超临界水环境下稠油改质降黏特性实验

通过室内实验和测试分析,系统阐述超临界水环境下稠油改质降黏的宏观及微观特征,并分析反应温度、反应时间、油水比3种反应参数对产物及降黏效果的影响。研究表明:经超临界水处理后,稠油流动状态显著改善,平均降黏率达99.4%。反应温度过高,将导致胶质和沥青质含量增加,焦炭产量显著提升,最佳温度为380~420℃;反应时间过长,稀油产量持续增加,但胶质与沥青质含量也有所提升,最佳反应时间约为150 min;减小油水比有助于改善反应体系内的扩散环境,降低胶质与沥青质含量,但稠油处理成本增加,油水比为1∶2时可兼顾改质降黏效果与经济性。3种反应参数与油样黏度的相关性由高到低排序为温度、时间、油水比;稠油四组分含量中,黏度受沥青质含量影响最大,芳香烃次之,受胶质和饱和烃含量影响较小。

特稠油绿色冷采实验

针对稠油热采存在油汽比低、能耗大、CO_(2)排放高以及稠油冷采采出液难处理等问题,采用自制的降黏驱油剂ODA1配制驱替液,对其进行了静态降黏评价、性能分析以及特稠油冷采物理模拟实验研究。结果表明:提高驱替液中ODA1的质量分数和矿化度,均能有效降低稠油黏度;当驱替液中ODA1质量分数为2%、矿化度为100 g/L时,特稠油与驱替液以质量比为0.5混合后的降黏率达到了70.62%;特稠油在驱替液表面自发扩散,油水自动分相,完全不乳化。在渗透率约为1 000×10^(-3)μm^(2)、地层温度为40℃、特稠油黏度为11 600 m Pa·s条件下进行模拟驱油实验,驱替液驱的采出程度较模拟地层水驱采出程度提高了6.31百分点;水驱后驱替液依次进行转驱、第1次闷井和第2次闷井,采出程度分别提高了7.48、11.70和7.83百分点,合计较水驱提高了27.02百分点,采出稠油在40℃条件下的黏度降至3 553 m Pa·s,降黏率达61.37%,驱替液具有边驱油边降黏的特点。同时在冷采过程中无碳排放,采出水无污染,可循环利用。研究成果为特稠油绿色冷采提供了一种新的技术思路。

超稠油蒸汽驱开发剩余油规律研究——以Z32井区为例

为探索超稠油蒸汽吞吐中后期转蒸汽驱生产后的剩余油分布规律,结合Z32井区直井小井距汽驱、平面HHSD、立体HHSD、VHSD四种蒸汽驱开发模式,建立不同蒸汽驱开发模式数值模拟工区,开展全生命周期模拟,剖析不同蒸汽驱开发模式下的生产特征及剩余油分布规律。研究结果表明:立体驱泄复合蒸汽驱,在平面驱替和重力泄油双重作用下,日产油先上升后平稳,含水率先下降后缓慢上升并趋于平稳;基于蒸汽腔发育形态,明确剩余油主要分布在油层中下部,井间剩余油动用效果较好,采出程度可达45%以上。平面驱替方式仅存在平面驱替作用,日产油先上升后平稳再下降,含水率先下降后缓慢上升;基于纵向温场分布状况,明确剩余油主要分布在井间及油层中下部,井间剩余油动用效果较差,采出程度在35%~40%,可通过井网调整形成立体井网进一步提高采收率。

浅析单家寺东部稠油水平井提质增效措施投入方向

随着吞吐轮次的增加,稠油油井含水逐期升高、产量逐期降低的矛盾日益突出,层间动用不均衡,井间汽窜频繁,经济效益变差,而管理区对水平井热采效果的评价缺乏技术支撑,急臠寻找增能降效的突破口。针对以上问题,从技术攻关和管理攻关两方面入手,运用稠油监测技术,配套工艺措施,优化锅炉配置,加强油井生产全过程管控,多点齐发提升水平井的开发效果,取得较好的成效。

