胜利油田稠油油藏开发技术进展

针对胜利油田不同类型稠油油藏的地质特点及开发矛盾,形成了一套较为完善的稠油油藏开发技术系列,并取得了显著的开发效果。从各项技术的理论基础和矿场应用2个方面,总结了不同类型稠油油藏开发技术进展。对于高轮次吞吐后的稠油油藏,基于非达西渗流理论,形成了井网加密技术;对于敏感性稠油油藏,形成了近热远防理论,降低了水敏对开发的不利影响;对于特超稠油油藏,通过HDCS技术的协同降黏、膨胀增能作用,解决了“注不进、采不出”的开发难题;对于低效水驱稠油油藏,通过转蒸汽驱,达到加密角井流线、水井流线逆向的目的,从而提高该类油藏的采收率;对于深层稠油油藏,以气热协同保热强热、热剂协同接替助驱、气剂协同均衡热前缘的协同增效作用机理认识为基础,形成了多元热复合驱油理论,实现了深层稠油的有效动用;对于薄层稠油油藏,通过热+水平井复合开发模式,提高了油藏的吸汽能力和动用范围;对于浅薄层超稠油油藏,通过HDNS技术增能降黏扩波及,实现了该类油藏的高效开发。胜利油田稠油油藏开发技术系列的应用,为胜利油田稠油效益开发、绿色开发提供了技术支撑。

稠油热采井射孔孔眼应力分析及影响因素

针对稠油热采井生产过程中,射孔井段套管频繁出现损伤断裂的问题,基于弹塑性和热力学理论,采用有限元方法建立注汽—焖井—生产过程射孔套管有限元热力学耦合模型,对各阶段射孔套管应力分布特征进行研究,并开展不同射孔参数下射孔套管强度影响规律分析。研究表明:生产过程中射孔孔眼位置出现明显应力集中现象,在温差及内外压差等共同作用下,注采前期套管应力最大可达498.16 MPa,并逐渐产生塑性失效现象,当注采作业完成时,套管塑性失效现象最严重;随着射孔相位角增大,射孔密度对Mises应力值的影响逐渐减小,而套管孔眼最大应力与射孔相位角成反比关系。该研究对延长稠油热采井射孔套管使用年限和保障正常生产作业具有十分重要的意义。

稠油开采中多元热复合流体相态的研究进展

稠油的储量远超常规石油的储量,但因稠油黏度大和密度大的特点而难以开采,高效经济开发稠油已成为石油领域的研究重点。热复合开采技术是目前高效开发稠油油藏的关键技术,其中多元热复合流体的相态特征是稠油油藏开采流程设计与评价的关键。为此,从热复合开采技术中的混合气体系和稠油-气体系2个方面,系统地阐述了多元热复合流体相态的实验和理论研究现状。对于混合气体系相态,多采用静态法进行实验测试,使用状态方程结合混合规则进行理论预测,CO_(2),N_(2),H_(2)O和CH_(4)等常见气体分子组成的二元体系的相态测试趋于成熟,但缺少多元体系的测试数据与预测模型;对于稠油-气体系相态,总结了一般性实验流程与近年实验结果,提出一种加速油气相平衡的新型实验装置构想,指出目前理论预测在气体种类、注气量、气体扩散模型、二元相互作用系数等方面的不足。进而对多元热复合流体相态研究提出展望,以期促进热复合开采技术进一步的机理研究与参数优化。

新疆油田浅层超稠油SAGD高效低碳开发技术研究与展望

针对“双碳”目标背景下超稠油开发高能耗与油田高质量发展矛盾日益加剧的问题,新疆油田通过SAGD机理研究与现场实践,在维持蒸汽腔高效扩展,突破储层渗流屏障遮挡,提高浅薄层驱泄复合效率,实现水平井长水平段高效均衡产液等方面持续攻关,取得显著效果。采用气体辅助技术,实现蒸汽腔隔热保压增能,油汽比可提高20%;利用立体井网及储层升级扩容技术,改善Ⅲ类超稠油油藏渗流特征,泄油速度可增大20%~40%;采用全密闭生产方式,VHSD产液温度由100℃上升至150℃,采油速度提高50%;深化热采流量控制器(FCD)机理研究,完善油藏-井筒耦合优化设计方法,水平井水平段动用程度可提高20%。“十四五”期间,新疆油田将深化溶剂辅助SAGD、无水SAGD和控温水热裂解等技术研究,逐步完善浅层超稠油低碳高效开发技术系列,该研究可为稠油油藏开发提供借鉴。

