李保振 張 健 李相方 康曉東 張賢松

1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室， 北京 100027；2.中海油研究總院， 北京 100027；3.中國石油大學(北京)，北京 102249

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中國海上油田注氣開發(fā)潛力分析

李保振1，2張 健1，2李相方3康曉東1，2張賢松1，2

1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室， 北京 100027；2.中海油研究總院， 北京 100027；3.中國石油大學(北京)，北京 102249

針對中國海上天然氣資源豐富與低滲儲量逐年增加的情況，對海上油田注氣提高采收率的潛力進行了分析。在分析、總結國內外海上油田注氣項目的實施情況與特點的基礎上，歸納了海上油田注氣提高采收率的必要性、優(yōu)缺點及關鍵技術，并闡述了對中國海上油田注氣技術發(fā)展的啟示；同時對海上油田注CO2提高采收率與埋存的前景進行了展望。該研究對中國海上天然氣資源的高效利用、低滲油藏提高采收率及溫室氣體埋存等研究具有現實意義。

海上油田；注氣開發(fā)；提高采收率；減排；潛力分析

0 前言

中國海上石油儲量豐富，是石油重要來源之一。探索海上油田高效開發(fā)模式、提高海上油田的采收率具有重要戰(zhàn)略意義[1]。目前中國海上油田主要采用開發(fā)注水方式，而該方式在低滲和水敏油藏中受到很大限制，特別是近年中國海上低滲油藏儲量比例逐步增加，已達約20 %，如渤中、潿州、文昌油田等。該類油藏物性差，注水常出現注入困難、見效晚的問題[2-4]，因此有必要對其它提高采收率方式進行研究，豐富中國海上油田開發(fā)技術。另一方面，中國海上天然氣資源潛力巨大，主要分布于鶯歌海、瓊東南、珠江口、東海等四個盆地，展示出萬億立方米以上的資源前景。同時，中國海上油田還擁有豐富的伴生氣資源，如潿州、旅大油田，這些油田目前常采用燃燒放空方法處理伴生氣，資源利用率低。此外，在鶯歌海盆地淺層、瓊東南盆地、珠江口盆地西部的勘探過程中都鉆遇了高含CO2的氣藏，盡管在此發(fā)現的天然氣儲量規(guī)模很大，但目前還難以開發(fā)動用[1]。由于氣體黏度低、易流動，可以膨脹、降黏原油，并且具有開發(fā)周期短、驅替采收率高等特點，注氣開發(fā)作為一項成熟的提高采收率(EOR)方法已在國外海上油田得到廣泛應用[5-13]。發(fā)展海上注氣技術對于中國海上油田提高采收率、天然氣資源高效利用及溫室氣體減排等工作具有重要現實意義。

1 海上油田注氣開發(fā)的必要性和優(yōu)缺點

1.1 海上油田注氣開發(fā)的必要性

1)海上油田伴生氣資源豐富，目前常采用燃燒放空方式處理，利用率有待提高；

2)海上低滲儲量逐年增加，衰竭、注水開發(fā)效果差，EOR方法有待豐富；

3)南海發(fā)現大量高含CO2的天然氣，有必要研究海上CO2驅EOR與埋存可行性。

1.2 海上油田注氣開發(fā)的優(yōu)勢

1)氣體黏度低、注入能力高，開發(fā)周期短，適合低滲油藏；

2)水敏地層注水效果差，而注氣不受這些不利條件限制；

3)將伴生氣注入地下并在后期采出，可延長燃氣發(fā)電機的使用時間；提高伴生氣利用率，并可減排、埋存溫室氣體。

1.3 海上油田注氣開發(fā)的挑戰(zhàn)

海上油田注氣開發(fā)也受到很多限制，包括氣體竄流、注氣設備昂貴、平臺空間小和技術管理難度大，以及其它經濟、環(huán)保上的挑戰(zhàn)。一個完善的注氣EOR設計流程必須充分考慮到地上、地下的各種信息，以確保相應設計在目標油藏具有可行性。

2 國內外海上油田注氣開發(fā)概況

注氣作為一個成熟的EOR技術已經在國外海上油田得到廣泛應用。下面就國內外典型海上油田注氣開發(fā)采用的注氣開發(fā)方式、關鍵技術、開發(fā)效果作簡要介紹(表1)[5-8]。

表1 國內外典型海上油田注氣開發(fā)概況

國家油田油藏及原油類型EOR方法投產時間注氣時間狀態(tài)墨西哥Akal高滲石灰?guī)r注N2,重力驅替19792000進行中英國SouthBrae砂巖輕質油伴生氣,水氣交替,非混相19831998進行中挪威Statfjord中高滲輕質油伴生氣,水氣交替,非混相19791997進行中馬來西亞Dulang砂巖伴生氣(含50%CO2),水氣交替,非混相19912002進行中阿聯(lián)酋ARABD2碳酸巖輕質油注天然氣,非混相19741997進行中中國L高滲、輕質油伴生氣,非混相20052007進行中中國W低滲、輕質油伴生氣,重力驅替19932007進行中

