双碳愿景下中国石化不同油藏类型CO_(2)驱提高采收率技术发展与应用

CO_(2)驱油技术具有提高原油采收率和CO_(2)封存的双重目的,具有较大的发展前景,特别是碳减排的需要给予了技术规模应用较大的发展空间。中国石化CO_(2)驱的发展历程可以分为单井吞吐、先导试验和全面推广应用3个阶段,经过50多年的发展,CO_(2)驱油机理及配套技术已经较为成熟。结合中国石化油藏特点以及混相驱、近混相驱、非混相驱3种CO_(2)驱动类型,建立了CO_(2)驱油藏筛选标准。明确了低渗透油藏、致密油藏、中高渗透油藏这3类油藏的CO_(2)驱油机理。以苏北盆地草舍油田阜三段油藏、花26断块阜三段油藏、洲城油田垛一段油藏以及渤海湾盆地正理庄高89-1块油藏为例,总结了中国石化典型区块的实际开发效果,表明CO_(2)驱是提高原油采收率的重要方式。针对低渗油藏和中高渗透油藏CO_(2)驱规模应用面临的技术瓶颈,提出进一步加强驱油机理和提高注气效果的研究,推进碳捕集利用与封存(CCUS)技术的发展,对于实现“碳达峰”“碳中和”和保障国家能源安全具有重要的意义。

适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术

为了进一步提高致密油储层超临界CO_(2)吞吐的开发效果,探索适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术,通过原油黏度实验、油气界面张力实验、最小混相压力实验、原油膨胀系数实验以及超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐模拟实验,评价了不同类型气溶性表面活性剂的性能及其对吞吐采收率的影响。结果表明:气溶性表面活性剂GRS⁃1的综合性能更加突出,随着气溶性表面活性剂质量分数的不断增大,原油黏度、油气界面张力和最小混相压力均呈现出逐渐降低的趋势,而原油体积膨胀系数则逐渐增大,并且岩心的吞吐采收率和入口端压力也呈现出逐渐增大的趋势;随着混合流体注入量的增加以及闷井时间的延长,岩心吞吐采收率和入口端压力均逐渐增大,并且岩心的渗透率越大,吞吐采收率就越高;超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐的最佳实验参数为气溶性表面活性剂GRS⁃1的质量分数0.6%、混合流体注入量0.5 PV、闷井时间3 h、吞吐轮次3次。该复合吞吐技术能够显著提高致密油藏的采收率,对高效开发致密油藏具有指导意义。

苏北盆地页岩油注水吞吐增产实践与认识

苏北盆地金湖凹陷BG区块页岩油压裂后产量递减快、开发效果差,衰竭开发后期如何有效提高单井评估的最终可采储量是能够效益开发的关键。国内外通常采用CO_(2)吞吐的方法进行后期增产,但由于成本较高,效果差异较大,并未广泛使用。在结合BG区块地质特征的基础上,通过岩心核磁、扫描电镜、试井分析等方法开展页岩油注水吞吐增产机理研究,明确了注水吞吐具有大幅提高渗吸动用孔隙(1~100nm)中页岩油、改善页岩油储层孔渗条件的作用,结合苏北盆地页岩油较好的亲水性、含油性、储层裂缝较为发育三大特点,提出页岩油注水吞吐技术手段,并开展矿场试验。截至目前,2口试验井累计增油量超过7600t,具有较好的应用前景和经济效益,对苏北盆地页岩油衰竭开采后期低成本效益增产具有指导意义。