稠油化学复合冷采技术研究与应用

我国稠油储量可观,其中60%的是深层稠油,而主流的蒸汽吞吐等热采技术采收率不足20%;稠油资源开发潜力极大,积极探索新的开采方式以提高采收率是石油领域高质量发展的必然选择。本文着重阐述稠油化学复合冷采技术体系构建及其现场应用,为中深层稠油的新型绿色低成本接替技术发展提供有效方案。在分析稠油组分的基础上,细致剖析稠油结构致黏机理,包括化学降黏机理、降低启动压力梯度机理、提高驱油效果机理在内的提高采收率机理,以丰富理论认识。面向工程应用亟需,从水溶性降黏剂分子设计与合成、自组装调堵剂研发两方面出发,突破稠油绿色化学驱油体系。基于发展的稠油化学复合冷采技术,完成了3个稠油油田示范工程应用,在提高产油量、控制含水率方面取得了良好成效。进一步梳理了分子采油理论与技术、渗流理论与数值模拟技术等方面的后续发展要点,以为深层稠油的绿色高效开发接替技术研究、稠油化学复合冷采技术推广应用研究等提供启发和参考。

稠油油藏蒸汽-空气复合火驱特征分析及参数优化

针对常规火驱存在热利用率低和高黏油启动慢的问题,以新疆红浅1井区稠油油藏为例,利用数值模拟模型对比了常规火驱和蒸汽-空气复合火驱的驱油特性和燃烧特性,通过对复合火驱各区带的温度、含油饱和度等参数进行分析,探究了蒸汽-空气复合火驱协同增效作用,并对蒸汽-空气复合火驱的注入参数进行了优化。结果表明:提产增效的主要机理是湿蒸汽吸收已燃区中滞留的热量变为过热蒸汽,并被高速流动的空气携带穿过燃烧前缘,使冷油区原油黏度大幅度降低,在提高驱油效率的同时增大了蒸汽冷凝带的宽度、燃烧波及体积和火线推进速度;注入参数的优化能提高复合火驱的开发效果,水气比越大,产能越高,而采用段塞注入会降低产能,为满足经济效益开发,最佳水气比应为3.0×10^(-3)m^(3)/m^(3)左右,最佳注汽段塞间隔应为90~120 d。该研究成果对火驱油藏提高开发效果具有借鉴意义。

稠油乳化黏度测量曲线与乳液特性的关系

稠油化学驱过程中降黏剂浓度对稠油乳化影响明显,通过测量不同浓度降黏剂的稠油乳状液黏度-时间曲线,以黏度、降黏率为指标分析了黏度曲线与乳液特性的关系。结果表明,当降黏剂的浓度远大于临界乳化浓度时,形成稳定O/W乳状液,黏度低、降黏率大于95%。当降黏剂的浓度大于临界乳化浓度时,形成O/W乳状液,而后随着表面活性剂向油相的迁移,油滴聚并、分层。当降黏剂的浓度与临界乳化浓度相当时,乳状液油O/W转化为W/O,黏度大幅度提高。当降黏剂的浓度小于临界乳化浓度时,只能形成W/O乳状液。

中深层稠油水平井前置CO_(2)蓄能压裂技术

利用准噶尔盆地西北缘乌夏地区中深层稠油油藏参数,对水平井前置CO_(2)蓄能压裂技术的开发机理、关键操作参数及开发效果进行了详细研究。研究结果表明:①伴随压裂—焖井—生产等开发阶段的延伸,前置CO_(2)蓄能压裂后的油井逐步显现出增能改造、扩散降黏、膨胀补能、释压成泡沫油流等特性,井底流压提高了2~4MPa,CO_(2)扩散至油藏的1/3,原油黏度降至500mPa·s以下,泡沫油流明显;②研究区最优压裂段间距为60m、裂缝半长为90m、裂缝导流能力为10t/m,CO_(2)最佳注入强度为1.5m3/m,注入速度为1.8m3/min,油井焖井时间为30d,油藏采收率提高了2%~3%;③通过与常规压裂生产效果进行对比,前置CO_(2)蓄能压裂技术可使产油量提高5.2t/d,预测CO_(2)换油率达2.45,开发效果显著提升。