2.1 歐洲北海油田

北海海域石油產量一直居世界各海域之首，也主導著海上油氣開發(fā)技術發(fā)展。據A.R.Awan 2008年開展的1975-2005北海EOR工程調查，該區(qū)主要采用注氣EOR方法，具體包括烴氣混相驅、水氣交替(WAG)、泡沫輔助水氣交替等(圖1)[5]。

圖1 北海1975-2005年EOR工程統(tǒng)計圖

其中水氣交替(WAG)應用最多、最成功，其提高采收率的主要機理是改善流度比，提高波及效率，同時注入氣能夠降低剩余油飽和度。該技術存在的主要問題是易受油藏非均質性影響、注入能力低、注入動態(tài)監(jiān)控難等。

2.2 馬來西亞Dulang油田

Dulang油田位于馬來半島東北海上，1991年衰竭開采，1996年轉注水開采，2002年進入高含水階段。后期提高采收率的挑戰(zhàn)是300～1 000 m的井距，同時該油田伴生氣含50 % 的CO2，分離后排放將影響環(huán)境。經論證，油田于2002年實施水氣交替礦場試驗。經過科學設計、嚴密監(jiān)控與及時調整，生產井A2、B15見到顯著的增油、降水等動態(tài)特征，且沒有檢測到明顯的氣體突破和管線腐蝕跡象。研究表明，該技術可增加可采儲量、延長穩(wěn)產期，提高試驗區(qū)采收率5 %～7 %[7]。

2.3 中國渤海L油田

渤海L油田為氣頂油藏，主產原油，次產天然氣。天然氣主要供該油田及臨近2個油田發(fā)電。油田開發(fā)初期平均每天發(fā)電需要天然氣10×104m3，富余的15×104m3天然氣全部經火炬放空；而據預計，油田開發(fā)中后期產氣量將不能滿足油田用氣需求(圖2)。

圖2 渤海L油田天然氣開發(fā)指標圖

針對L油田天然氣利用現狀，該油田自2007年成功實施天然氣回注方案。項目實施以來，機組運行良好，綜合效益突出，成功邁出了國內海上油田注氣開發(fā)的第一步。該項目的成功為海上采油平臺剩余天然氣的處理提供了有效途徑，且提高了原油采收率及有效儲存了天然氣、降低了污染物排放，推動了國內海上油田注氣技術的進一步發(fā)展[8]。

3 海上油田注氣開發(fā)關鍵技術

海上油田注氣開發(fā)受到井型復雜、井距大、氣源不穩(wěn)定以及油氣處理能力限制等特殊因素的制約。國內外海上油田注氣開發(fā)關鍵技術主要包括流度控制技術、注氣工程中監(jiān)測技術和天然氣管理政策。

3.1 流度控制技術

3.1.1 注采方式

相比原油，氣體具有較小的黏度和密度，因此在實施連續(xù)注氣時容易出現氣竄問題，影響注氣波及效率和采收率。目前現場實施時主要設計了水氣交替注入及頂部注氣重力驅替兩種注采方式改善氣驅效果。

3.1.1.1 水氣交替注入

通過水氣交替注入改善流度控制，提高波及效率和油藏采收率，是應用最廣、效果最好的注采方式。

3.1.1.2 頂部注氣重力驅替

對地層傾角較大的油藏實施頂部注氣，利用油氣重力分異作用抑制氣體黏性指進。在合理注入速度下能形成穩(wěn)定的氣驅油界面，有利于提高波及體積。

3.1.2 注氣調剖技術

3.1.2.1 泡沫輔助水氣交替技術

挪威Snorre油田采用泡沫輔助水氣交替注入結合生產井中表活劑泡沫堵氣方法抑制氣竄。該方法可有效控制氣體流度并提高波及效率，對井和油藏損害小，經濟可行。

3.1.2.2 氣聚交替注入技術

2010年5月在渤海L油田進行了氣聚交替注入的礦場試驗，結果表明注聚能夠有效封堵高滲大孔道，同時注氣能夠增加注入能力，提高儲層頂部的波及效率與油藏整體采收率。

3.2 注氣工程中監(jiān)測技術

注氣實施工程還有必要采取其它監(jiān)測技術與措施來了解油藏中的驅替動態(tài)，及時調整注氣方案，以保證項目的成功實施。相關檢測技術主要有：

1)常規(guī)動態(tài)參數監(jiān)測，包括油氣水產量、含水率和注氣量、注入壓力等；

2)注入氣組分、產出液組分監(jiān)測；

3)油氣界面檢測，用其識別氣竄和油侵；

4)其他監(jiān)測技術，包括注采剖面監(jiān)測、示蹤劑方法、飽和度測井、井間地震等。

3.3 天然氣管理政策

除了以上油藏問題，海上注氣項目還受到兩方面的制約：一是海上作業(yè)條件苛刻，氣源不穩(wěn)定；二是限于平臺上空間、重量的局限，采出氣液分離、回注能力受限。這就要求注氣設計應在現有氣源和氣液處理能力下，綜合考慮地質、油藏、工程等多種因素，制定靈活的注氣方案，實現油田產量、效益的最大化。

