CO_(2)对稠油油藏的物性调控及辅助蒸汽驱提高采收率

为提高稠油油藏蒸汽驱后期开发效率,聚焦“双碳”背景下CCUS-EOR(碳捕集利用和封存体系提高采收率)技术的应用,以克拉玛依油田J6区为研究对象,通过对CO_(2)作用前后的稠油四组分分析,测试饱和压力、膨胀系数、黏度和密度变化情况,探究CO_(2)对稠油物性的调控效果;通过并联岩心物理模拟实验研究CO_(2)辅助蒸汽驱提高采收率效果。研究结果表明:稠油黏度主要受胶质和沥青质含量影响,稠油随着CO_(2)溶解气量的增加,饱和压力由2.08 MPa上升至11.11 MPa,膨胀系数总体呈上升趋势,上升7.6%;同时,黏度降低30.5%,密度减小3.5%。表明CO_(2)在提高饱和压力的同时,通过优化膨胀系数、黏度和密度,有效改善了稠油物性。此外,采用CO_(2)辅助蒸汽驱后,在CO_(2)溶解降黏、破乳的作用下,稠油采收率从38.55%提高至46.46%,相比纯蒸汽驱提高了7.91%。为CO_(2)辅助蒸汽驱提高稠油采收率的应用提供了理论和实验基础,可为同类型稠油油藏提高采收率提供借鉴。

海上过热蒸汽驱受效井耐高温生产管柱工艺研究及应用

渤海A油田多轮次吞吐后转为蒸汽驱开发,开发过程中受效井井底温度高,产液温度高,对井筒完整性、防砂提出了更加严格的要求。为满足海上长期生产需求,如何提高生产管柱整体耐高温性能、降低油套环空温度、降低地面产出液温度是海上过热蒸汽驱受效井工艺研究的关键点。为此,以渤海A油田受效井B1井为例,结合海上油田生产管柱实践经验及工具试验进展,提出了“隔热管柱+环空补液”的工艺思路,进行生产管柱方案优化设计;利用专业软件计算了采用该管柱工艺情况下的井筒沿程温度,相比常规管柱工艺,该管柱工艺提升了整体耐温性能,降低了油套环空温度,保障了井筒安全,为保障海上蒸汽驱受效井安全生产运行奠定坚实基础。

浅薄层特稠油油藏大井距蒸汽吞吐转蒸汽驱先导试验

针对春风油田浅薄层特稠油油藏高轮次吞吐阶段后单井产能低,产量递减大,油汽比低,动用不均衡等问题,对排612块试验区开展蒸汽驱先导试验,运用数值模拟和油藏工程方法,对蒸汽吞吐后转蒸汽驱合理井网井距、转驱时机及注采参数等指标进行优化。研究结果表明,浅薄层特稠油油藏大井距蒸汽吞吐转蒸汽驱是可行性的,开展蒸汽驱8个月,阶段产油0.68×10^(4)t,油气比0.07,试验取得一定的效果,为同类型油藏开展蒸汽驱提供一定的借鉴意义。

普通稠油蒸汽吞吐转蒸汽驱技术优化研究

单83井区稠油于2001年开始试采开发,目前处于多轮次吞吐后期阶段,区块采出程度较高,地层压力较低,产量递减幅度加大,蒸汽吞吐采收率偏低。应用数值模拟软件和结合室内试验结果,对井区的合理注采井网、转蒸汽驱时机、合理注采参数等进行优化研究,为区块吞吐后期确定接替开发方式提供了有利的理论指导和技术支持,同时也为类似稠油油藏提供了可借鉴的经验。

稠油蒸汽驱强化泡沫调驱技术初步见效

近日,河南油田工程院油田化学研究所稠油热采封窜技术人员,利用稠油蒸汽驱强化泡沫调驱技术,在楼3911井完成调驱第一段塞注入施工。该井首次采用新技术的首口试验井,目前已累计施工13天,完成总段塞注入量的62%,井组内一口采油井初步见效。楼3911井是井楼先导蒸汽驱区块的一口蒸汽注入井,为了促使蒸汽在地层中均衡驱替,扩大蒸汽驱波及体积,提高增产效果,工程技术人员实施了“三相泡沫+氮气泡沫+降黏剂”组合调驱措施。

