渤海旅大27-2油田蒸汽吞吐先导试验注采工程

借鉴国内外蒸汽吞吐技术的开发经验,从地质-油藏工程方案、注采方案、地面(平台)方案几个方面进行研究,并结合现场实施情况进行综合分析。确定了油藏开发方案和注汽参数,研发了地面小型化、撬装化的蒸汽发生器及配套的海水淡化系统、高纯氮气系统,设计了油管注汽工艺、油套环空注高纯氮气工艺、伴注除氧剂的注汽工艺及井筒防腐措施;在海上首次采用了高温电潜泵(耐温250℃)进行热采稠油举升,并对高温井进行温度压力监测;首次在渤海旅大27-2油田进行了稠油先导性试验,取得了较好的试验效果,为下一步大规模开发渤海稠油油田提供了良好的依据和基础。

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。

三元复合吞吐和水平井组合式注汽技术在超稠油开采中的应用

介绍了三元复合吞吐技术的增油机理,并通过试验确定了CO2注入量和表面活性剂注入量工艺参数,分别为蒸汽注入量的2%和0.12%(表面活性剂浓度为0.5%)。2003～2007年,辽河油田特种油开发公司利用该技术改善超稠油开采,累计增油111997.4t。同时,利用水平井组合式注汽技术对4个井组进行了整体注汽。目前,兴H304-309组已见到增油效果,井组增油7979t,油汽比提高0.14。

复合吞吐技术辅助组合式注汽技术在超稠油开发中的研究与应用

杜229块是辽河油田"九五"期间重点产能建设区块之一,属典型的中厚互层状超稠油油藏,进入蒸汽吞吐中后期,周期产油量与油汽比逐年递减,通过开展油藏剩余潜力分析,落实油层平面及纵向动用状况,研究剩余油分布规律,进行区块二次评价,以复合吞吐技术辅助组合式注汽技术为主体,不仅实现了区块稳产,而且实现区块重新上产,并且有望实现区块采收率大幅度提高。

CO_2吞吐效果的影响因素分析

由于CO2 与原油接触时要求的混相压力低 ,且CO2 能使原油的粘度降低和体积膨胀 ,因而成为注气采油中优先选用的气体。影响CO2 吞吐效果的因素很多 ,通过对CO2 吞吐机理的研究 ,结合室内实验和矿场分析 ,综合考察了油层孔隙介质和油层流体的性质、原油中胶质与沥青质的含量、自由气含量、实验压力、施工中流体的配伍性等因素对CO2 吞吐效果的影响。结果表明 ,原油中胶质、沥青质的含量越高 ,吞吐效果越差 ;压力降低导致的CO2 脱气可降低油的产量。

CO_(2)快速吞吐提高页岩油采收率现场试验

页岩油注CO_(2)吞吐提高采收率技术处于探索阶段,目前面临着CO_(2)与页岩储层及流体相互作用机制不明确、数值模拟技术不成熟、缺乏规模注采及低成本回收工艺等技术难题。为探索页岩油注CO_(2)提高采收率主控机理,以苏北盆地溱潼凹陷古近系阜宁组二段页岩油为对象开展了超临界CO_(2)水岩反应实验,分析了高温高压条件下页岩矿物溶蚀作用及其对孔隙度和渗透率的影响,并通过注CO_(2)恒质膨胀实验、最小混相压力测试评价了地层超压条件下注CO_(2)后原油高压物性变化特征,并在此基础上开展考虑多因素数值模拟研究优化了设计注入参数,最终通过矿场试验验证了技术可行性。研究结果表明:(1) CO_(2)水岩反应以碳酸质矿物溶蚀占主导,长英质矿物部分溶解,生成中大孔隙;(2)在地层原油中注入适量的CO_(2),显著萃取了原油中间烃组分,原油黏度从5.151 mPa·s下降到1.250 mPa·s,且CO_(2)首先萃取轻烃组分,随生产时间增加萃取组分逐渐变为重烃;(3)基于人工压裂与天然缝网混合介质组分数模模型,优化设计单井吞吐注气量1.7×10~4 t,注气速度500~600 t/d,焖井时间50 d;(4)低压侧加热的页岩油CO_(2)吞吐地面工艺,可依据CO_(2)注入地面工艺多参数数据模型,实现精准控温,避免注入管线冻堵及井下油管和套管材料低温脆断问题;(5)产出气CO_(2)浓度高于80%时,采用气相回收直注工艺,实现产出气回收成本降至104元/t。结论认为,CO_(2)快速吞吐有效提高了页岩油采收率,形成的机理认识和技术系列可为页岩油注CO_(2)吞吐开发提供参考和借鉴。