胜利油田稠油油藏开发技术进展

针对胜利油田不同类型稠油油藏的地质特点及开发矛盾,形成了一套较为完善的稠油油藏开发技术系列,并取得了显著的开发效果。从各项技术的理论基础和矿场应用2个方面,总结了不同类型稠油油藏开发技术进展。对于高轮次吞吐后的稠油油藏,基于非达西渗流理论,形成了井网加密技术;对于敏感性稠油油藏,形成了近热远防理论,降低了水敏对开发的不利影响;对于特超稠油油藏,通过HDCS技术的协同降黏、膨胀增能作用,解决了“注不进、采不出”的开发难题;对于低效水驱稠油油藏,通过转蒸汽驱,达到加密角井流线、水井流线逆向的目的,从而提高该类油藏的采收率;对于深层稠油油藏,以气热协同保热强热、热剂协同接替助驱、气剂协同均衡热前缘的协同增效作用机理认识为基础,形成了多元热复合驱油理论,实现了深层稠油的有效动用;对于薄层稠油油藏,通过热+水平井复合开发模式,提高了油藏的吸汽能力和动用范围;对于浅薄层超稠油油藏,通过HDNS技术增能降黏扩波及,实现了该类油藏的高效开发。胜利油田稠油油藏开发技术系列的应用,为胜利油田稠油效益开发、绿色开发提供了技术支撑。

海上稠油热水化学驱主控因素分析及注采参数优化

为了明确海上稠油热水化学驱注入参数,通过LD油田实际地质模型,在历史拟合的基础上,对注入温度、注入量、化学剂浓度及转注时机进行了分析,利用正交实验及响应面法,得到影响采收率的因素和推荐参数,通过对比得到热和化学剂的协同增效作用幅度,结果表明:1)与水驱方案对比,注入热能增产效果明显,最优热水化学驱注入温度为90℃;2)影响热水化学驱采收率的因素排序为化学剂浓度>转注时机>注入温度>注入量;3)注入温度为90℃,化学剂浓度为2000 mg/L,注入1.5 PV条件下,对比水驱、单纯化学驱、热水驱和热水化学驱增油效果,热水化学驱油作用机理中热作用增幅为2.03%,化学剂作用增幅为9.89%,热与化学剂的协同增效为1.97%;4)LD油田东二上区块最优注入组合为注入温度为90℃,化学剂浓度为2000 mg/L,注入量1.5 PV,转注时机为第1年。该研究结果为海上普通稠油热水化学驱技术的推广与应用提供重要指导。

稠油热采纳米降压增注体系的制备及性能

制备了一种稠油热采纳米降压增注体系,将其用于降低注汽压力及原油黏度,考察了纳米降压增注体系的性能。实验结果表明,纳米降压增注体系最优配方为:49.75%(w)纳米复配单体+49.75%(w)溶剂油+0.50%(w)酚基聚氧乙烯醚。在纳米降压增注体系用量为10%(w)时,350℃老化2 h后对稠油的降黏率为92.69%,具有较高的耐温性能,对沥青等大分子材料有较强的溶解性,当采用0.1 PV纳米降压增注体系为前置段塞时,纳米降压增注体系可降低注汽压力3.99 MPa,在多种温度及不同渗透率下降压增注性能优异。

光热稠油沉降罐的应用前景

油田开发进入中高含水阶段,稠油采出液含水率上升,对传统油水分离和加热技术提出挑战。本文综述了光热稠油沉降罐的应用前景,探讨了其基本原理及其在油水分离中的作用。同时,分析了光热集热系统的发展现状及其在稠油沉降罐中的应用。该技术融合太阳能与燃气加热,提升油水分离效率,实现加热后污水的循环利用,减少能源消耗和环境污染。研究表明,光热稠油沉降罐技术在提升生产效率、降低成本及环境保护方面具有明显优势,对油田可持续发展具有积极影响。