浅薄层稠油蒸汽驱中后期过渡注汽方式优化——以春风油田排612区块为例

为解决稠油油藏开发过程中,连续汽驱转间歇汽驱过渡期出现的热利用率不高、蒸汽带不饱满等问题,基于油藏工程理论,采用数值模拟的方法对蒸汽驱中后期的过渡注汽方式进行对比计算。结果表明,脉冲注汽和变速注汽相较于连续注汽的热利用率更高,可有效驱替残余油。根据新疆春风油田排612区块实际地质情况,建立数值模型,对蒸汽驱生产前期的部分高汽窜井进行控关调控,研究中后期2种过渡注汽方式的最佳注汽参数,得到脉冲注汽的周期为注汽5 d停注1 d、注汽速度100 m^(3)/d时开发效果最好,变速注汽的变速时间50 d、每个变速周期的注汽速度分别为50、80、110 m^(3)/d时区块开发效果最佳,对比后得出变速注汽为目标区块过渡注汽方式的最优选择。该方式不仅可有效改善储层动用程度,同时能有效恢复底层压力,为后续间歇注汽提供能量,从而进一步提高目标区块采出程度。

海上油田水平井蒸汽驱工艺研究与先导试验

为探索海上非常规稠油多轮次热采吞吐后有效接替开发方式,以渤海A油田Bm井组为例首次开展了海上油田水平井蒸汽驱先导试验。针对蒸汽驱开发面临井筒安全控制要求高、汽窜防治难度大、设备吊装摆放困难等问题,开展了水平井蒸汽驱关键工艺研究,包括水平井蒸汽驱注热安全控制工艺、高温堵调工艺等,并试制了一套适用于海上的小型化/分段卧式过热蒸汽锅炉及配套水处理设备。水平井蒸汽驱先导试验项目于2020年6月进行现场实施,过热锅炉及配套水处理设备运行平稳,水平井蒸汽驱井口、井下管柱工具性能稳定,现场通过注入泡沫段塞实现了液流调控和化学堵调增效的目的。截至2022年12月底,先导试验累产油20.70×10^(4)m^(3)、累增油5.97×10^(4)m^(3),取得了良好的增油效果,为后续渤海油田蒸汽驱扩大应用奠定了基础,可为海上稠油热采高效开发提供借鉴。

基于CT扫描的蒸汽驱岩心孔隙结构特征及相渗分析

为明确蒸汽驱对疏松砂岩稠油油藏孔隙结构特征的影响,以LDB油田为例,应用CT技术扫描不同蒸汽驱阶段岩心,构建三维数字岩心模型,提取孔隙网络模型,获取不同蒸汽驱阶段的岩心孔隙度、绝对渗透率及孔隙结构相关特征等参数,并通过流动模拟得到相对渗透率曲线,开展定量统计及分析。结果表明:随着蒸汽驱的进行,岩心孔隙空间变大,平均孔隙半径、平均喉道半径、孔隙度及渗透率均增大,渗流能力变强,孔隙结构得到改善。研究成果可为稠油油藏蒸汽驱开发设计提供技术支持。

稠油油藏CO_(2)与化学剂协同强化蒸汽驱机制

为解决单一注蒸汽开发技术难以突破在稠油深部的携热运移问题,提出加入CO_(2)与化学剂协同辅助注蒸汽开发技术。该技术不仅可降低蒸汽无效散热,还能扩大蒸汽携热运移距离。同时,以CO_(2)辅助蒸汽热采并用于稠油开发的方式可有效捕获和封存CO_(2),有助于控制温室气体排放。结果表明:CO_(2)与化学剂注入后能够吸附在蒸汽冷凝介质表面形成隔热膜,阻碍蒸汽与传热介质间的热交换,“缓释”蒸汽热量,增加蒸汽携热运移距离,从而起到动用深部地层原油的目的;CO_(2)与化学剂协同作用下,蒸汽热损降低了5.48%,采收率提高了14.5%;研究结果可为气体与化学剂辅助蒸汽驱开发方式的优化提供理论指导。

稠油油藏多相协同蒸汽驱物理模拟实验

针对稠油油藏蒸汽驱后期纵向矛盾突出、高渗层汽窜严重等问题,以新疆油田九6区稠油油藏为例,开展多介质辅助蒸汽驱物理模拟实验研究,首先评价凝胶的成胶性能和降黏剂的降黏效果,然后使用全直径岩心对多相协同蒸汽驱的组合方式进行优化。结果表明:凝胶成胶封堵高渗层后,后续注入的多相介质可有效进入低渗层,驱动低渗油藏剩余油;注入降黏剂后,再注入N_(2)可有效增强原油的弹性能量和流动性,有助于扩大蒸汽波及体积;调堵—降黏—增压的多相协同蒸汽驱开发模式是最佳的组合方式,可提高采收率23.65个百分点。研究成果可为改善稠油油藏蒸汽驱后期开发效果提供技术借鉴。

