深层超稠油多元热流体开采机理

鲁克沁油田东Ⅱ区属于深层超稠油油藏,多元热流体开采技术在该类油藏中无应用先例,也缺乏室内物理模拟试验的理论性支持。文中针对深层超稠油油藏条件下的相态和流体特性,对多元热流体的开采机理进行研究,完成了超高温高压PVT实验、一维驱替实验及二维三维吞吐实验,认识了超稠油溶解多元热流体体系内单一气体组分和混合气体组分的黏度变化规律、多元热流体温度及稠油含水率对降黏效果的影响情况、多元热流体与其他驱油介质驱油的规律,以及多元热流体最优注入参数确定及水平井吞吐开采特征。该成果适用于深层、超深层超稠油应用多元热流体开采技术的有效开发。

中深层超稠油油藏SAGD开发热效率分析及提升对策

针对目前中深层超稠油油藏SAGD(蒸汽辅助重力泄油)开发中热能消耗大、热利用率低的问题,参考辽河油田杜84块馆陶油层SAGD实际生产数据,对SAGD开发各阶段热损失原因和影响因素进行了分析,计算了开发全过程各阶段的热损失,并提出了热效率提升对策。结果表明:SAGD开发全过程的热损失包含注汽锅炉热损失、汽水分离器热损失、注汽管线热损失、注汽井筒热损失、地层吸热、生产井筒热损失6个部分;热损失主要集中在注汽锅炉、汽水分离器、注汽管线及注汽井筒,热损失比例达到了34.8%,地层吸热比例只有36.0%。针对主要热损失阶段提出了提高热效率的对策,现场实施后综合热效率提高了17.0个百分点。该研究可为改善中深层超稠油油藏SAGD开发效果及经济性提供技术参考。

埕东油田埕南深层超稠油开采配套工艺技术

埕东油田埕南深层超稠油油藏属于深层、高黏度、构造-岩性油藏。原油黏度对温度敏感性强,温度每降低5℃,原油黏度升高一倍,极易在作业和维护过程中造成冷伤害。通过对水平井完井工艺技术、HDCS强化热采技术的优化,全程隔热技术的创新应用,地面温控一体化管理体系的建立,突破了深层超稠油的开发瓶颈,实现了深层超稠油的有效开发。埕南深层超稠油配套技术的应用实现了规模和产能的双突破,形成了一套深层超稠油开发的技术体系,对同类油藏的推广具有重要的指导意义。

高沥青质深层超稠油乳化降黏实验研究

针对高沥青质深层超稠油开发中的难题,长江大学从分子设计的角度出发,结合阴离子双子表面活性剂的优异特性,合成了一种新型的含苯环、抗盐、具有高表界面活性,且与沥青质亲和力强的高沥青质深层超稠油井筒乳化降黏剂NP。以该含有苯环的双子表面活性剂为目标产物,针对我国西部G油田高沥青质深层超稠油进行了乳化降黏效果评价研究。实验结果表明:研制的NP系列表面活性剂在高矿化度地层水中仍能发挥较好的乳化降黏作用,能够满足高沥青质深层超稠油的开发要求。该研究对高沥青质深层超稠油的开发具有一定参考意义。

玉门油田深层超稠油井筒举升工艺研究

针对深层超稠油井筒举升工艺开展井筒降粘工艺研究。通过建立井筒能量平衡模型,模拟计算自喷生产时,深层超稠油井井筒内温降分布规律,以此确定生产时井筒降粘措施井段,并结合油田实际优选井筒降粘工艺,以有效改善原油流动性,满足举升要求。

超深层稠油二氧化碳吞吐渗流规律

针对超深层稠油热力降黏效果差的问题,提出了CO_2吞吐降黏的开发方案。以物理模拟实验为基础,通过人造三维岩心,模拟超深层稠油直井CO_2吞吐开发过程,研究吞吐井的压力、周期产量以及不同生产阶段的产出油形态变化,并对三维岩心不同位置处由于CO_2扩散引起的压力变化规律进行了分析和探讨。研究表明:超深层稠油CO_2吞吐开发过程中,其渗流规律会发生阶段性变化,依照渗流规律的变化可将生产过程划分为CO_2回采泄压、降压稳产、稳压泄油3个阶段;从井筒到地层远端可划分为CO_2饱和区、CO_2扩散区、压力响应区3个渗流区域。研究结果为超深层稠油降黏及开发方式的优化提供了参考。

超深层稠油油藏注天然气吞吐开发矿场试验

LKQ超深层稠油油藏由于埋藏深,常规稠油开发方式无法实现有效开发,为世界难题。吐哈油田公司对此进行了有益的探索,利用天然气作为介质注入油藏进行天然气吞吐采油,取得初步效果。2005—2006年进行了二轮次矿场单井试验,结果证明注天然气吞吐采油可以有效降低地层原油粘度,提高地层稠油流动性,油井单井产量提高了2-5倍,周期平均单井产量达到8 t/d,使难采储量达到经济开发的要求,为油田整体开发动用奠定了基础,对超深层稠油开发具有借鉴意义。

深层特超稠油冷采技术研究

针对罗家深层特稠油研制高效降粘体系GX JN。实验室内GX JN用量1.5‰可将特超稠油粘度降低至300mPa.s以下。罗家区块罗904井采用GX JN体系冷采吞吐,日液、日油均大幅提高,含水明显下降,效果远好于上周期热采吞吐。