稠油开采过程中射流泵的异常工况处理与优化提升

随着海上稠油开采日益深入,射流泵由于其无运动部件、结构紧凑、可承受井下恶劣环境、自动排砂、清蜡解堵等一系列优异特性,成为开采过程中的重要利器。渤海某油田为我国首个海上特超稠油规模化热采油田,其开采原油物性差、粘度高,属于特超稠油油藏,在蒸汽注热后,使用同心射流泵举升实现原油开采。本文基于现场实际应用,对于同心射流泵在生产出现各种异常工况进行分析,通过地面操作,实现故障判断,快速处理,恢复油井产能。同时结合出现问题,对射流泵固定阀、泵芯密封圈进行性能优化、对地面操作方式进行改善、并对针对射流泵油井各阶段泵芯选择进行合理配置,有效提升油井生产时率,实现高产稳产。

海上稠油油田“弱凝胶+驱油剂”交替调驱技术研究与应用

针对渤海稠油油田储层非均质性强、水窜严重、水驱开发效果差等问题,采用物模方法开展了“弱凝胶+驱油剂”交替调驱技术研究。结果表明,优选的弱凝胶质量配方为0.3%聚丙烯酰胺+0.35%交联剂+0.15%交联助剂,注入阻力系数2.875~8.000,封堵率88%~90%;优选驱油剂质量分数为0.1%~0.3%,降黏率97%~99%,可降低油水界面张力至9.128×10^(-3) mN/m;“弱凝胶+驱油剂”交替调驱方式提采效果良好,采收率增幅达到17.3%。矿场应用后,井组含水率下降7.5%,增油4.8×10^(4) m^(3),降水增油效果明显。

稠油掺热水混输流动特性研究

稠油具有高黏特性,管道输送稠油前需要进行降黏工艺。从稠油掺热水工艺以及油水两相流流变特性两个方面进行了介绍和分析。在稠油掺热水工艺方面,介绍了利用加热后的脱油污水回掺实现降黏输送的方法,其具有节能、经济且可靠的优点。在油水两相流流变特性方面,分析了流变特性中油水反相以及黏度的影响因素,为稠油掺热水集输工艺提供理论支撑。最后,总结出将理论模型研究应用于实际管道输送时,需要根据油田的油品性质和实际运行进行合适的掺水条件修正。

注汽锅炉节能技术及其在稠油开采的应用研究

本文着重探讨了蒸汽注入锅炉节能技术及其在重质油开采过程中的实际应用。鉴于蒸汽注入锅炉在重质油开采过程中消耗大量能源,引入节能措施显得尤为重要。文章首先分析了此类锅炉的能耗特性,具体涉及燃料燃烧不完全导致的能量损耗、废气排放所造成的热能损失以及设备自身的热量散失问题。随后,详细介绍了几种有效的节能策略在该领域的实践案例,比如减少排气温度、运用高温红外辐射涂料以及改进燃油雾化技术等方法。最后,强调了这些节能技术对于提高重质油开采效率及促进相关产业可持续发展的长远价值,并呼吁进一步加强该领域的研究与创新工作。

海上稠油油藏蒸汽吞吐强化氮气泡沫控水工艺研究与应用

针对受成藏时原油充注不充分影响,N油田地下发育不规则的高含水饱和度差储层,导致首轮次吞吐时出现井间汽窜、含水率/回采水率高等问题,研究了海上热采强化泡沫封窜控水体系。350℃条件下阻力因子为136.8,平行双管实验中强化泡沫可有效实现对低渗管的封堵,动用高渗管中原油。该技术在N油田N1井应用后,第二轮次注热时未出现井间汽窜,与首轮次相比,N1井高峰日产油提高14 m^(3),同期含水率降低7%,水平段吸汽均匀程度提升28.7%,强化氮气泡沫可实现超稠油油藏高效均衡动用。