微波含水率检测技术在复杂油水混合形态下的应用研究

在油水混合物中会出现不同的乳化形态,不同的乳化形态对应的电导率和介电常数也具有显著差异,从而导致通过检测电导率和介电常数值间接测量含水率的测量结果不准确。针对复杂油水混合状态下含水率难以测准的问题,提出一种基于微波技术的复杂油水两相流含水率检测技术,建立了基于微波技术的“油包水”和“水包油”状态分析方法。首先通过检测微波信号穿过不同介质后信号幅值的衰减和相位的偏移,推测油水混合物的含水率值。再利用不同输入功率的微波信号在不同介电常数下功率衰减比不同的原理,来区分油水混合物的乳化状态,优化含水率的测量。室内验证和矿场试验结果表明,该系统可有效区分乳化液的混合状态,通过含水率标定值对实测数据进行修正,最终测量的含水率误差可控制在1个百分点以内,实现了复杂油水混合形态下含水率的高精度测量。

基于ANSYS FLUENT的自喷页岩油井液量标定研究

华东油气田苏北盆地页岩油井在经过水力压裂后,投产初期的大液量、高液温、高气油比等特征均对油井的液量标定带来一定困难,现有的液量标定方式均无法满足现场液量标定要求。利用三维软件建模,导入ANSYS FLUENT中进行数值模拟,通过模拟地面油嘴前后部分流程,进行液量影响因素分析,明确节流前压力、节流后压力、油嘴直径、含水率为产液量主控因素,并对其进行权重分析,然后将数值模拟结果进行数学回归,得到关于自喷页岩油井液量的数学模型。将数学模型与矿场数据相对比,数学模型能够很好地反映生产参数、生产制度变化后的液量变化,对矿场自喷页岩油井的液量标定有一定的指导意义,能够有效提高液量标定准确度、降低现场劳动强度。

页岩油开发评价技术与实践探讨

页岩油是我国陆上进源找油的主要对象和战略性接替资源。页岩油的地质、开发特征差异决定了其开发方式不同,梳理了页岩油概念、页岩油地质和开发特征静态和动态特征,分析了页岩油开发评价方法与技术,最后指出了页岩油开发存在的问题及发展方向。

油井解堵用新型复合酸酸化工艺的研究与应用

苏北油田阜三段油藏油井易出砂、井筒易结蜡,致使地层近井地带污染堵塞严重,油井产量突降。采用土酸、多氢酸等单级酸酸化解堵工艺均存在酸化效果差、恢复时间长、有效周期短、不能较好地恢复产能。鉴于该问题,筛选出适合溶解有机垢的KD-54B高效清洗剂,通过电离、缓冲、溶蚀、抑制二次沉淀等室内实验,研制出HD-2新型复合酸体系。该复合酸体系主要由不同比例的盐酸、有机多氢酸、多种表面活性剂等组成,具有有效溶解石英、抑制酸体和黏土的反应、抑制酸岩反应过程中二次及三次沉淀、缓速与深穿透的特点。同时确定1%防膨剂+3%碳酸钠作为顶替液,酸化工艺模式为70℃高效清洗剂热循环洗,依次挤入KD-54B前置段塞液、HD-2新型复合酸主酸液及顶替段塞液后关井。该工艺在阜三段油井解堵中应用效果显著,如NH2-17井酸化后累增油245 t,有效期458 d;CT111-1井累增油240 t,有效期540 d;J2-7-10井累增油482 t,有效期251 d。

CS油田二氧化碳气相压注工艺应用实践及评价

随着二氧化碳驱油技术的广泛应用,油井井口产生了大量富含二氧化碳的伴生气,气体经分离器分离后,气相通过发散管放空,然而,大量的气体排放不仅加剧了环境污染,也不符合国家“双碳”目标的相关要求,因此,必须采用新技术进行处理。CS油田在三相分离器出口加装一整套气相回收压注装置,对伴生气进行分离、干燥除水、增压,将二氧化碳以超临界态通过输气管网注入目标井中,完成了井口伴生气中二氧化碳的全部回收,实现环境效益、经济效益、社会效益多赢。

