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。

准噶尔盆地东部北10井区中深层稠油CO_(2)非混相驱油技术

准噶尔盆地东部北10井区头屯河组油藏具有埋藏深、原油黏度大、储层强水敏的特点,自探明以来一直未获得有效动用。为了解决油藏难动用的难题进行了CO_(2)-稠油实验,在实验结果的基础上,根据试验区生产现状提出“非混相驱+吞吐”措施,利用数值模拟手段优化生产参数得到最优方案并预测出生产指标。结果表明:地层稠油注入CO_(2)后原油体积膨胀和黏度降低的能力大幅增强,是提高采收率的主要机理;井区稠油CO_(2)驱替方式为非混相驱,驱替过程中CO_(2)先以溶解和扩散作用为主,待建立驱替通道后才开始产出原油,采收率为29.60%;试验区非混相驱初期见效慢,为加快受效提出“油井吞吐”措施,数值模拟预测非混相驱配合3轮油井吞吐生产,最终采收率可达21.0%,解决了研究区油藏难动用的难题。研究成果对中深层强水敏稠油油藏的动用具有一定的借鉴意义。

深层稠油油藏降黏泡沫驱驱油特征及机理研究

降黏泡沫驱结合了降黏剂乳化降黏和泡沫选择性封堵的优势,可进一步提高开发后期深层稠油油藏的采收率。通过室内实验,根据降黏泡沫剂的降黏效果、起泡性能、泡沫稳定性,优选出合适的降黏泡沫剂浓度;通过单岩心驱替实验对比不同驱替方式下降黏泡沫驱驱油特征以及开采效果,通过并联岩心实验研究不同渗透率级差下降黏泡沫的分流能力,明确降黏泡沫驱提高采收率机理。结果表明:降黏泡沫驱过程中,降黏剂可以促进稠油乳化降黏,泡沫可以有效封堵大孔喉,同时抑制氮气窜流。二者结合有效提高波及系数和洗油效率,提高驱替压差,降低含水率。降黏泡沫驱可以在降黏泡沫剂驱的基础上进一步提高13%的采收率。非均质条件下,降黏泡沫驱可以有效降低高渗透岩心窜流,迫使流体转向进入低渗透岩心发挥乳化降黏作用,扩大波及范围的同时提高了洗油效率。降黏泡沫驱技术能显著提高深层低渗透稠油油藏的采收率,其优化了油流分布,增强乳化与减少稠油黏度,为深层稠油高效开发提供了有效策略。

英雄滩油田深层稠油油藏降粘剂驱探索与研究

针对英雄滩油田大35-斜20块地层能量弱、油稠、低渗、敏感等因素影响,常规注水开发效果不佳;表现为注水压力高、储量动用不均衡,水驱效率低,油井易敏感高含水等问题,LPA降粘剂比实验室筛选的降粘剂A6B3具有一定的水相增粘与降低流度比的功能,进行构建LPA降粘剂体系,评价了降粘剂性能,通过并联填砂管岩心驱替实验与微观可视化驱油实验,研究了LPA降粘剂驱与普通降粘剂提高采收率的能力。实验结果表示:在实验温度70℃条件下,油水比为3∶7,LPA体系与大35-斜20块原油形成了较为稳定的乳状液,且降粘率最高达到98.2%。LPA降粘剂的采收率增值为6.67%,高于普通降粘剂的2.18%。在现场试验中,试验井组累油600余吨,投入产出比为1∶1.52,为该区块的稠油油藏降粘驱提供较好的经验。