不同储层渗透率下稠油油藏火驱开发特征

储层渗透率直接影响火驱过程中的驱替压差、油墙的形成与聚集速度,明确渗透率对稠油火驱开发的影响规律十分必要。采用自主开发的燃烧管装置和多孔介质热效应监测装置,开展了火驱实验,分析不同渗透率下辽河稠油油藏火驱特征。结果表明:储层渗透率为650×10^(-3)μm^(2)时,火驱过程中各热电偶峰值温度达到550℃,燃烧前缘推进中温度没有下降,说明该渗透率下燃烧过程放热效率高,能够解除燃烧初期的油墙封堵;热效应监测装置能够高效快速地监测由于原油氧化燃烧反应所导致的温度变化,储层渗透率为480×10^(-3)μm^(2)时庙5区稠油燃烧峰值温度比储层渗透率为300×10^(-3)μm^(2)时高107℃,说明渗透率的提高增强了燃烧初期的放热,从而缓解了油墙的封堵效应。研究结果对不同渗透率稠油油藏火驱开发具有理论指导意义。

海上稠油油田多元热流体吞吐增产机理研究与实践

多元热流体为蒸汽、氮气、二氧化碳的高温高压混合气体,具有降低稠油黏度、提高地层压力、改善油藏剖面、提高稠油油藏开发效果等作用。多元热流体吞吐技术在海上稠油高效开发中应用广泛,随吞吐轮次增加,对多元热流体吞吐机理缺乏认知,开采效果降低。为有效提升稠油油田的开采效果,采用油藏模拟分析和多元热流体吞吐及驱替室内试验方法,探究了不同多元热流体组分对增产的贡献,进一步明晰多元热流体吞吐增产机理,为多元热流体热采方案优化设计和吞吐后开发调整提供理论指导和有效措施。试验结果表明:海上油田通过多元热流体热采示范应用,油田日产油由热采前218m^(3)·d^(-1)升至最高641m^(3)·d^(-1),增幅195%,热采效果明显。

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。

低黏原油辅助气体吞吐稠油开采技术室内实验和技术界限

稠油蒸汽吞吐后期及蒸汽驱的油汽比仅为0.1~0.2,能耗大、碳排量高等问题突出,针对该问题,可利用低黏原油辅助气体吞吐的开采方法来改善开发效果。通过室内模拟实验和油藏数值模拟,开展低黏原油辅助气体吞吐开采稠油的机理及油藏适应性研究,制订低黏原油辅助气体吞吐的技术界限。研究表明:低黏原油辅助气体吞吐开采机理主要为稀释降黏、溶解增压、扩大波及范围和乳化相变等作用,带油率(采出稠油与注入低黏原油的体积比)可达到1.00~3.00以上,且能耗低、产水少;低黏原油辅助气体吞吐适合开采普通稠油油藏和特稠油油藏,尤其适合深层、薄互层和小断块稠油油藏。该研究对稠油转换低黏原油辅助气体吞吐开发油藏筛选和工程设计具有指导意义。

基于岩心分析的稠油火驱过程中组分转化路径

针对火驱现场原油组分转化不明确的问题,以新疆油田红浅1井区稠油油藏为例,运用红外光谱和GC-MS方法,结合岩心分析结果与稠油反应机理,认为稠油组分反应变化分为烃类分子氧化、稠油组分化学键断裂和芳环自由基缩合生焦变化。将研究成果应用于稠油组分转化路径的分析,结果表明:低温阶段,稠油组分反应最集中,以缩聚和热裂解反应为主;燃烧阶段,芳环自由基聚合生焦,C-H键断裂加氧形成OH、CHO、CO等官能团;高温氧化阶段,为焦炭和重质组分(胶质、沥青质)的燃烧。研究内容验证了火驱过程中焦炭燃烧使稠油升温降黏、稠油组分转化为焦炭启动燃烧的结论,加深认识火驱过程中燃料形成和转化的意义。