重力泄水辅助蒸汽驱开采机理及油藏工程设计

针对辽河油田稠油区块蒸汽吞吐后期产量低、转换开发方式难度大的问题,按照“垂向泄水提高热效率、直平采液提高采注比、水平井注汽提干度、注采泄稳定控制扩波及”的技术思路,开展重力泄水辅助蒸汽驱油藏工程研究,进一步明确开采机理并明确了各阶段开发特征,并对油藏工程关键参数进行优化设计。研究表明:采用上下叠置水平井与直井组合的立体井网,实现了平面蒸汽驱替、垂向重力泄水的渗流模式;重力泄水辅助蒸汽驱立体井网可为蒸汽腔的形成创造良好的条件,有效缓解了深层、特-超稠油埋藏深、沿程热损失大造成的井底蒸汽干度低、注采不同平衡等系列矛盾;重力泄水辅助蒸汽驱可划分为直井、水平井井间热连通,重力泄水辅助蒸汽驱驱替阶段和蒸汽驱调整3个阶段;重力泄水辅助蒸汽驱现场试验取得较好的开发效果,预计汽驱结束采收率可达到58.6%,为深层-特深层稠油开发方式转换提供了新途径。研究成果为同类油藏进一步提高采收率提供了借鉴。

海上蒸汽驱安全长效注汽工艺研究及应用

对于海上蒸汽驱先导试验而言,长期高温高压工况下如何保障套管和水泥环的安全、井筒完整性及注汽效果,是蒸汽驱长期稳定运行的关键一环。为此,开展了耐高温密封胶筒与金属密封结构及室内试验研究,攻克了适用海上热采井高低温交变工况的长效密封技术难题,研制了高温井下安全阀、高温封隔器、温敏封隔器及井下光缆穿越转换器等关键核心工具,形成了集“井筒高效隔热+安全控制+光纤监测+水平段均匀注汽”多功能于一体的海上蒸汽驱安全长效注汽工艺。现场试验结果表明,形成的安全长效注汽管柱及配套工具在井下经受长达630 d的高温高压及冷热交变考验后,其远程安全控制、高效隔热以及光纤监测功能依然稳定、有效。截至2022年12月,试验井组累计产油超20万m^(3)、累计增油近6万m^(3),取得了良好的增油效果。研究结果可为首次海上蒸汽驱先导试验安全、平稳运行提供有力支持与保障,具有较好的应用前景和潜力。

海上深薄层稠油油藏转蒸汽驱提高采收率研究

针对渤海湾地区海上M油田井深、井斜大、油层分散及井网不规则,在常规生产和蒸汽吞吐开发方式下采收率受限等问题,通过建立非均质三维地质模型、三相(水、油、气三相)四组分(水、油、氮气、二氧化碳)非均质热采模型开展数值模拟研究,采用室内实验与油藏类比等方法相结合,确定蒸汽驱为最优开发方式,利用一套层系、大井距不规则井网、定向井注汽定向井采油的组合形式,优化单位体积注汽速率在1.8~2.0 t/(d·hm^(2)·m),井底干度达到40%以上,采注比0.8~1.2,继续吞吐2~3轮后转蒸汽驱,预计实验井组采收率可达43.5%,较蒸汽吞吐方式可提高14.2%,实现该油田经济有效开发,也为同类油藏提高采收率提供借鉴。

海上水平井蒸汽驱长效光纤监测技术研究与应用

海上稠油热采工艺已逐渐由单一的吞吐热采向注采一体化、蒸汽驱工艺发展,通过有效的监测手段获取井筒沿程及水平段的温度数据,对于海上蒸汽驱注汽井尤为重要。分布式光纤监测技术是近几年来发展起来的一项井下测试新技术,与传统测试技术相比,具有实时、稳定、长效等特点,具有无可比拟的技术优势。但海上热采井多为水平井且工艺管柱复杂,应用工况恶劣,安全要求高,监测难度大。结合海上热采井特点和蒸汽驱监测工艺,开展了水平井蒸汽驱光纤监测技术研究,并研制了关键配套工具,形成了一套水平井管内外穿越转换光纤监测工艺。该项测监工艺不仅能监测油管环空温度,了解注汽管柱隔热效果,而且能监测水平段的温度,了解水平段吸汽情况。现场应用结果表明,该监测技术具有耐高温、耐高压、实时、长效的特点,能为海上稠油蒸汽驱以及规模化热采开发提供科学依据,具有较好的应用前景。

