杜84块超稠油油藏蒸汽+CO_2+助剂吞吐物理模拟实验研究

在模拟辽河油田杜84块超稠油油藏蒸汽吞吐条件下（原始地温38℃，原始地层压力7．35MPa．注汽压力18MPa。注汽温度260℃．蒸汽干度75％），以孔隙度27．6％～29．1％、渗透率1．3μm^2、φ5×100（cm）的油层砂填充管为物理模型．实验考察了九个周期的蒸汽吞吐、蒸汽＋CO2吞吐、蒸汽＋CO2＋助剂吞吐的驱油效果。后两种吞吐方式的第一周期为蒸汽吞吐，从第二周期开始先注入CO2气或0．0035 PV 0.3％助剂溶液＋CO2气再注蒸汽．CO2注入量为前一周期蒸汽注入量的1／5．所用助剂为高温泡沫驱油助排剂WZ-AS＋磺酸盐助排荆EOR-CL／LH-Ⅻ（1：1）。列表给出了各周期注汽量、采油量、采出程度、回采水率、采注比厦油气比数据。三种吞吐方式的生产规律相同，增注CO2和CO2＋助剩使周期注汽量、采出程度、回采水率增加．在蒸汽吞吐、蒸汽＋CO2吞吐、蒸汽＋CO2＋助剂吞吐中．累积采出程度分别为30．23％、35．90％、38．69％．周期平均回采水率分别为63．80％、71．62％、82．07％。简介了杜84块油藏特征。图3表4参4。

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。

CO_2助剂结合蒸汽吞吐开采稠油工艺技术

利用CO2气体提高原油采收率的工艺技术,是将二氧化碳气体和水蒸气结合起来,不仅拓展了CO2气体采油的应用领域,而且丰富了以蒸汽吞吐为主的热力采油的内容。现场实施简单、方便,对特稠油的降粘、增产效果明显,具有很高的推广价值。

海上油田蒸汽吞吐化学增效技术研究

在海上油田蒸汽吞吐技术的探索与实践过程中,由于部分稠油油田的地质油藏特性、钻完井方式、平台空间及操作成本等因素的制约,导致海上油田蒸汽吞吐的应用难度高于陆上油田。蒸汽吞吐化学增效技术通过在传统蒸汽吞吐注入流体的基础上添加化学增效复合药剂的方式,能够在热采效果的基础上,扩大波及体积、提高热采洗油效率以及降低原油黏度,从而改善稠油油田的蒸汽吞吐开发效果。从化学增效机理、室内物理模拟以及渤海某油田数值模拟实例的角度,探讨并评价了该技术的提高采收率效果和经济性。基于渤海油田某区块矿场试验方案数值模拟计算结果显示,经过7个周期热采化学增效剂吞吐,在常规热采基础上增油幅度达16%,投入产出比达1∶6.3(油价按40美元/桶计)。该技术成果为深入开展海上油田热采技术开发奠定了基础,并为海上稠油高效开发提供了新的思路和方法。

海上稠油油藏蒸汽吞吐中后期增效技术

海上稠油储量丰富,热采是开发稠油的主要技术,但海上受限于应用条件和经济性,亟需攻关海上稠油热采复合提效技术,推进海上稠油高效开发。D2油田A3H井为海上稠油蒸汽吞吐试验井,多轮次蒸汽吞吐后开发效果变差。针对A3H井蒸汽吞吐中后期面临的问题,提出近井有机解堵和“热+气体+化学增效体系”的多介质协同增效技术方案,最终建立以解堵分散体系CYJ-1、氮气、起泡剂、降黏驱油剂、蒸汽多介质协同提效工艺方案,提高采收率达20.1%,改善吞吐井中后期开发效果,延长热采周期。

用于蒸汽驱油藏的高温产CO_2气复合驱油剂

通过测定可产气物水溶液150℃时在高压釜中产生的压力,估计CO2生成量,筛选出在高温下可分解为CO2气和NH3气的尿素为CO2生成剂、硝石为催化剂;通过测定5种表面活性剂150℃热处理8 h后界面活性、发泡量、对原油乳化降黏率的变化,筛选出AEO+AOS为表面活性剂组分。由以上3种组分及一种聚合物组成了可在高温下产生CO2气的复合驱油剂。在人造刚玉和压裂石英砂填充的人造岩心上,200℃蒸汽驱油至含水98%以后,注入不同配方该驱油剂溶液0.3 PV,测定蒸汽驱油率提高值,据此确定了该驱油剂的配方:50%(尿素+硝石+聚合物)+4%(AEO+AOS)。讨论了该驱油剂在蒸汽驱替油藏的驱油机理,包括CO2泡沫驱,CO2混相、非混相驱及CO2、NH3、表面活性剂低界面张力体系驱。简介了该驱油剂在辽河油田蒸汽吞吐井的应用。该剂也可用于蒸汽驱井。

辽河油田杜84块H_2S成因探讨

辽河油田杜84块超稠油由蒸汽吞吐转为蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发后,产生了较高浓度的H_2S,导致脱硫设施投入和油气处理成本增加。通过原油、伴生气、地层水和储层矿物地球化学测试分析,H_2S产量与原油含硫量、地层水SO_4^(2-)浓度无明显相关性,而与储层中黄铁矿含量一致性强,黄铁矿中的硫属于生物来源,同位素范围与原油基本一致,起源于原油稠化阶段,大量形成于稠油热采阶段。高温高压热模拟实验表明,注蒸汽热力采油过程中,除含硫有机质热裂解(TDS)和硫酸盐热化学还原反应(TSR)外,黄铁矿氧化分解也是H_2S形成途径之一,当注入低矿化度蒸汽对地层水稀释后,SO_4^(2-)浓度下降,黄铁矿分解是H_2S的主要生成途径,H_2S的生成和分布受控于油藏地质条件、开发方式、开发时间和受热温度。