4 中國海上油田注氣開發(fā)可行性分析

4.1 氣源

中國近海有10個沉積盆地，主要在渤海灣、南黃海、東海、鶯歌海等盆地開展了勘探工作，發(fā)現氣田5個，油田43個，各級別天然氣儲量約5 000×108m3，年產天然氣近10×108m3。目前已經發(fā)現了鶯歌海盆地、瓊東南盆地、東海盆地西湖凹陷、渤海灣盆地渤中凹陷、珠江口盆地文昌A凹陷5個含氣區(qū)，海上天然氣資源潛力很大，具有廣闊的勘探領域。這些寶貴的天然氣資源為中國海上油田注氣開發(fā)提供了良好的先天條件和堅實的氣源保障[1,8-9]。

4.2 海上注氣EOR潛力

通過對不同海域油田情況分析可以因地制宜地制定相應注氣開發(fā)方案，對提高中國海上油田開發(fā)水平，高效利用海上天然氣資源具有實際意義。

4.2.1 利用伴生氣資源注氣

在渤海和南海伴生氣資源比較充裕的油田，可以首選考慮實施注伴生氣開發(fā)，如渤海的旅大和南海的潿洲油田群。這些油田具有豐富的溶解氣、氣藏氣資源[12-19]。目前上述區(qū)域L油田和W油田已經實施注氣試驗區(qū)開發(fā)，并取得顯著增油效果。該技術在提高原油采收率的同時保護了天然氣資源，可形成“天然儲氣庫”，不但保護了環(huán)境，同時又為今后的天然氣再利用奠定了基礎。其成功實施為類似油田節(jié)能減排、提高開發(fā)效果提供了成功的范例。

4.2.2 利用天然氣資源注氣

對伴生氣資源匱乏的油田，如附近有天然氣藏，可以建輸氣管線引入天然氣實施注氣開發(fā)；距離更遠時可以利用儲氣船運送。這種情況下需要將油藏EOR潛力和輸氣成本等經濟因素進行綜合分析，在油價較高和減排壓力較大的時候采用該技術較有優(yōu)勢。

4.2.3 海上CO2-EOR與埋存前景

中國南海擁有豐富的CO2資源，初步估算，僅鶯歌海盆地CO2勘探所獲地質儲量約3 000×108m3。近年中海油已對北部灣盆地低滲油田注CO2-EOR開展系統(tǒng)調研[11-12]。研究表明南海實施CO2-EOR與溫室氣體埋存潛力巨大。限于海上CO2驅系統(tǒng)復雜且存在腐蝕問題，還未現場實施。相關技術得到突破后，將大大改善上述油藏的開發(fā)效果，豐富中國海上油田EOR技術，并為海上溫室氣體埋存提供有力支持。

4.2.4 海上WS油田注氣實例研究

WS油藏屬于斷塊油藏，儲層低孔、低滲；原油密度低、黏度低。衰竭、注水開發(fā)不理想，同時周圍油田群天然氣資源豐富?？紤]利用臨近油田群天然氣進行注氣開發(fā)。細管實驗確定的注入氣與原油混相壓力為45 MPa，遠大于油藏壓力25 MPa，則考慮非混相氣驅開發(fā)。采用了組分模擬器開展了注氣開發(fā)優(yōu)化設計，油藏地質模型見圖3。

圖3 WS油田油藏模型

圖4給出了采用注水、注氣、水氣交替、先注水后注氣等方式開發(fā)時的產油動態(tài)指標?？梢钥闯鲎⑺_發(fā)注入能力低，產量遞減快，開發(fā)周期長；而連續(xù)注氣方式容易造成早期氣體突破，波及效率差而采收率低；水氣交替的開發(fā)方式能夠綜合發(fā)揮注水、注氣的優(yōu)勢，較好地控制流度比，減緩水氣突破的趨勢，較輕的氣相和較重的水相結合改善了儲層的垂向波及效率，可獲得較高的油藏采收率；因此，確定在WS油藏采用水氣交替注入開發(fā)效果較好。

圖4 WS油藏開發(fā)方式對比圖

5 結論

1)注氣提高采收率在國外海上油田開發(fā)中得到廣泛應用。氣源多來自天然氣或伴生氣；水氣交替注入是其中最成熟、應用最廣的注氣技術。實例表明：通過合理設計，實施海上注氣技術能夠提高采收率并減排溫室氣體，獲得較好經濟、社會效益。

2)注氣過程中關鍵技術包括：多學科協(xié)作制定科學的注氣方案、優(yōu)化流度的控制，實施嚴密的監(jiān)測與及時調整。通過以上工作實現在現有氣源和平臺處理能力條件下獲得最大油田采收率和經濟效益。

3)中國海上天然氣資源豐富，結合不同海上油藏特點與條件制定針對性的注氣方案，包括注天然氣或伴生氣或CO2驅等，可以在提高油藏采收率的同時實現天然氣資源的高效利用，并可為海上溫室氣體埋存探索路徑。

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2015-08-13

“十二五”重大專項課題“海上稠油化學驅油技術”(2011 ZX 05024-004)

李保振(1979-)，山東陽谷人，男，工程師，博士，主要從事油氣田開發(fā)與提高采收率科研工作。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.01.013