海上稠油地热水驱提高采收率矿场实践--以珠江口盆地EP油田HJ油藏为例

南海EP油田为低品位稠油油田,开采过程中面临地层天然能量不足、原油流动性差、平台有限空间布置地面人工注水设施困难等问题。为有效开发EP油田,提出了一种利用深部高温含水砂层在井下人工注水的闭式地热水驱技术。从深部巨厚水层加热效应、自源闭式注水方式适应性、井筒流动性改善的“拐点”效应、井筒再造技术释放油井产能等4个方面,分析了EP油田地热驱油的可行性。运用油藏工程方法、物理模拟实验和数值模拟法,评价和预测了该油田地热水驱采收率。物模结果表明,地热驱油可以使地层温度提高40℃,最终驱油效率提高14.72个百分点;数模方法预测地热水驱可提高采收率13.09个百分点。选取EP油田A14井组进行了现场试验,实施地热水驱后,井区压力得到恢复,水井对应的3口油井产量上升,首口见效井日产油由30 m 3提高到102 m 3,地热水驱效果显著;目前已实施2口地热注水井。

海上稠油油田地热水驱工艺技术研究及实践

针对海上M稠油油田具有深层高温地热水资源的现状,在对油田地质特性、原油物性及油藏特点等分析的基础上,提出利用地热能提高稠油油藏采收率的新方法。鉴于该油田生产平台未建造注水设施的现状,开发了一种自源闭式稠油地热水驱工艺及配套工具,同时发展“1拖2”共享水源+分层注水或同井抽油注水技术,即1口井采水+助流回注水,1口井地面注水或同井采油注水,提高了井筒利用率。现场实施结果表明,X1井实现了对4个生产层位进行注水能量补充,对应8口油井见效,日产油能力增加387 m^(3),年增油14.1×10^(4)m^(3)。该工艺对海上相似油田的开发提供了良好的借鉴和指导。

地热水驱

地热水驱是一项成熟的采油技术。它直接利用地层中的热水 ,无需燃烧燃料来加热地层水和注入的冷水 ,从而大大提高了最终采收率。这种技术在高黏含蜡浅油层以及含盐浓度相对较低的较深含水层得到广泛应用。Sumatra盆地的许多油田都具有上述地质特征 ,而且Sumatra的地温梯度高 ,因而钻进地热源井很经济。

地热水驱可提高原油采收率

热水驱油已是一项成熟的工艺技术 ,使用地热水源进行热水驱油可省却对注入水加热所需的燃料 ,并可真正提高最终采收率。该项技术尤其适合上部为高粘含蜡油藏、下部为含盐浓度相对较低的水层的油田。Sumatra盆地的许多油田特别适合应用该项驱油技术 ,因为该盆地的地热梯度高 ,开发该盆地的地热水源用于驱油极为经济可行。

南海稠油油田热水驱硫化氢抑制技术研究

南海东部A稠油油田地热水驱过程中出现了硫化氢气体,给生产带来巨大安全隐患,亟需探究合适的硫化氢抑制剂。市面上的抑制剂以醇胺类和三嗪类为主,与A油田高钙镁地层水环境不配伍且耐温性差,因此针对此情况开展了耐温耐盐型硫化氢抑制剂的优选评价,并探究了不同质量浓度抑制剂对硫化氢生成的抑制效果和对储层的伤害率。结果表明:硫化氢抑制剂1^(#)和2^(#)与地层水均具有较好的配伍性,其中2^(#)抑制效果较好,抑制剂用量为250mg·L^(-1)时H_(2)S抑制效果达85%以上,较同质量浓度1^(#)抑制剂效果优15%。抑制剂在250~2000 mg·L^(-1)注入质量浓度下,1^(#)和2^(#)抑制剂对岩心的渗透率保留率均可维持在97%以上。