显膨胀。由于天然气和二氧化碳在连续的注入，驱动膨胀的原油流向的新钻水平井2。
常规的天然气和二氧化碳驱过程中，在天然气和二氧化碳没有从新钻水平井2产出前，驱替效率是较高的，但是一旦天然气和二氧化碳从新钻水平井2产出，就意味着天然气和二氧化碳已经窜流，在油层中形成天然气和二氧化碳的通道，天然气和二氧化碳从注气直井1经过通道从新钻水平井2产出所携带的原油很少，驱替效率降低。本发明在油藏压力下降到一定程度后关闭新钻水平井2，首先避免了注入进油藏的天然气和二氧化碳无效的从新钻水平井2排出造成浪费，同时使注入的天然气和二氧化碳溶入原油，在下一次开井时，天然气和二氧化碳从原油中脱出过程形成有效的驱替原油作用。
本发明在注气直井1连续注气情况下，周围的新钻水平井2间断开井生产和关井停产交替进行，使注气直井1周围的油藏压力间断的升高与降低，当压力升高时部分天然气会溶入原油中，在当压力降低时天然气会从原油中脱出，原油体积较天然气未脱出时明显膨胀，因此就驱动原油流向新钻水平井2，能够实现安全生产，同时，能够利用天然气、二氧化碳提高原油的采收率，即有利于原油增产，同时又减少二氧化碳对环境不利影响。
上面对本专利的较佳实施方式作了详细说明，但是本专利并不限于上述实施方式，在本领域的普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本专利宗旨的前提下作出各种变化。

Claims (7)

1.一种利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，其特征在于，具体步骤如下：
1）完善注气采油区井网，采用直井注气、新钻水平井采油的井网，井网包括九个注气直井和两个新钻水平井，将已经实施过吞吐采油的直井设置为注气直井，在注气直井之间钻水平井，注气直井与新钻水平井的平面距离为30-50m；新钻水平井的水平段长度为300-400m；
2）在新钻的水平井进行蒸汽吞吐采油 1-2 年，预热新钻水平井周围的油层，与注气直井形成热连通，使新钻水平井与注气直井之间的温度比油藏原始温度升高20-30℃；
3）在注气直井的井口安装注入二氧化碳和天然气的设备，在新钻水平井的井口安装采油设备并在线测定注气直井和新钻水平井的套管气含氧量；
4）在线测定注气直井的套管气含氧量高于爆炸点时，向注气直井中注入二氧化碳气体，并以注气直井的套管气含氧量低于爆炸点作为注入终点；在线测定注气直井的套管气含氧量低于爆炸点时，本步骤省略；
5）连续向注气直井中注入天然气和二氧化碳的混合气，将油层中的原油驱向周围的新钻水平井，周围的新钻水平井间断开井生产和关井停产，关井停产期间注气直井周围油藏的压力上升，待压力上升1-15MPa后，新钻水平井开井生产，随着新钻水平井开井生产，注气直井周围油藏的压力下降，下降1-15MPa后，新钻水平井关井停产，如此开井生产和关井停产往复循环进行。
2.根据权利要求1所述的利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，其特征在于，所述步骤5）中在压力高于20MPa的油藏驱采油时的间断开井生产和关井停产的压力确定如下：
A、在注气直井开始连续入天然气和二氧化碳的混合气的同时，在周围的新钻水平井随即开始开井生产；当油藏压力下降1-15MPa后，周围新钻水平井关井停产；
B、第一次关井之后的间断开井生产和关井停产的时间确定如下：
a、开井生产的时间是由注气直井周围油藏压力上升程度确定，即在关井期间内注气直井周围油藏压力上升1-15MPa，开井生产；
b、关井停产的时间是由注气直井周围油藏压力下降程度确定，在开井期间油藏压力下降，当压力下降1-15MPa，关闭新钻水平井，停止生产；以后重复以上a-b过程。
3.根据权利要求1所述的利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，其特征在于，所述步骤5）中在压力低于20MPa的油藏驱采油时的间断开井生产和关井停产的压力确定如下：
A、在注气直井开始连续注天然气和二氧化碳的混合气的同时，周围新钻水平井关井停产；
B、第一次关井之后的间断开井生产和关井停产的时间确定如下：
a、开井生产的时间是由注气直井周围油藏压力上升程度确定，即在关井期间内注气直井周围油藏压力上升1-15MPa，开井生产；
b、关井停产的时间是由注气直井周围油藏压力下降程度确定，在开井期间油藏压力下降，当压力下降1-15MPa，关闭新钻水平井，停止生产；以后重复以上a-b过程。
4.根据权利要求1所述的利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，其特征在于，注入天然气及二氧化碳的混合气时，控制混合气在井口处的温度在霜点以上。
5.根据权利要求1所述的利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，其特征在于，天然气及二氧化碳的混合气中，天然气与二氧化碳的体积比为1：0.5-0.75。
6.根据权利要求1所述的利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，其特征在于，该方法还包括在进行步骤1）到步骤5）的过程中，发生中途停机时，对注气直井先进行含氧量测定的步骤，当含氧量高于爆炸点时，先注入二氧化碳将含氧量降低至爆炸点以下。
7.根据权利要求1所述的利用天然气和二氧化碳混合驱油的工艺，其特征在于，所述注入二氧化碳和天然气的设备包含天然气源、二氧化碳气源、干燥器、天然气注入泵、二氧化碳注入泵和混配器，所述混配器为一带有空腔的耐压容器，所述混配器的起始端分别设置有天然气入口和二氧化碳入口，所述混配器的末端为混配器出口，所述混配器出口与油管相连通；所述天然气源、干燥器、天然气注入泵和混配器的天然气入口依次联通；所述二氧化碳气源、二氧化碳注入泵和混配器的二氧化碳入口依次联通。
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