超深层稠油HDCS开发技术研究与应用

胜利油田埕东断裂带超深层特稠油油藏采用常规注蒸汽开发时,存在注汽压力高、井筒热损失大、井底干度低的问题,有效储量动用程度较低。室内实验和数模研究表明:伴蒸汽注入油溶性降黏剂可降低超深层稠油注汽压力;二氧化碳和油溶性降黏剂驱可大幅度提高超深层稠油驱替效率;水平井可提高油层吸汽能力、降低注汽压力,开采效果优于直井。因此,由水平井、油溶性降黏剂、二氧化碳和蒸汽组合形成的HDCS强化采油技术,是开发埕东断裂段超深层稠油的有效方式。

郑411块超稠油试油试采工艺技术应用

郑411块沙三段地层疏松出砂、原油粘度高,属中深层超稠油,常规试油试采方法难以突破 出油关,采用APR全通径氮气垫测试、地层与井筒复合防砂、水平井配合直井蒸汽吞吐、氮气泡沫封堵 调剖和井筒加热举升稠油等配套工艺技术,取得了较好的效果,为中深层超稠油油藏的开发提供了技 术思路。

井筒降粘技术在超深层稠油油藏开采中的应用

塔河油田超深层稠油油藏开发主要解决原油在井筒内的降粘问题。电加热采油工艺是井筒降粘开采的有效措施 ,通过对比选取加热方式 ,优化设计参数 ,有效解决稠油在井筒内流动问题 。

鲁2块超深层稠油油田注水开发可行性研究

吐玉克油田为超深层稠油油田,油藏埋深达到2200～3450m,地层原油粘度达到150-526毫帕秒,在前期室内物理模拟对水、蒸汽、化学剂段塞、二氧化碳段塞、天然气段塞和烟道气段塞驱油效率的评价和筛选的基础上,对开发试验区鲁2块利用CMC数值模拟软件进行了注水开发、天然气驱和水(天然)气段塞驱的优化设计,并通过不同开发方式开发效果的比较,表明注水开发是目前经济技术条件下鲁2块唯一可行的开发方式,优化后的最佳开发方式为衰竭式开发一年后转注水。

吐玉克超深层稠油井试油技术

鲁克沁构造带钻探发现稠油显示后,试油获取工业性稠油流成为十分重要问题。本文描述了该区稠油层特征和稠油特性,分析了稠油试油难点,针对这些特征和难点,通过边实践边认识边改进的试油工作,从射孔,洗井、测试、排液求产等方面总结了一套适合本区稠油层的试油工艺技术,获得了良好效果,发现了两个稠油藏,取得了较全准的试油资料和油层参数,控制了一定稠油储量。

复合光纤温压监测系统在深层稠油火烧吞吐中的应用

鲁克沁油田东区属于深层超稠油油藏,目前无成熟有效动用技术,结合国内外稠油开发实践及室内研究结论,认为火烧吞吐技术有望实现该类油层的有效动用。鲁克沁深层超稠油火烧吞吐技术要求点火、注气、焖井及回采阶段全程实时监测全井段温度及井底压力,为点火阶段控火技术提供依据,同时为判断油层点火成功与否及深入研究提供数据支撑。文章研制的分布式复合光纤温压一体化监测系统,在英试3井火烧吞吐先导试验中成功应用,详细记录了点火、注气及回采阶段井筒沿程温度分布,解决2 200 m井深,耐压47 MPa,耐温1 200℃的火烧吞吐技术温压监测的难题,为鲁克沁深层稠油火烧吞吐开发提供了重要的技术支撑。

春光油田春10井区超稠油井合理井筒降粘方式研究

春光油田春10区块属于中深层超稠油油藏。针对区块在蒸汽吞吐开采后期,温度下降,原油粘度增加,原油在井筒流动过程中,由于克服各种阻力和温度的散失,出现原油进泵难、光杆滞后,举升困难、生产周期短等问题,优选合理井筒降粘方式,提高区块开发效果。

超深稠油泡沫驱泡沫体系优选

为解决鲁克沁油田中区超深层稠油油藏非均质性严重、水驱开发效果差的问题,利用室内实验和矿场试验,开展了空气泡沫驱技术研究。对泡沫体系的发泡性、稳泡性、抗盐性和驱油效果等性能进行了系统的评价研究,对发泡工艺进行了验证试验。研究结果表明,XHY-4型起泡剂在高温高盐(80℃、160000 mg/L)条件下发泡率大于600%,半衰期大于600 s,岩心驱替实验提高采收率大于15%。氮气泡沫矿场试注表明,气液交替注入可以在地层中形成泡沫,对水流优势通道形成有效封堵,起到降水增油的效果。试注试验的成功,为鲁克沁油田超深层稠油油藏开展泡沫驱矿场试验提供了有力的技术支撑。

吐玉克油田鲁2块注水开发参数优化研究

吐玉克油田鲁2块为超深层稠油油田,油藏埋深达到2300m,地层原油粘度为526mPa·s。大量前期研究认为注水开发是目前经济技术条件下唯一可行的开发方式。利用CMG数值模拟软件和PIPESIM节点分析软件针对鲁2块前期注水现场试验,对相关的注水参数进行优化研究,重点通过对注入水温度、注水速度对地层原油温度场和粘度场的计算,优选了注水参数,研究表明注水温度在10～80℃之间时对油田开发效果影响不大,注入水温度采用常温水即可。