高含水原油在不同管材中的低温集输特性研究

目前,我国大部分油田已进入高含水期,采出液的流动特性发生变化,使降低集输温度成为可能。然而,关于管道材质对低温集输特性影响的研究相对较少。因此,利用现场实验装置对钢管与玻璃钢管中高含水原油低温集输特性进行了研究。结果表明,管线降低掺水量之后,井口回压上升,实验管道末点的油温缓慢下降;不同掺水量下井口回压上升过程不同,高掺水量下更容易实现低温集输;当掺水量相同时,玻璃钢管的黏壁温度低于钢管的黏壁温度,玻璃钢管低温集输的最低掺水量低于相同情况下钢管的掺水量。对黏壁温度实验数据进行拟合,得到了不同管材的黏壁温度计算模型,计算结果准确度较高,对高含水期油田实际生产中低温集输的可行性判断及其安全运行管理具有指导意义。

物理模拟融合油藏精细刻画法表征特低渗油藏中高含水期剩余油分布

中国低渗透油藏分布广泛,其中大部分区块已进入中高含水期,并且由于剩余油类型及成因不明确导致采出程度普遍较低,因此延长低渗透油藏稳产期是亟需解决的问题。结合井口生产资料和储层水驱前缘波及系数对油藏模型进行历史拟合,建立了特低渗油藏剩余油的精细刻画模型,并综合利用静动态物理模拟实验、生产资料动态分析等方法,明确了特低渗油藏中高含水期剩余油成因及类型,据此提出了针对性的剩余油挖潜策略,最终在姬塬油田耿155区长1特低渗油藏进行了现场应用。研究结果表明,特低渗油藏剩余油主要分为储层平面和垂向非均质性导致的储层非均质型剩余油、局部储层注采不对应导致的注采不完善型剩余油以及储层黏土矿物运移膨胀导致的欠注型剩余油,针对性挖潜后目标井组采出程度提高5.1%~12.4%。经现场应用后,预测原油累计采出量相比原始措施提高15.6%~37.3%,为特低渗油藏中高含水期挖潜提供理论和技术支撑。

特高含水期原油低温集输温度边界确定方法

随着国内油田逐渐进入开采后期,本文提出黏壁温度作为综合含水率70%~90%的高含水低温集油的评价指标已进入推广阶段且效果显著,但在现场降温试验中发现含水率90%以上的特高含水期原油管线实际运行温度与黏壁温度预测结果之间存在一定误差。因此,针对特高含水期原油开展低温集输温度边界条件研究,对完善油田低温集输技术具有重要意义。利用环道实验装置进行了特高含水期原油黏壁凝油冲刷实验,对特高含水期原油油水两相流动特性和油相黏壁特性进行分析,确定了屈服应力是阻碍黏壁凝油在管道内被冲刷剥离最主要的影响因素。编制了特高含水期原油低温集油温度预测软件,利用油田单井集油管线的现场降温试验进行了验证,误差在2℃范围内,满足工程运用需求。

高含水稠油混合液当量黏度的测试研究

原油黏度是油田地面工程集输系统规划与设计的重要物性参数。传统搅拌法测定高含水稠油混合液黏度,存在低转速无法均匀分散、高转速偏离实际工况的问题,采用高速搅拌分散与低速剪切测试交替进行,此剪切程序设计适用于高含水稠油混合液的搅拌测黏方法。此方法克服了环道法用油量大且实验操作复杂的缺点,并具备旋转黏度计连续测量且操作方便的优点。采用高低速交替搅拌法测定高含水稠油流动特性曲线,测量结果与实验环道法相比,1#油样的平均相对偏差为6.16%,平均绝对偏差为3.23 mPa·s,2#油样的平均相对偏差为2.61%,平均绝对偏差为3.69 mPa·s。结果表明:测试误差在允许范围内,测定得到的流动特性曲线呈现良好的规律性,混合液剪切稀释性随其含水率和温度降低而逐渐增强。

低温输送管道稠油粘附能预测模型

海上和内陆油田集输系统含水率较高(90%以上)产生严重的集输管道原油粘附现象。通过建立以Deriagwin-Landau-Verwey-Overbeek(DLVO)理论为基础,分子间热运动、管流剪切应力、范德华引力(VDW)和双电层静电斥力(EDL)等各作用能项为核心的粘附能预测模型对高含水稠油粘附现象进行了研究,并计算了集油温度(粘附温度),分析了粘附能影响因素,最终对模型进行了验证。结果表明,预测模型中VDW可以促进稠油粘附,而分子热运动、管流剪切应力和EDL可以抑制稠油粘附现象。这些相互作用也受温度、溶液相离子浓度、分离距离和油滴粒径变化影响,可以通过改变这些影响因素来防治稠油粘附现象。粘附温度计算值与粘附温度实验值对比表明,模型计算值误差在2℃以内。本文研究成果可为进一步开展低温输送现场试验提供理论基础与应用指导。