苏北盆地复杂小断块油藏注CO2提高采收率技术及应用

针对苏北盆地复杂小断块油藏"碎、小、低、薄、深"的地质特征以及"三低、三高"的开发特征,探索形成了CO2驱/吞吐室内物模实验、CO2驱/吞吐适宜度评价、CO2驱方案设计与适时优化调整、CO2驱混相判识和CO2驱开发效果评价等5项开发技术,以及采集、净化、集输、注入、采油、回收等6项配套工艺技术。在低油价形势下,围绕成本和效益2个关键因素,通过深入研究和技术进步,将注CO2提高采收率技术的应用范围从低渗透油藏逐步扩大到中高渗透油藏,从单一驱/吞吐向组合驱/吞吐发展,为苏北盆地稳产上产和效益开发提供了有力的技术支撑。

准噶尔盆地西北部春光探区白垩系地震沉积学研究

地震沉积学是精细表征沉积体系时空分布特征的有效手段。本文以准噶尔盆地西北部春光探区为例,首先对白垩系的层序界面和层序展布进行了分析,建立了高分辨层序地层格架,然后综合分析地震、录井、测井、岩心以及分析化验等资料,明确了该区的沉积相类型,最后以地震沉积学思想为指导,利用地层切片等多项技术,对沉积体系进行了精细的刻画。结果表明:(1)春光探区白垩系可以划分为4个三级层序和7个四级层序。(2)白垩系发育扇三角洲、辫状河三角洲、异重流和湖泊4种沉积相类型。(3)通过相位调整,建立了地震振幅与岩性的良好对应关系;利用分频处理、RGB属性融合和地层切片技术,精确地刻画了沉积体系的时空分布。呼图壁组沉积时期,春光探区西南角为扇三角洲,东部为辫状河三角洲和异重流沉积,在切片上可以清晰地观察到蜿蜒曲折的异重流水道及新月形的侧积复合体;胜金口组沉积时期是白垩系湖侵规模最大时期,最有利于东部异重流发育和保存,西南部扇三角洲继续继承性发育;连木沁组沉积时期,由于西南部抬升,只在东部接受沉积,发育辫状河三角洲,先前发育的异重流沉积逐渐萎缩。

苏北复杂断块油藏二氧化碳驱油效果影响因素分析及认识

苏北盆地复杂断块油藏CO2驱油效果差异较大,为制定提高CO2驱油效果的有效措施,分析了其主要影响因素。对苏北9个CO2驱区块的相关数据进行了统计,分析了井型、压裂情况、注气前油井产油量、注采比和注气方式等对CO2驱油效果的影响。分析结果为:直井的开发效果好于水平井,非压裂井的效果好于压裂井,油井初产量越高则CO2驱油效果越好,最佳注采比为2.5左右,而注CO2方式对开发效果影响不大。研究结果表明,低渗透油藏采用的井型、油井是否压裂、注气前油井产油量是影响CO2驱油效果的主要因素,在研究制定提高苏北盆地复杂断块油藏CO2驱油效果的技术措施时,应充分考虑这些主要影响因素。

苏北油田稠油CO2复合吞吐用新型降黏剂合成及性能评价

苏北油田兴北区块为典型“小、碎、深、薄、低”极复杂断块稠油底水油藏。原油胶质、沥青质含量高,黏度大,原油流动性差导致开发矛盾突出。为了实现该类复杂小断块稠油油藏的有效开发,提出了底水稠油油藏CO2与降黏剂复合吞吐技术方法,降黏剂是该技术成功实施的核心。通过在降黏剂分子中引入苯环结构来降低胶质、沥青质间的π-π堆积作用,合成了新型高分子表面活性剂型降黏剂。矿场应用表明,该降黏剂具有较好的耐温抗盐性,对苏北油田不同种类的稠油均具有良好的降黏效果。同时,CO2与该降黏剂混注时,在油藏温度压力条件下仍具有稳定的降黏率。本次合成的新型降黏剂在兴北油田取得了较好的增油降水效果,具有广阔的应用前景。