Al_2O_3/SiC_p纳米复合材料化学制备工艺研究

化学工艺是剪裁和控制陶瓷材料显微结构最有效的手段之一 .为此详细研究了Al2 O3 /SiCp 纳米复合材料的化学制备工艺 .利用非均匀成核法在纳米SiC粒子表面包覆一层Al(OH) 3 后 ,其等电点IEP由 pH =3.4移至pH =7.5 ,表现出类似Al2 O3 的胶态特性 .在pH =4.5～5 .0之间 ,包覆型SiC与Al2 O3 荷电性相同 .通过胶态悬浮液混合 ,将包覆型纳米SiC均匀分散于Al2 O3 基体中 .最后 ,在不加任何分散剂的条件下 ,制备出高固相、低粘度的包覆型SiC -Al2 O3 水基浆料 .并成功利用凝胶注模成型 ( gelcasting)工艺 ,制备出显微结构均匀的Al2 O3 /SiCp 纳米复合陶瓷材料素坯 .

苏北稠油油藏CO2复合吞吐用新型降黏剂合成及效果评价

苏北油田兴北区块为极复杂断块稠油底水油藏,原油黏度大、流动性差导致开发矛盾突出。针对整装稠油油田的成熟开采方法难以实现该类油藏经济有效开发的问题,提出了底水稠油油藏CO2与降黏剂复合吞吐技术方法。降黏剂是该技术方法成功实施的关键。通过在降黏剂分子中引入苯环结构合成新型高分子表面活性剂型降黏剂,从浓度、温度、矿化度、pH值等方面开展该新型降黏剂性能评价。结果表明,该降黏剂具有较好的耐温抗盐性,降黏剂浓度为0.5%时,稠油降黏率达到了90%以上,该降黏剂与CO2混注条件下仍具有稳定的降黏率。矿场实施取得了较好的增油降水效果,对苏北油田及国内同类复杂断块稠油油田的经济有效开发具有较好的应用前景。

油井CO_2吞吐技术

油井其它增产技术是利用油层渗透能力提高而达到增产的目的,CO2吞吐技术却是利用CO2注入原油后,使原油粘度降低和原油体积膨胀机理,使油层里渗透能力和驱油动力同时提高而达到增产的目的。实践证明,其它增产技术都不见效的油井,CO2吞吐后却能取得意想不到的增产效果。它具有投资少,见效快、风险低等特点,应用前景十分广阔。文中对CO2吞吐技术的选井、CO2输送注入、防腐、关井浸泡、开关返排等方面进行了分析。

稠油开采新途径——“自生CO2与化学降粘复合吞吐技术”

由大港油田采油工艺研究院研制的“自生C02与化学降粘复合吞吐技术”在羊三木油田羊7．13．2井上进行矿场试验，取得重要阶段成果。该井在不改变油井驱替方式、不改变施工前后工作制度的情况下产油量由试验前4．13吨／日增加到7．96吨／日，最高达到10．09吨／日，见到了明显的增油效果。

四二区稠油大波段吞吐注采工艺技术评价

本文通过对四二区稠油吞吐转轮注汽生产现状与存在问题分析,对不同吞吐阶段的高轮低效、出水、汽窜、出砂、套变等层间矛盾进行分析,提出了以长周期、大波段性的阶段吞吐注采工艺技术方案,解决目前四二区稠油井段注汽周期短、高频次吞吐后面临的储量动用程度不足,吞吐采油效果变差,油井高含水等突出问题。并对该区块进行的长周期、大波段性的阶段吞吐注采工艺技术方案进行现场应用效果评价和总结。为解决稠油热采吞吐开发中后期面临的突出矛盾,提供后期的技术对策与理论研究依据,为延缓油层递减和油井稳产奠定基础。