高含水原油低温集输研究进展

中国部分油田采出液含水率高达90%以上,造成地面集输系统的大量热能损耗。在国家“双碳”目标下,低温集输工艺将成为油田节能降耗的主要手段。本文总结了原油低温集输管道水力热力计算研究现状,重点阐述了原油组成、水相组成及流动条件对低温黏壁现象的影响。对现阶段应用较为广泛的低温集输黏壁预测模型作了总结和分析,梳理了低温集输边界条件的研究方法与实验装置。通过开展单井和集输干线现场低温输送试验充分验证了低温集输的可行性,为现场开展低温集输工作积累了宝贵的工程案例经验。最后,就低温集输黏壁现象未来的研究方向提出了展望,认为应加强理论预测模型的建立。

注CO_(2)改善河南双河油田低渗储层注水能力机理研究

针对双河油田低渗储层注水能力差、注水水质不达标和高凝原油蜡沉积等问题,通过自主设计的水-CO_(2)储层注入能力评价装置,开展流动性实验、CO_(2)驱油实验,结合岩心扫描电镜等测试手段,明确双河低渗储层注水能力差的主要机制,探索CO_(2)改善低渗储层注入能力的主要机理。结果表明,产出水中的悬浮颗粒和油中蜡晶等组分的沉积可导致孔隙堵塞,从而降低储层的注水能力。CO_(2)对产出水中无机悬浮颗粒及岩石碱性矿物、碳酸盐岩矿物有明显溶蚀作用,是显著提高储层注水能力的主要机理。CO_(2)可溶解在岩石表面的原油蜡质组分沉积,有效改善储层注水能力。同时,CO_(2)驱提高采收率效果明显,采收率提高13.01%~21.51%,后续水驱进一步提高5.40%~6.04%。研究表明:注CO_(2)可显著改善双河油田低渗储层注入能力,为CO_(2)增注驱油技术在现场应用提供理论支撑。

低温输送管道稠油的黏附机理

为从微观角度揭示高含水稠油低温输送黏附机理,以分子动力学模拟为主要方法,从稠油/水/管壁体系的界面特性、扩散性能、组分与特征结构分布以及胶质沥青质协同作用等角度出发,研究了该体系的黏附作用机理。结果表明,体系的界面特性显著影响稠油黏附作用,且与沥青质含量之间存在正相关关系,同时体系中的范德华引力相互作用是影响稠油黏附的主要作用之一。结果发现沥青质和胶质分子主要分布在油水界面和油/管壁界面附近,而正庚烷和甲苯分子分布在油滴的疏水内部,这是由于胶质沥青质分子存在强极性所导致的。沥青质分子中含有O原子的官能团优先分布在油水界面,通过与水分子结成氢键防止水分子向管壁运动并与烃类混合物分子产生竞争黏附;含有N原子和S原子的官能团在油滴和管壁之间的黏附作用中出现优先接触黏附的现象,对稠油黏附层起到“衔接与桥梁”的作用;C_(5)长侧链会抑制胶质和沥青质分子向油水和油/壁界面的运移,削弱稠油的黏附强度。在胶质沥青质协同作用中,沥青质含量超过8wt%时,胶质分子的增溶效应被抑制,体系中逐渐形成沥青质多聚体,促进稠油黏附现象的发生,危害集输管道安全平稳运行。可见高含水稠油低温输送黏附机理是由低温下的范德华引力为主导,胶质沥青质等极性大分子的杂原子官能团优先与管壁接触黏附现象为桥梁,沥青质聚集效应和胶质增溶效应为协同作用的复杂相互作用机理。

高含水储层化学调剖堵水用纳米聚合物微球的研制与应用

为有效提高低渗透油藏高含水储层注水开发的效率,提高油井采收率,以苯乙烯St、对苯乙烯磺酸钠SSA、复合乳化剂FR-1、引发剂AIBA和阻聚剂ZJ-702为原料,采用乳液聚合法制备出了一种适合高含水储层化学调剖堵水提高采收率用的新型纳米聚合物微球JHQ-1,并对其膨胀性能和驱油效果进行了评价。结果表明,JHQ-1具有较强的耐温抗盐性能,当盐水矿化度达到10×10^(4)mg·L^(-1)时,在90℃条件下老化16h后的膨胀倍数仍能达到37.2。JHQ-1的驱油效果较好,当注入JHQ-1的质量浓度为3000mg·L^(-1)、注入量为0.5PV时,岩芯的采收率增幅可达20%以上。新型纳米聚合物微球JHQ-1在目标高含水油田调剖堵水施工中取得了良好的现场应用效果,3口采油井措施后的日产油量均明显增大,而含水率则明显降低,施工效果较好。