我国CO2驱油注采工艺技术现状及下步研究方向

基于CO2驱注采井完井管柱技术难点,系统阐述了国内CO2驱注采井完井管柱的研究历程和发展现状,总结出CO2驱注采井完井管柱的技术关键是注入井完井管柱的密封性能和采油井完井管柱的防腐防气性能。国内油田CO2驱先导试验表明,封隔器的不断优化、油管的气密性检测等技术有助于提高注入井的密封性;CO2缓蚀剂配方和加注工艺、气举控套、井下油气分离等工艺有助于提高采油井的泵效。同时,针对矿场注采井面临的技术难题,指出了CO2驱注采工艺的下步研究方向。

抗高温复合表面活性剂清洁压裂液体系研究与应用

针对清洁压裂液普遍存在抗温性能差的问题,文中通过合成抗温型阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂,并添加相关助剂,研制出了一种新型抗高温复合表面活性剂清洁压裂液体系。室内对压裂液体系进行了性能评价,结果表明,该清洁压裂液体系具有良好的耐高温抗剪切性能,在140℃,170 s-1条件下剪切90 min后,黏度仍可以保持在50 m Pa·s以上。该体系还具有良好的携砂能力和滤失性能。使用煤油和地层水破胶60 min后的体系黏度均小于5.0 m Pa·s,破胶液的界面张力达到0.554 m N/m,残渣质量浓度低于1 mg/L,说明体系破胶迅速彻底。另外,压裂液体系对储层岩心的伤害率低至10%左右。现场应用结果表明,使用抗高温复合表面活性剂清洁压裂液体系的A33-9井压裂后的日产油量是使用常规胍胶压裂液施工的A33-10井的3倍多,取得了明显的压裂增产效果。

苏北复杂断块油藏二氧化碳吞吐效果影响因素分析及认识

苏北复杂断块油藏CO2吞吐效果差异较大,为制定和提高CO2吞吐效果有效措施,对苏北油藏吞吐井效果及其主要影响因素进行了分析,这些因素包括注入量、焖井时间、吞吐轮次、井型、原油性质等。分析结果为:增油量随注入量的增大而增大,换油率与注入量及焖井时间存在一个最优值,最佳注入量500t左右,最佳焖井时间30d左右。从井型分析,水平井焖井时间对换油率影响不大,直井适当提高焖井时间有利于提高换油率。换油率随吞吐周期增大而减少,实际吞吐不宜超过三个轮次。吞吐后日产量与吞吐前日产量具有正相关性,在产量较低时增油倍比较高。地层原油黏度高低对换油率没有显著的影响,但地层原油黏度900mPa·s换油率较高。本文的研究成果可以为今后CO2吞吐参数的优化提供一定的借鉴和指导。

底水驱稠油油藏水平井多轮次CO2吞吐配套技术及参数评价——以苏北油田HZ区块为例

针对苏北油田底水驱稠油油藏水平井生产进入特高含水期后,易发生水锥并处于低产低效开发状态的难题,CO2吞吐是提高低产低效稠油水平井产量的有效措施。为此,选取HZ区块水平井开展了CO2吞吐试验,进行了CO2吞吐的合理参数和配套工艺技术研究,并对影响CO2吞吐效果的因素进行了分析。研究结果表明,影响水平井多轮次CO2吞吐效果的主要因素包括水平井的选择、注入CO2量、注气强度、注入速度、注入压力、闷井时间和采油强度等参数,添加CO2缓蚀剂、不动管柱注入CO2、使用抽油泵采油是与之相配套的工艺技术。