稠油复合吞吐配套管柱研制与应用

稠油油藏进入开发中后期,动用不均、低压低产、汽窜等矛盾日益突出,严重影响稠油开发效果。二氧化碳、氮气助排等复合吞吐技术在现场应用中存在措施针对性差、施工周期长、生产时率低等问题。为此,研制了投球器、双作用封隔器、可逆注入阀球等核心工具,将分层注汽机械管柱与复合吞吐技术有机结合,形成了稠油复合吞吐配套管柱技术,一次投放管柱即可完成油井复合吞吐和精细注汽,实现了不同介质按需定量注入的目的。现场应用表明,该技术解决了常规复合吞吐技术应用效率低的问题,有效提高了稠油油藏油井复合吞吐效果和生产时率。该技术对稠油开发后期复合吞吐技术的规模应用具有技术支撑作用,具有较好的应用前景和潜力。

影响超稠油蒸汽吞吐开发效果因素分析

蒸汽吞吐技术由于其适用条件广,经济效益高是目前开发稠油热采技术中应用最广泛技术。影响稠油热采开发效果因素众多,本文主要从油藏地质条件,注汽工艺参数,射孔条件三个主要面分别阐述其对超稠油蒸汽吞吐开发效果影响。

“直平组合注汽”在超稠油开发中的效果评价

超稠油主要采取蒸汽吞吐的开采方式[1],随着油田开发的推进,直井逐渐进入高轮,生产效果不断变差;采出程度高,地下亏空大的因素也导致了井间干扰日趋严重,汽窜频繁;加密水平井的生产效果不理想。通过实践得出直井与水平井组合注汽技术能够解决超稠油开发中存在的这些矛盾,直井水平井组合注汽应用主要原理是多井整体吞吐和三元复合吞吐,应用措施后井间干扰问题也得到了有效的控制,直井和水平井的生产效果都有很大的改善。

赤峰盆地元宝山凹陷超稠油蒸汽吞吐先导试验

浅层超稠油油藏地层原油粘度大,流动性差,开采难度大。根据元宝山凹陷超稠油油藏的地质特征,经过室内优化和现场试验,探索适合于该油藏开采特点的配套工艺技术,并为该油藏的进一步开发提供借鉴。

直井与水平井组合注汽在超稠油开发中的应用

超稠油主要采取蒸汽吞吐的开采方式,随着油田开发的推进,直井逐渐进入高轮,生产效果不断变差;采出程度高,地下亏空大的因素也导致了井间干扰日趋严重,汽窜频繁;加密水平井的生产效果不理想。通过实践得出直井与水平井组合注汽技术能够解决超稠油开发中存在的这些矛盾,直井水平井组合注汽应用主要原理是多井整体吞吐和三元复合吞吐,应用措施后井间干扰问题也得到了有效的控制,直井和水平井的生产效果都有很大的改善。

综合应用工艺技术改善曙127454块超稠油开发效果研究

曙127454断块为薄互层状砂砾岩构造——岩性超稠油油藏,做为难采难动用区块,投产初期具有一定产能但生产时间短、采注比低、开发效果较差。本文通过储层物性、流体性质、油层动用状况、注汽参数优化设计及配套工艺技术研究,提出了改善薄互超稠油藏开发效果治理对策,为实现区块经济动用提供了新的途径。

提高蒸汽吞吐质量，实现九区可持续性开采

针对孤东油田稠油注汽中吞吐注汽存在的问题,主要影响稠油热采的不利因素,通过各方面调整来提高蒸汽吞吐质量,达到提高注汽质量,实现油井增油的目的。

多措并举,改善单元稠油蒸汽吞吐中后期开发效果

草4沙四4单元自2005年投入开发以来,主要依靠蒸汽吞吐开发技术,目前随吞吐轮次增加,地层压力下降、产量递减快、开发投入大等实际问题,对该单元实施加密井网、分层注汽、复合吞吐等措施[1],达到提高产量、降本增效的目的。

依靠技术工艺创新,实现油井提质增效

针对在新形势下如何突破目前石油市场的油价持续低迷重围,实现油田油井开发生产提质增效成为一项重要的研究课题。胜利油田积极开展了有益的实践与探索,依靠技术工艺创新,集成挖潜低成本生产工艺新技术,提升油井开发质量和整体系统效率,实现油田节能降耗和降本增效,介绍了油田所采取的氮气泡沫调剖注汽凝胶堵调工艺技术、不动管柱挤二氧化碳冷采吞吐工艺技术、高温螺杆泵掺水工艺技术、低成本压裂工艺优化技术、螺杆泵变频直驱电机工艺技术等5项低成本创新工艺技术的技术原理、使用条件和现场应用效果。实践证明,这些低成本创新工艺技术措施对油井提质增效均十分有效。