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。

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。

二氧化碳三元复合吞吐采油技术分析

为提高油田采收率,本文围绕二氧化碳三元复合吞吐采油技术展开分析。通过深入探讨二氧化碳的物理化学特性、三元复合体系的构成与性能,探讨了一套系统的技术方案。分析了关键参数对采油效率的影响,并通过油田应用案例验证了该技术的有效性。结果表明,适当优化注入参数可以显著提高油田采收率,具有重要的实际应用价值和广阔的发展前景,希望为相关从业人员提供一定的参考。

自生CO_2结合表面活性剂复合吞吐数值模拟

层内自生CO_2吞吐是低渗小断块油田提高采收率的新型技术,既发挥了CO_2混相或非混相驱油机理又解决CO_2气源和注入过程井筒腐蚀等问题。针对目前自生CO_2以及结合表面活性剂复合吞吐的参数优化研究很少等情况,探索了应用化学驱、热采模型对层内自生CO_2以及注入表面活性剂的操作工艺参数进行优化的方法。基于某实际低渗透油藏单井径向模型和室内自生CO_2及表面活性剂实验测试结果,在对流体相态、自生CO_2过程、表面活性剂驱相关参数及生产动态拟合的基础上,开展生气剂注入量、生气剂浓度、注入速度、关井时间、采液强度对复合吞吐效果影响的模拟研究。结果显示,生气剂注入量、注入浓度和采液强度对复合吞吐效果影响较大,并且存在最佳的取值范围,其中:最佳生气剂量为200～250 t、摩尔分数为3.0%～5.0%、采液强度为7 m^3/d;适当增加注入速度和延长关并时间有助于提高吞吐效果。该研究对于自生CO_2复合吞吐的优化以及该技术在小断块低渗油藏提高采收率领域的推广应用具有重要意义。

浅层边水断块油藏氮气复合吞吐实验

浅层边水断块油藏由于含油面积小、非均质性强、黏度高以及开发过程中存在边水突进快等问题,氮气吞吐可有效补充地层能量,具有控抑边水突进的潜力。通过采用高温高压边水径向流模型对氮气、氮气-表面活性剂和氮气-二氧化碳3种吞吐介质控水增油可行性进行室内实验研究,以吞吐阶段含水率最大降低值、控水持续时间和采收率提高程度为指标,并结合模型压力变化对3种吞吐介质控水增油效果进行评价和对比,并在此基础上分别分析3种吞吐介质控水增油机理。结果表明,3种吞吐介质均能控抑边水;氮气吞吐控抑边水能力最强,但氮气的驱油效率低,增油效果较差;而氮气复合吞吐在实现控抑边水的基础上,通过表面活性剂和二氧化碳提高了驱油效率,增油效果优于氮气吞吐。

陈家庄油田陈373块蒸汽吞吐后转CO_2—化学剂复合吞吐研究

针对胜利油区陈家庄油田陈373块油层有效厚度小、纯总比低、蒸汽吞吐生产效果差的问题,实验研究了CO2—化学剂复合对该区块原油物性的作用效果,并利用CMG油藏数值模拟软件,研究了蒸汽吞吐后转CO2—化学剂复合吞吐的生产效果。结果表明,在化学剂实现有效降粘的基础上,气体溶解有一定的降粘辅助作用,两者复合对原油有良好的协同降粘效果,在油藏温度和压力条件下,对原油的降粘率达到98.97%,原油粘度为化学剂单独作用时的18.4%;CO2—化学剂复合吞吐能补充地层能量,扩大原油粘度的降低范围,提高生产效果,蒸汽吞吐6周期后转复合吞吐4个周期的平均周期产油量为480.5 t,比蒸汽吞吐高252.4 t,总产出投入比为1.64。该结果为陈373块薄层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式提供了依据。

二氧化碳三元复合吞吐采油技术在杜84区块的应用

针对曙光油田杜84区块兴隆台油层超稠油油藏热采开发的具体情况,成功应用二氧化碳三元复合吞吐采油技术,该工艺技术有降粘,提高油层能量,增强原油流动性和调整油层纵向吸汽剖面,提高油层纵向动用程度的作用。