复合酸化稠油解堵技术研究与应用

针对曙光油田稠油区块储层伤害问题,结合目前解堵技术现状,研究出新型复合酸解堵技术。该技术有效地控制了酸岩反应速度,药剂配方是非氧化组分和氧化组分的复合体,配伍性好,可解除有机、无机物双重堵塞,以达到深部解堵的目的。分析了新型化学复合解堵技术的作用机理,在对体系性能进行室内实验评价的同时,开展了现场试验。结果表明:复合有机酸化液体系对现场无机垢的溶解率可达85%以上,该酸化液体系对现场有机垢的溶解率达到常规土酸的1.5倍以上;新型解堵剂体系的泥浆溶蚀率可达80%以上,是常规土酸的2倍以上,稠油复合酸化解堵技术具有更强的针对性,现场应用效果显著。

超稠油水平井CO_2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术

为了改善超稠油油藏蒸汽吞吐开采效果,通过室内驱油实验研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率,利用数值模拟方法研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐的降黏机理。研究证实:CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率(80.8%)明显高于常规蒸汽驱驱油效率(65.4%);水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术实现了降黏剂、CO2与蒸汽协同降黏作用的滚动接替,从而有效降低了注汽压力,扩大了蒸汽波及范围即扩大了降黏区域,提高了产油速度。根据温度分布和降黏机理的不同可将降黏区分成4个复合降黏区,即蒸汽复合降黏区、热水复合降黏区、低温水复合降黏区和CO2-降黏剂复合降黏区。矿场应用表明,水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术在深部薄层超稠油油藏、深部厚层超稠油油藏和浅部薄层超稠油油藏开发过程中取得了显著的降黏增油效果。

曙一区兴隆台油层超稠油油藏地质特征及成藏条件分析

方法 综合应用钻井、录井、地球物理测井、地球物理勘探、试油、采油等资料及实验研究技术和方法 ,对曙一区兴隆台油层超稠油油藏地质特征进行了研究。目的 为超稠油的开发提供有力的地质依据。结果 该油层单层厚度大 ,油源丰富 ,后期的构造运动使原油发生稠变 ,形成了超稠油油藏。结论 该油层为一个 SE向倾斜的单斜构造 ,油层发育 ;储层具高孔、高渗、非均质性强的特点 ,原油密度大、粘度高 ,属超稠油油藏。开采该油藏需通过升温、降粘来实现。

氮气辅助SAGD开采技术优化研究

利用物理模拟及数值模拟方法,研究了在蒸汽辅助重力泄油（SAGD）过程中添加氮气提高顶水超稠油油藏开发效果的生产机理,主要包括：形成隔热层,降低热损失,提高热效率;维持系统压力,改善流度比;降低原油黏度,提高流动能力。优选出了氮气注入方式、氮气与蒸汽比和氮气总注入量。研究结果表明,氮气辅助SAGD开采技术在杜84块馆陶油层开采中是可行的,有利于蒸汽腔的侧向扩展,增加蒸汽的横向波及体积;在SAGD过程中添加氮气能够有效控制顶水下泄,延长SAGD生产时间3~4年,提高了油藏采收率和油汽比。

特稠油油藏注氮气可行性分析

蒸汽吞吐是特稠油油藏开采的主要方法,但随着吞吐轮次增加,地层能量下降,周期产油减少,开采效果变差。结合新疆九7+8区地质特征,建立理论模型,通过数值模拟对蒸汽吞吐后期采取注氮气改善吞吐效果进行可行性分析,对混氮比、注入时机、注入方式、注入速度等注氮参数进行优选。模拟结果表明,注氮气后单井周期产油量平均提高6146.9t,含水率平均降低15%。注汽过程中注氮气的方法可在很大程度上改善超稠油的开发效果,为有效开发此类难动用储量提供借鉴。

轮古深层稠油乳化降黏实验研究

针对轮古深层稠油井含水率不断上升,采用掺稀降黏时掺稀比和稀油用量不断攀升的具体情况,考察了乳化降黏技术对轮古深层稠油的适应性,以期寻找到高效的乳化降黏剂,通过乳化降黏技术来协助或替代当前的掺稀降黏技术,从而节约稀油资源。室内实验对现有的及新研制的20余种乳化剂进行了筛选,并对筛选出的可用于轮古深层稠油井的抗盐耐温型乳化剂进行了降黏实验。实验结果表明:NPS、KS-1、DS三种乳化剂对轮古稠油的降黏效果欠佳,新研制的双子表面活性剂DC848在高矿化度的轮古地层水中,对轮古稠油具有较好的乳化降黏效果,建议进行现场实验。