碱复合蒸汽驱提高高酸值稠油采收率机理研究

针对新疆油田J油藏稠油酸值高的特点,基于酸碱反应原位生成表面活性剂的机理,提出碱复合蒸汽驱提高采收率的方法,通过实验探究强碱和弱碱与高酸值原油反应对界面张力、润湿性及乳化性能的影响,进一步明确了碱与高酸值原油反应的机理和效果及碱蒸汽在多孔介质中的驱油效率。结果表明:质量分数0.1%的NaOH溶液与原油具有最小界面张力;同时质量分数0.1%的NaOH溶液改善润湿性效果较好,这是因为碱与原油中的酸反应生成表面活性剂,将岩石由油湿转化为水湿;乳液油水比为3∶7时,NaOH溶液具有最佳的乳化降黏效果。在蒸汽驱过程中,由于原油和蒸汽密度的差异,累积驱油效率仅为38.94%。在碱蒸汽复合驱过程中,注入碱溶液后,乳化降黏效果明显,稠油的流动能力增强,驱油效率提高,含水率降低。达到经济极限时,累积驱油效率达到54.02%,累积驱油效率提高了15.08%,具有更好的驱油效果。

水平井蒸汽驱相带发育特征及影响因素

与陆上稠油油田蒸汽驱开发实践相比,海上首个蒸汽驱先导试验具有薄储层、水平井开发、大井距的特点,造成了相带发育特征认识不清,难以指导试验区高效开发的难题。基于直井蒸汽驱的“三相带两前缘”分布,应用理论分析、数值模拟及数学回归方法,开展薄层水平井大井距蒸汽驱相带发育规律研究,并确立主控因素。结果表明:水平井特有的垂直径向流渗流特征、储层薄造成的热损失、井距大导致的驱替压力梯度小综合加剧了蒸汽冷凝。冷凝水容易积蓄至储层底部形成新的热水带,呈现出“四相带三前缘”的分布特征。这种分布在不同蒸汽干度、储层厚度、注采井距下均有一定程度变化。通过评价超覆凝析因子M,确定影响相带分布的主控因素为转驱前地层压力和蒸汽干度。研究成果为试验区后续流场调控及海上其他稠油油田蒸汽驱开发优化设计提供了理论依据。

基于优化迭代的浅薄稠油油藏蒸汽驱优势通道预测方法——以春风油田排612区块N_(1)s_(1)^(2)小层为例

针对已有的汽驱优势通道识别方法存在利用地质信息量少、定性解释主观因素重导致预测效果差的问题,提出一种基于优化迭代的浅薄稠油油藏蒸汽驱优势通道预测方法。该方法通过厘定蒸汽驱优势通道发育关键地质控制因素,采集各生产井静态地质特征参数,建立带有约束的优化方程,基于拉格朗日乘数法理论,求解分类中心及评估矩阵表达式;采用优化迭代思想,不断更新分类中心及评估矩阵,使目标函数达到最小、分类中心及评估矩阵达到最佳,并根据评估矩阵系数最大值确定各生产井汽驱优势通道的分类类别。该方法可对浅薄稠油油藏蒸汽驱优势通道给出有效预测及客观评价,提高汽驱开发效率、防止蒸汽过早发生汽窜,为制定合理的蒸汽驱开发方案提供重要理论依据。

海上油田注热蒸汽驱稠油热采安全风险评估

分析了海上稠油热采作业过程中的安全风险,对海上平台注热蒸汽驱热采生产过程中可能存在的安全风险因素进行分类总结,结合预先危险性分析和风险矩阵方法对风险因素可能导致的后果进行评估分级。该评估工作有助于推进热采作业风险辨识与隐患排查治理,该研究成果对构建海上稠油田热采作业双重预防机制具有重要指导意义。

世界首套1兆瓦井下大功率电加热蒸汽提干装置投运稠油绿色开采技术获重大突破

截至2024年3月26日,在超稠油蒸汽驱杜84-33-69井现场,辽河油田井下大功率电加热蒸汽提干装置已连续平稳运行76天,加热功率达1兆瓦,井底蒸汽干度提高36%。该技术还将在曙一区深层SAGD区块试验2口井,预计试验周期内可节约天然气36.75万立方米,累计增油1.2万吨,整体技术水平达到国际领先。据辽河油田采油工艺研究院院长刘明涛介绍,这项技术推动了蒸汽生产以电代气的革命性突破.