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。

新疆油田JL区块特低渗透油藏CO_(2)-化学剂复合吞吐技术应用研究

通过调研中外CO_(2)吞吐项目的应用效果和实践经验,从地质特征、储层特征、流体性质和开发特征的4类9项参数分析了适合CO_(2)吞吐的油藏特征。室内实验表明,新疆油田JL区块注CO_(2)后地层原油膨胀系数增幅明显,地层弹性能量得到较好补充,适合开展CO_(2)吞吐;而表面活性剂CRS-1080可有效降低流体间的界面张力,增强CO_(2)波及体积,提高驱油效率,二者相结合,增强了CO_(2)吞吐效果。结合选井条件和室内实验,优选新疆油田JL区块X1井开展CO_(2)-化学剂复合吞吐先导试验,措施后地层能量得到有效补充,邻井产量递减趋势得到遏制,说明该项技术对本区块具有一定的适用性。

超稠油三元复合吞吐技术研究与应用

三元复合吞吐技术突破了胜利油田超稠油开发的瓶颈,实现了该类油藏的有效动用。通过溶胀实验、流变性能实验和矿场效果分析,研究了三元复合吞吐技术提高采收率机理。结果表明:CO2能够溶解于超稠油并使其产生膨胀,超稠油流变性能对温度非常敏感,加热、CO2和降黏剂三元素具有较好的协同作用,能够大幅度降低原油黏度;提出了降黏倍率的概念,对超稠油降黏的表征更加直观。现场应用表明,回采过程中超稠油物理化学性质改善,黏度降低,与常规蒸汽吞吐相比,其注汽质量明显改善,周期产量和油汽比大幅提升。该研究为其他油田超稠油的开采提供了借鉴。

CO2蒸汽复合吞吐技术在新疆油田车510区块的应用

新疆油田车510区块为典型的高孔、高渗中等非均质稠油油藏,单纯使用蒸汽开发,容易发生蒸汽超覆、汽窜等问题,影响开发效果。为解决上述问题,新疆油田采油一厂于2015年开展了CO2复合蒸汽吞吐改善稠油热采效果的试验。利用经验方法,同时结合车510区块油藏的实际情况,对CO2吞吐参数进行了研究,确定了适宜的注汽压力、注汽量和施工工艺。施工效果的统计和分析表明,使用液态CO2注入时,随着注入速度的增大,CO2蒸发速度变慢,会导致井口压力增大。CO2注入过程中应合理匹配注入压力和速度,保持井底压力略低于破裂压力。蒸汽-CO2吞吐工艺,CO2复合蒸汽吞吐具有较好的增压和调剖作用,可有效提高蒸汽热利用效率,改善吞吐开发效果,在其他浅层稠油区块同样具有借鉴意义。

辽河油田超稠油三元复合吞吐影响因素研究

针对辽河油田曙一区超稠油井吞吐轮次高、吞吐效果逐渐变差的特点,提出了超稠油三元复合吞吐采油工艺技术。通过11管人造岩心物理模拟驱替实验,开展了超稠油三元复合吞吐影响因素研究。实验结果表明:水蒸汽注入量、CO2注入量及表面活性剂使用质量分数对工艺效果均有影响。其研究结果对优化超稠油三元复合吞吐施工工艺及施工参数有重要的指导意义。

超稠油三元复合吞吐物理模拟实验研究

在稠油热采中,随着老井吞吐伦次的增加,吞吐效果变得越来越差,为了实现油田的稳产,改善开采效益,我们提出超稠油三元复合吞吐采油技术。物理模拟实验研究表明:超稠油三元复合吞吐采油技术可以达到较理想的驱油效果。其采油机理包括:调剖机理;CO2溶解驱机理;CO2萃取、降粘机理。其中,蒸汽的注入,使地层超稠油温度升高,原油粘度大幅下降,这是超稠油开采的根本原理,也是三元复合吞吐最主要的机理。三元复合吞吐工艺中注入CO2和表面活性剂助剂,是对蒸汽吞吐的一种辅助作用,起到改善吞吐效果的作用。

超稠油三元复合吞吐中表面活性剂筛选及性能评价

针对辽河油田超稠油井吞吐轮次高、吞吐效果逐渐变差的特点,提出了超稠油三元复合吞吐采油工艺技术。根据辽河油田现场情况对研制的四种表面活性剂从界面张力、发泡率、HLB值及配伍性几方面进行了筛选,筛选出2#表面活性剂为适合辽河油田超稠油三元复合吞吐的注入剂,并对其改变油水界面张力性能、抗盐性、稳定性以及驱油效果进行了评价和研究。评价结果表明:2#表面活性剂使用质量分数在0.1%～0.5%范围内,油水界面张力均能达到超低界面张力,具有较强的抗盐性和稳定性,活性剂的添加一定程度上提高了原油的采收率,周期采出程度提高了1.73%。