亚硝盐脱硫剂在特超稠油热采油田适用性研究

特超稠油热采油田开采工况温度较高,导致原油中含硫有机物分解、原油与硫酸盐热化学氧化还原反应,生成高浓度硫化氢,对油田设备运行及人员安全构成重大威胁。通常油田采用液态法脱硫措施,对油田硫化氢进行治理,但液态法脱硫药剂普遍碱性较强,加之特超稠油热采工况温度较高,易导致水体结垢,影响油田生产设备运行。亚硝酸盐具有适宜氧化型,可通过氧化还原反应将硫化氢转化为无害产物,达到脱除硫化氢的效果,且对比传统脱硫剂,亚硝酸盐碱性明显减弱,可避免水体结垢风险。因此,笔者从脱硫效果、硫容量、水体结垢风险、药剂自腐蚀性、油田现场应用方面详细探究了亚硝酸盐用作特超稠油油田脱硫剂的可行性。证实亚硝盐类脱硫剂在特超稠油热采工况条件下具有脱硫速度快、硫容高的优点。油田现场应用试验结果表明,亚硝盐类脱硫剂在加注浓度为200 mg/kg条件下,可实现全流程设备覆盖气硫化氢低于10×10^(-6),脱硫率大于95%的硫化氢治理效果,且不加重油田腐蚀结垢趋势。

超稠油蒸汽辅助重力泄油间歇式注汽节能减排模式

(目的意义)超稠油蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发需要消耗大量蒸汽和产生二氧化碳,亟需结合绿电制蒸汽实现清洁替代,从源头降低蒸汽用量和减少碳排放。然而绿电由于受外界天气影响较大,一般具有间歇式输出特点。(方法过程)为了研究间歇式注汽对SAGD生产带来的影响,建立了SAGD开发油藏数值机理模型,开展了间歇式注汽操作过程模拟,分析了间歇式停注汽的操作条件下SAGD蒸汽腔温度和相态变化特征。(结果现象)通过30个井组的现场试验对间歇式注汽操作模式进行验证,提出间歇式注汽操作的最佳时机和停注汽时间界限。(结论建议)研究结果表明,采出程度大于30%时开展间歇式注汽操作,SAGD井组不仅产油稳定且有一定增产效应,但停汽时间建议不超过30 d。现场试验结果表明,选取含水率高于80%的井组开展间歇注汽可取得最佳效果,实现产油水平稳定甚至小幅增加。

胜利油田稠油热采开发技术研究进展

针对胜利油田稠油油藏地质特点及开发难点,重点介绍了中深层特超稠油油藏、浅薄层超稠油油藏、敏感性稠油油藏和低渗透稠油油藏等复杂稠油油藏的开发技术,并对其提高采收率机理和现场应用效果进行了总结概括。在此基础上,根据目前研究进展指出了稠油热采开发技术的发展方向,重点介绍了超深层低渗稠油和浅薄层特超稠油的开发技术及其应用。

渤海稠油油田热化学复合吞吐增效技术研究与应用

针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明:随温度升高,胶质、沥青质扩散系数增大,石英石表面对重质组分的吸附能力减弱,有助于胶质沥青质解离;热气化学复合解堵后,岩心水测渗透率均可恢复到初始岩心水测渗透率的60%~70%;热(80℃)+气(溶解)作用下,与50℃脱气油相比可使原油黏度降低约80%;在热和化学剂作用下,原油形成低黏水包油乳状液,稠油黏度由2000 mPa·s降低至30 mPa·s,降黏率为98.5%;稠油相渗曲线测试实验(100℃)结果显示,化学剂注入后使稠油相渗曲线等渗点右移,两相共渗区域增大,油相渗透率变大,水相渗透率降低,残余油饱和度降低,开发效果改善;在热水驱过程中,注入泡沫堵调后,高渗填砂管和低渗填砂管采收率均有明显提高,低渗管采收率提高约11个百分点,高渗管采收率提高约8个百分点。模拟吞吐实验结果表明:在热+化学+气协同作用下,可至少降低含水20%~30%,采油指数由0.90 mL/(min·MPa)提高至1.95 mL/(min·MPa),可显著改善低产稠油井的开发效果。热化学复合吞吐增效技术已在渤海稠油油田现场取得成功试验,措施井含水最高降低73.4个百分点,有效期150天,平均日产油较措施前提高2.9倍,有效期内累增油4300 m^(3),为渤海稠油冷采井增储上产提供了新的技术思路和方向。