超稠油油藏注氮气辅助蒸汽吞吐数模研究

超稠油油藏蒸汽吞吐后期,油汽比低,周期含水量高,开采效果差,注氮气辅助蒸汽吞吐已经成为1种提高超稠油开采效果的有效手段。与常规稠油油藏不同,超稠油对于注氮参数以及筛选条件有更严格的限制。模拟研究得知,超稠油油藏蒸汽吞吐不同时期宜采用不同的注氮模式。因该类型油藏对原油黏度、油层厚度、采出程度敏感性较强,从而确定超稠油油藏选井标准。该研究对同类油藏注氮辅助蒸汽吞吐开采具有指导意义。

中深层特超稠油HDCS强化采油技术研究

中深层特超稠油油藏埋藏深、原油黏度高,常规热采无法有效动用。在开展水平井、SLKF高效油溶性复合降黏剂、CO2和蒸汽的协同作用机理研究基础上,创建了超稠油HDCS协同降黏、混合传质、增能助排的新型开发模式。该技术实现了黏度高于30×104mPa·s(50℃)以上、埋深大于1 300 m的特超稠油油藏的有效开发,填补了国内外在中深层特超稠油开采领域的空白。经过4 a多的反复实践与探索,攻关创新并成功进行了工业化推广,目前已在胜利油田7个长期不能动用的中深层特超稠油油藏得到推广应用,并取得良好的经济效益。

超稠油油藏转小井距蒸汽驱条件及时机

蒸汽驱是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采后进一步提高原油采收率的主要热采阶段。但不是说任何时候转驱都可取得较好的效果。笔者系统研究了影响蒸汽驱开采效果的因素:原油粘度、油层有效厚度、纯总厚度比、起始含油饱和度和油层非均质性等,确定出适宜蒸汽驱开采的油藏条件。在分析稠油油藏加密吞吐后油藏条件变化的基础上,利用油藏工程数值模拟技术研究确定出超稠油油藏转小井距蒸汽驱的合理时机。

超稠油油藏中直井与水平井组合SAGD技术优化地质设计

为提高D84块XLT超稠油油藏剩余油动用程度,以油藏特点和开发现状为基础,应用STARTS数值模拟软件,采用变深度、不均匀网格进行油藏数值模拟.提出了直井与水平井组合的SAGD(Steam-AssistedGravityDrain-age)技术,并对布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化设计.实施效果表明,各项参数的设计科学合理;采用直井与水平井组合SAGD技术,提高超稠油原油采收率是经济可行的.

CO2辅助直井与水平井组合蒸汽驱技术研究

利用物理模拟及数值模拟方法，研究了在蒸汽中添加CO2改善直井与水平井组合蒸汽驱开发效果的生产机理，主要包括降低原油黏度、使原油体积膨胀、降低油水界面张力等。优选出了CO2与蒸汽的合理注入方式、注入比例和注入量。模拟结果表明：CO2辅助直井与水平井组合蒸汽驱是深层稠油油藏高轮次吞吐后进一步提高采收率的有效技术。对于埋深为1300-1700m的稠油油藏，由于井筒热损失大，使井底蒸汽干度降低。而在注蒸汽的同时添加CO2，不仅可以有效地弥补蒸汽干度低，难以达到蒸汽驱要求的不足，而且还可以缩短蒸汽驱初期的低产期，提高采油速度。