2C复合吞吐技术在洲城油田高含水油井的应用

2C复合吞吐技术是在CO_2吞吐技术的基础上进行创新优化后形成的一项新技术。通过室内试验和研究,优化出洗油剂、CO_2吞吐参数,并在洲城油田洲20井开展现场试验,试验后初期含水下降40%、日增油13 t,目前已增油301 t,效果显著。试验结果表明,此项技术具有投资少和见效快等特点,是提高高含水油井产量和采收率的有效措施,值得在高含水油井推广应用。

稠油油藏水平井复合吞吐开采技术研究

水平井复合吞吐开采技术是一种综合利用CO2、N2和蒸汽进行稠油吞吐开发的提高采收率技术,它由水平井、CO2、N2和蒸汽四个关键部分组成。与常规蒸汽吞吐相比,水平井复合吞吐开采技术针对稠油油藏有以下优势:水平井可以增大注入能力与生产能力,且吞吐有效期长;CO2能有效降低稠油黏度,降低残余油饱和度,提高驱油效率;N2可以扩大注入蒸汽波及范围,降低注入蒸汽热损失。现场应用表明该技术可以有效提高蒸汽的利用效率,降低注入压力,提高油井产能,延长吞吐有效期,大幅提高了海上稠油产量,目前已在我国渤海建成10×104t的产能。

超稠油三元复合吞吐中CO_2溶解驱油实验研究

通过实验测定了不同温度压力下含CO2超稠油的粘度和不同含水率体系中的溶解度变化规律。研究结果表明,超稠油溶解CO2后,体积会膨胀增大,原油粘度降低;CO2在超稠油中的溶解度随压力增加而增加,随温度升高而降低;CO2在油水系统油中所溶解的比例随温度升高而减小,随压力升高而减小,随含水增加而下降;CO2在稠油中的溶解有利于提高超稠油采收率,且CO2溶解得越多越有利。

CO_2三元复合吞吐影响因素分析——以曙光油田杜229断块为例

针对不同活性剂注入浓度、CO_2和蒸汽注入量、油藏黏度等影响CO_2三元复合吞吐效果的因素进行数值模拟研究。研究结果表明,在一定范围内,累积采出程度随表面活性剂浓度增大而增大,但表面活性剂浓度增大到一定值后对吞吐效果的影响不大;CO_2注入量越大,周期采出程度和周期油汽比增加幅度越大,当CO_22注入量超过一定值后,周期采出程度和周期油汽比的增幅不大;随着蒸汽注入量的减少,周期采出程度变化不大,而周期油汽比有较大幅度增加;CO_2三元复合吞吐技术更适合于超稠油油藏的开发。

克拉玛依油田复合吞吐改善稠油热采开发效果试验研究

为改善克拉玛依油田稠油热采开发效果,寻求一种更全面、更有效的油井增产措施,通过调研在九_(7+8)区开展复合吞吐技术改善稠油热采开发效果试验研究,利用物模和数模相结合的方法,进行复合吞吐技术机理研究、不同原油粘度下复合吞吐增效剂的筛选及评价、复合吞吐岩心驱油实验评价和复合蒸汽吞吐注入方式及注入参数优化研究。实验评价研究和预测表明,复合吞吐技术是一项稠油热采开发中后期提高采收率的有效方法,有广阔的应用前景。

三元复合吞吐技术在桩西中低渗断块油藏的应用

桩西油田从2000年开始开展二氧化碳吞吐技术提高封闭断块油藏的采收率,但随着吞吐轮次的增加,吞吐效果逐年变差,选井条件越发苛刻。为提高桩西油田断块油藏的整体开发水平,从二氧化碳吞吐机理出发,提出并研究了活性水+二氧化碳+酸化三元复合吞吐解堵技术,确定了桩西三元复合吞吐解堵技术的矿场筛选标准。2009年1月至7月在桩西共实施三元复合吞吐解堵5井次,累增油2 401t,取得了良好的经济效益。