表面活性剂对水驱普通稠油油藏的乳化驱油机理

为了研究乳化降黏驱油剂对不同渗透率的水驱普通稠油油藏的驱油效率和孔隙尺度增效机理,选取了烷基酚聚氧乙烯醚(J1)、α-烯基磺酸盐类表面活性剂(J2)、十二烷基羟磺基甜菜碱(J3)、J3与烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐复配表面活性剂(J4)作为驱油剂,开展了4种驱油剂一维驱油和微观驱油模拟实验,明确了乳化降黏驱油剂在孔隙尺度的致效机理。结果表明,降低界面张力对提高驱油效率的作用大于提高乳化降黏率。在油藏条件下,乳化降黏驱油剂需要依靠乳化降黏和降低界面张力的协同增效作用,才能大幅提高驱油效率。乳化降黏驱油剂的乳化能力越强、油水界面张力越低,驱油效率增幅越大。当化学剂乳化降黏率达到95%时,油水界面张力从10^(-1)mN/m每降低1个数量级,化学剂在高渗透和低渗透岩心中的驱油效率依次提高约10.0%和7.8%。乳化降黏驱油剂注入初期通过降低界面张力,使得高渗透岩心和低渗透岩心中的驱替压力分别为水驱注入压力的1/2和1/3,从而提高注入能力。注入后期大块的原油被乳化形成大量不同尺寸的油滴,增强原油流动性,提高驱油效率。乳化形成的界面相对稳定的稠油油滴,能暂堵岩石的喉道和大块稠油与岩石颗粒形成的通道。油滴的暂堵叠加效应,使高渗透和低渗透岩心的驱替压差分别为水驱压差的5.2倍和32.3倍,大幅提高了注入压力,从而扩大平面波及面积。降黏驱油剂驱油实现了提高驱油效率的同时扩大波及范围。研究结果为水驱稠油开发用驱油剂的研发提供参考,为大幅提高水驱普通稠油采收率奠定基础。

中深层稠油水平井前置CO_(2)蓄能压裂技术

利用准噶尔盆地西北缘乌夏地区中深层稠油油藏参数,对水平井前置CO_(2)蓄能压裂技术的开发机理、关键操作参数及开发效果进行了详细研究。研究结果表明:①伴随压裂—焖井—生产等开发阶段的延伸,前置CO_(2)蓄能压裂后的油井逐步显现出增能改造、扩散降黏、膨胀补能、释压成泡沫油流等特性,井底流压提高了2~4MPa,CO_(2)扩散至油藏的1/3,原油黏度降至500mPa·s以下,泡沫油流明显;②研究区最优压裂段间距为60m、裂缝半长为90m、裂缝导流能力为10t/m,CO_(2)最佳注入强度为1.5m3/m,注入速度为1.8m3/min,油井焖井时间为30d,油藏采收率提高了2%~3%;③通过与常规压裂生产效果进行对比,前置CO_(2)蓄能压裂技术可使产油量提高5.2t/d,预测CO_(2)换油率达2.45,开发效果显著提升。

超稠油油藏热化学驱油水渗流特征

针对超稠油油藏热化学驱开发过程中不同温度区域内的油水渗流特征不明的问题,利用微观可视化实验和一维物理模拟实验,定量研究了不同温度下热水和驱油剂对驱油效率的影响及相对渗透率的变化规律,分析了热水和驱油剂驱油的致效机理和交互作用。实验结果表明:温度为70℃时,高温驱油剂驱的油相相对渗透率增大,水相相对渗透率变化较小;温度为150℃时,热水和驱油剂的协同增效作用更显著,热水驱转高温驱油剂驱和直接高温驱油剂驱的油相、水相相对渗透率均明显增大;温度超过200℃后,驱油剂在高温限制下驱油作用减弱,热水对驱油效率的提升大幅增加。研究表明:不同温度下,热水驱和高温驱油剂驱均可提高驱油效率;随着温度升高,热水对提高驱油效率的作用不断增大,驱油剂对驱油效率的贡献先增大后减小;热化学驱通过热水、驱油剂在不同温度区域的接替驱油和协同作用,能够实现超稠油油藏效益开发。该研究可为热化学驱提高超稠油油藏采收率提供参考。