表面活性剂对水驱普通稠油油藏的乳化驱油机理

为了研究乳化降黏驱油剂对不同渗透率的水驱普通稠油油藏的驱油效率和孔隙尺度增效机理,选取了烷基酚聚氧乙烯醚(J1)、α-烯基磺酸盐类表面活性剂(J2)、十二烷基羟磺基甜菜碱(J3)、J3与烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐复配表面活性剂(J4)作为驱油剂,开展了4种驱油剂一维驱油和微观驱油模拟实验,明确了乳化降黏驱油剂在孔隙尺度的致效机理。结果表明,降低界面张力对提高驱油效率的作用大于提高乳化降黏率。在油藏条件下,乳化降黏驱油剂需要依靠乳化降黏和降低界面张力的协同增效作用,才能大幅提高驱油效率。乳化降黏驱油剂的乳化能力越强、油水界面张力越低,驱油效率增幅越大。当化学剂乳化降黏率达到95%时,油水界面张力从10^(-1)mN/m每降低1个数量级,化学剂在高渗透和低渗透岩心中的驱油效率依次提高约10.0%和7.8%。乳化降黏驱油剂注入初期通过降低界面张力,使得高渗透岩心和低渗透岩心中的驱替压力分别为水驱注入压力的1/2和1/3,从而提高注入能力。注入后期大块的原油被乳化形成大量不同尺寸的油滴,增强原油流动性,提高驱油效率。乳化形成的界面相对稳定的稠油油滴,能暂堵岩石的喉道和大块稠油与岩石颗粒形成的通道。油滴的暂堵叠加效应,使高渗透和低渗透岩心的驱替压差分别为水驱压差的5.2倍和32.3倍,大幅提高了注入压力,从而扩大平面波及面积。降黏驱油剂驱油实现了提高驱油效率的同时扩大波及范围。研究结果为水驱稠油开发用驱油剂的研发提供参考,为大幅提高水驱普通稠油采收率奠定基础。

压力对稠油拟组分氧化的影响

为进一步明确稠油火驱过程中的反应动力学行为和产出原油组分变化规律,通过实沸点蒸馏法将新疆红浅1井区稠油划分为不同沸程的拟组分,研究了体系压力对沸程高于350℃的稠油拟组分氧化行为的影响,并在线性升温条件下进行燃烧池实验,研究体系压力对稠油各拟组分与空气反应时的产气体积分数、温度和放热量的变化规律。结果表明:体系压力对低温氧化阶段的加氧反应和脱羧反应有显著影响,且对低沸程拟组分的影响更加明显;沸程为350~420℃的拟组分在体系压力为3.0 MPa时的CO+CO_(2)生成量是其在1.0 MPa时的10倍;高沸程拟组分虽然受体系压力影响较小,但沸程大于500℃的拟组分的放热量可高达12.26 kJ/g;稠油火驱的改质效果取决于重质组分的消耗量和裂解反应。研究结果为火驱过程中稠油组分的缺失情况和油藏温度的合理分析及预测提供了借鉴。

普通稠油降黏复合驱技术研究与矿场试验

针对普通稠油油藏水驱采收率低且热采成本高、碳排放量大的问题,基于春光油田低温高盐储层的流体性质,优选了阴离子型降黏剂和耐盐聚合物,通过室内物理模拟实验,明确了热水驱、单一降黏剂驱、复合驱的降水增油机理;建立了降黏复合驱反应动力学方程,在CMG-STARS软件中开发了降黏复合驱数值模拟方法,并优化了春2单元普通稠油降黏复合驱井网、井距及注采方案。研究结果表明:降黏复合驱可以充分发挥驱替相增黏、被驱替相降黏的加和效应,具有体系用量少、碳排放低、提高采收率幅度大等优势;降黏复合驱适合五点法井网,注采井距应小于200 m,在增稠剂质量分数为0.25%、降黏剂质量分数为0.20%的条件下,最佳注入段塞量为0.5倍孔隙体积,注采比为1.05。矿场实践表明,特高含水后期(含水率96.0%)的油井实施降黏复合驱,含水率降幅达30%以上,日增油5 t/d。研究证实了该项技术矿场应用的可行性,可为改善普通稠油开发效果、实现工业减排提供借鉴。