苏北盆地帅垛复杂断块油田地质工程一体化高效开发实践

苏北盆地帅垛油田戴南组一段油藏为中高渗复杂断块油藏,油藏驱动方式既有天然水驱也有人工水驱。投产后部分井初产高,含水上升速度快,注入水单向突进,层间吸水差异大,平面上部分注采井组无响应,层间和平面开发矛盾突出。针对不同断块和油层开发矛盾,引入地质工程一体化理念,加强基础地质研究,重新认识和落实主体构造,制定和实施加密调整方案,对高含水断块加强微构造和剩余油分布研究,完善注采井网;同时开展适合帅垛油藏的卡堵水和分层注水等一系列配套工艺技术研究应用。经过近几年的开发调整,实现了油田增产稳产,连续8年产量超过6×10^(4)t,平均年产油量8.8×10^(4)t,采油速度2.2%,平均含水上升率2.33%,水驱控制储量达366.2×10^(4)t,水驱控制程度86.7%,水驱动用储量363×10^(4)t,水驱动用程度86%。地质工程一体化理念在帅垛油田剩余油挖潜中的实践经验,对其他同类型油藏效益开发具有借鉴意义。

CO_2复合驱油分子动力学模拟及微观机理研究

为了探索较大幅度提高高含水期复杂断块油田剩余油采收率,提出了CO_2复合驱方式进行剩余油开采对策并在矿场先导试验井组取得了显著的增油降水效果,但对CO_2复合驱油体系微观增油机理的相关研究较少,亟需开展这方面的基础研究。基于CT扫描结果,结合油藏开发实际,明确了滴状和膜状剩余油为难以动用的2种剩余油类型;构建了溶解油滴模型和剥离油膜模型,利用分子动力学方法进行模拟。溶解油滴模拟结果表明,CO_2扩散至油滴中,增加其体积,然后油滴分子逐渐溶解在驱油体系中;剥离油膜分子动力学模拟结果表明,CO_2在油相中先形成扩散通道,随后CO_2优先通过扩散通道至岩石表面,CO_2在表面上形成氢键而产生吸附。

驱油用两性离子型双子表面活性剂的合成及应用

针对低渗油藏水驱及常规表面活性剂驱开发效果较差的问题,通过实验研制了一种新的两性离子型双子表面活性剂LSN-104,并在室内评价了其界面活性、耐温性能、抗盐性能、润湿性能以及驱油效果。性能评价结果表明:LSN-104具有良好的界面活性以及耐温抗盐性能,当LSN-104质量分数为0.5%时,在温度为120℃或NaCl质量浓度为60 g/L或CaCl_2质量浓度为5 g/L的条件下,界面张力仍能维持在10^(-3)mN/m数量级;LSN-104的加入能明显减小石蜡片表面的接触角,使亲油性表面转变为亲水性,具有良好的润湿反转能力;注入0.5 PV质量分数为0.5%的LSN-104溶液,能使低渗岩心水驱后的采收率提高15.65百分点。现场应用结果表明,注入表面活性剂LSN-104后,采油井见效率达100%,各采油井均呈现出产油量上升、含水率下降的趋势,增油效果显著,取得了明显的施工效果。

新型低矿化度活性水驱提高低渗砂岩油藏采收率技术

低矿化度水驱作为一种经济可行、安全环保和驱油效果显著的提高采收率技术,近年来受到越来越多的关注。为进一步提高低渗砂岩油藏的水驱效果,通过表面活性剂的优选实验,提出了一种新型低矿化度活性水驱提高采收率技术,并在室内开展了岩心流动和驱油效果评价实验。岩心流动实验结果表明:在低矿化度水(2500 mg/L)环境下,表面活性剂FHS-101仍能表现出良好的界面活性,且活性水矿化度越低,其浸泡后的岩心薄片表面接触角越小,亲水性越强,天然岩心的渗透率损害率就越大,驱替产出液的pH值和总矿化度就越高。驱油实验结果表明:高矿化度水驱采收率为29%左右,而低矿化度水驱采收率则可以达到34%左右;高矿化度水驱后转高矿化度活性水驱的最终采收率为36.8%,而低矿化度水驱后转低矿化度活性水驱的最终采收率可以达到53.9%。这说明表面活性剂在低矿化度环境中的驱油效果更好,能够有效提高低渗砂岩油藏水驱后的采收率。