塔河缝洞型超稠油油藏二氧化碳驱实验研究

塔河油田YQ区块是典型的碳酸盐岩缝洞型超稠油油藏,其溶洞分布的随机性和裂缝尺度的多样性使常规开采方式无法取得理想的效果。由于CO_2特殊的物理和化学性质,使注CO_2成为一种新型开采缝洞型超稠油油藏方法。结合YQ区块油藏特点制作了缝洞岩心模型,开展了不同注入压力和注入量的CO_2驱油物理模拟实验,并对气窜后原油和产出气进行气相色谱分析。实验结果表明:注气压力过高或过低都会导致原油采收率降低;注气压力为53 MPa,注气量为6.5倍孔隙体积时最为经济合理;气窜后CO_2对该区块超稠油抽提作用主要是抽提组分C_(20)—C_(31)。依据气油比和原油采收率曲线图,建议现场注气时,当油井气油比超过2 700时关闭该油井。

烟道气在超稠油中的溶解特性

辽河油田杜84块馆陶油层SAGD试验区属巨厚型顶水油藏,随着蒸汽腔的扩展将面临顶水突破的问题,以利用烟道气辅助SAGD技术减缓顶水突破时间。通过室内实验研究烟道气在辽河脱水超稠油中的溶解度及不同溶解度下超稠油体积系数、密度、黏度特征。实验结果表明,在实验温度范围内,烟道气在超稠油中溶解度较小,体积系数较小;烟道气溶解于超稠油后,油气混合物黏度有较大幅度下降,降黏率基本呈线性增加。该研究结果为超稠油数值模拟提供了可靠的物性参数。

深层稠油油藏DCS技术研究及应用

针对深层稠油油藏桩139块部分井注汽压力高、注汽质量无法保证,导致周期产油下降的问题,进行了DCS(油溶性复合降黏剂及二氧化碳辅助蒸汽吞吐)技术的研究和应用。根据桩139块的油藏特征,优化降黏剂和二氧化碳的用量以及注汽强度,施工费用下降50%左右。矿场应用结果表明,该技术可有效提高蒸汽利用率,降低注汽压力,提高油汽比,增加产量。在深层稠油油藏桩139块进行4口井DCS技术试验,取得了良好的增油效果,已累计增油8000多t。

超稠油蒸汽吞吐调剖技术

根据曙一区超稠油油藏的储集物性、原油性质及开采特点,进行高温调剖技术研究。通过室内模拟实验,研制出适合该区超稠油开采的高温调剖剂类型。现场应用结果表明:该类调剖剂具有改善油层吸汽剖面、缩短排水期、提高周期产油的效果。该技术具有一定的推广应用价值。

四川超级气盆地

当沉积盆地累计产量超过50×10^(8)bbl油当量(6.82×10^(8)t油或7931.66×10^(8)m^(3)气)和剩余可采资源量超过50×10^(8)bbl油当量即称之为超级盆地。四川盆地至2019年底油气总产量为6569×10^(8)m^(3),气油比为80︰1,总剩余可采资源量达136404×10^(8)m^(3),属二级超级盆地;由于产出以气为主,故为超级气盆地。四川盆地之所以成为超级气盆地,因其具有4个优势:①气源岩优势,有9组主要气源岩,为全国各盆地之首;②资源量优势,总剩余天然气可采资源量为136404×10^(8)m^(3),全国各盆地中为第1;③大气田优势,有大气田27个,在全国各盆地位列首位;④总产量优势,至2019年底天然气累计总产量6487.8×10^(8)m^(3),是全国各盆地之冠。四川盆地在天然气勘探上有4个方向性的重大突破:①页岩气方向性的重大突破,在中国首先发现开发奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气;②致密砂岩气方向性的重大突破,中坝气田三叠系须家河组二段气藏是全国首个高采出度致密砂岩气藏;③碳酸盐岩超大气田方向性重大突破;④超深层气藏方向性重大突破。这些方向性重大突破引领和推动相关领域全国盆地取得重要进展。此外,按累计油气产量和剩余可采资源量、盆地大地构造属性和累计产量中油和气占比3类标准,对超级盆地进行了分类。