超稠油油藏热化学驱油水渗流特征

针对超稠油油藏热化学驱开发过程中不同温度区域内的油水渗流特征不明的问题,利用微观可视化实验和一维物理模拟实验,定量研究了不同温度下热水和驱油剂对驱油效率的影响及相对渗透率的变化规律,分析了热水和驱油剂驱油的致效机理和交互作用。实验结果表明:温度为70℃时,高温驱油剂驱的油相相对渗透率增大,水相相对渗透率变化较小;温度为150℃时,热水和驱油剂的协同增效作用更显著,热水驱转高温驱油剂驱和直接高温驱油剂驱的油相、水相相对渗透率均明显增大;温度超过200℃后,驱油剂在高温限制下驱油作用减弱,热水对驱油效率的提升大幅增加。研究表明:不同温度下,热水驱和高温驱油剂驱均可提高驱油效率;随着温度升高,热水对提高驱油效率的作用不断增大,驱油剂对驱油效率的贡献先增大后减小;热化学驱通过热水、驱油剂在不同温度区域的接替驱油和协同作用,能够实现超稠油油藏效益开发。该研究可为热化学驱提高超稠油油藏采收率提供参考。

稠油油藏体相流体非线性渗流理论模型

根据稠油油藏体相流体渗流特点,建立基于稠油吸附边界层和屈服特性影响下的稠油体相流体非线性渗流理论模型及启动压力梯度理论公式,并利用岩心渗流与启动压力梯度试验结果对理论模型计算结果进行验证。结果表明:理论计算结果与试验结果拟合较好,启动压力梯度理论公式计算结果平均偏差为7.77%,稠油油藏体相流体非线性渗流理论模型计算结果平均偏差为7.50%,均在可接受偏差范围内,并且该模型针对不同流变类型的流体渗流都具有较好的普适性。

稠油自乳化水驱开发规律

受原油性质的影响,稠油自乳化水驱开发与常规水驱开发不同,传统的稀油水驱理论不适用于稠油水驱开发。以中国某稠油自乳化水驱油藏流体参数为基础,通过室内实验和数值模拟,研究自乳化水驱开发规律,揭示自乳化水驱机理和主要影响因素。采用新的数值模拟方法揭示自乳化水驱的稳定驱替阶段为类“活塞式”驱油模式,开发全过程可分为4个阶段,即纯油阶段、过渡阶段、平台阶段和水油比快速上升阶段。渗透率级差和原油黏度是影响自乳化水驱含水率的主要因素,其次是渗透率和注水速度。

稠油热采无机硅酸凝胶封窜剂的研究与应用

在稠油油藏热采过程中容易发生蒸汽地下窜流和地表汽窜,严重影响矿区产能,同时造成地面污染。以水玻璃与尿素为交联剂主体,通过与表面活性剂甘油三乙酸酯进行复配,研制了一种新型耐高温封窜剂。通过正交试验确定了最优封窜剂配方:60%水玻璃+4%尿素+0.2%甘油三乙酸酯+水;红外光谱(FTIR)及扫描电镜(SEM)分析发现,该体系中水玻璃通过一段时间的交联,形成单硅酸,后缩聚形成线性多聚硅酸,硅酸分子间相互作用发生缠结,形成的网状结构使得其稳定性较高,结构更稳定,有更好的耐温能力;实验室内填砂管性能评价结果表明,封窜剂段塞注入量为0.2 PV及候凝时间为5 d时,封堵率98.8%、突破压力梯度1.4 MPa/m、残余阻力系数83.32,经过21 PV 260℃的高温蒸汽冲刷后封堵率稳定在94%以上;现场试验结果表明,井F-109日产油从0.9 t增至5.5 t,含水率由89%降至50%,施工244 d,累计增油1122.4 t,F井区地面不再发生蒸汽窜漏,受地面窜漏影响的14口井恢复了正常注汽吞吐生产,累计增油15713.6 t,平均单井日注汽量100 m 3,注汽压力5.5 MPa。综合表明,该封窜剂体系具有良好的高温选择封堵性,对稠油热采高温蒸汽窜流的有效治理提供了理论指导和技术支撑。