无机凝胶技术在低渗高盐储层应用可行性研究

针对低渗高盐油田,通过室内实验开展了无机凝胶配方体系优化、性能评价及稳油控水效果可行性研究。实验结果表明,与储层特征匹配性最优的无机凝胶配方体系为1%~3%(w)硅酸钠+20%~30%(w)沉淀控制剂;生成沉淀粒径为20μm左右,沉降速度可控,优化沉降时间大于5 d;该无机凝胶在目标储层岩心渗透率条件下具有良好的注入性能及封堵性能,封堵率超过90%,符合现场施工要求。依据增油降水效果,采用无机凝胶深部调驱技术可对渗透率级差为2~8的层内非均质储层进行有效调控,优选室内最佳注入段塞尺寸为0.3 PV,采收率增幅最高可达15.42百分点。

玻璃钢管壁/原油界面特性对高含水原油低温集输的影响

我国大部分油田已进入开采中后期,油井采出液含水率较高,玻璃钢管道因其良好的抗腐蚀性广泛应用于油田地面集输系统。同时,为了节约加热能耗,可采用低温集输工艺输送高含水原油,但可能出现的原油黏附问题严重威胁系统安全。因此,探究玻璃钢管壁/原油界面特性,对揭示高含水原油低温集输黏附机理具有重要意义。基于接触角仪探究了含蜡原油在玻璃钢和不锈钢表面的界面特性。结果表明,在水相中,油滴在不同材质平板的接触角随温度的降低而增大,且油滴在玻璃钢表面的接触角大于在不锈钢表面的接触角,油滴在水相中的界面张力随温度的降低而增大;与不锈钢表面相比,油滴在玻璃钢表面的黏附功较小,油滴之间的内聚功随温度的升高而减小;在集输系统中,凝油不易黏附于玻璃钢管道,玻璃钢管道更有利于低温集输工艺的实施。

海上低渗透油田高压注水开发技术应用研究

首先对高压注水原理以及其在海上低渗透油田的应用进行了分析,然后以实例来分析高压注水技术的应用,通过结果可以看出,只有选择合适的高压注水技术,才能有效提高开采的效率。

苏里格气田盒8段气藏富水层的识别与成因

苏里格气田盒8段气藏为河流相低效气藏,储层非均质性强,在开发过程中储层常产水。为此,对气层、水层和气水同产层的测井响应进行了分析比较,根据物性参数分布的差异,确定了不同流体的测井响应模式。盒8段的地层水主要来源于沉积压释水,属于油气伴生水。其形成的主要原因是与低渗透储层中的气水置换不完全、河流相沉积所形成的透镜状砂体以及地层倾向从西倾转为东倾造成的汇水集中有关。

轮南低幅度披覆构造低电阻率油层成因

近年来轮南油田通过测井和试油相继在古近系、白垩系和侏罗系发现了低电阻率油层。对塔里木盆地22个油气田57个油气层的统计表明,低电阻率油层对储集层的物性条件及原油密度有一定的选择性,物性较差的储集层易表现为低油层电阻率,流体密度中等的凝析气藏或轻质油油藏易于形成低电阻率油层。高不动水饱和度是形成低电阻率油层的主要原因。通过对轮南油田低电阻率油层成因的分析,指出:具有主力油藏(或古油藏)背景的低幅度披覆构造具备形成低电阻率油层的有利条件;储集空间与油气类型的配伍关系可能是导致部分油层呈现低电阻率特征的关键。

葡西油田油水层识别

葡西油田葡萄花油层以油水同层为主,油水分布复杂,储层类型多样,给测井解释油、水层带来较大难度。测井响应机理研究表明:储层高含泥、高束缚水饱和度和薄层、薄互层是形成低电阻率油层的主要原因;而储层致密、含钙、含残余油是形成高电阻率水层的主要因素;此外,油藏被破坏造成油水呈非均质分布,致使储层产油、产水交替出现。通过储层“四性”(指岩性、物性、含油性、电性)关系研究,应用细分层交会图版法、曲线形态对应性分析方法来综合识别油、水层。经试油、生产动态资料检验,综合解释符合率在85.0%以上。

多层非均质低流度油藏稳油控水技术研究与应用

针对大港南部油田具体地质和开发生产特征,提出以水治水、提速开采、以水促油、高效注水的开发思路和技术措施,在前人精细油藏地质研究基础上,针对不同的油藏类型及所处开发阶段,结合油藏微观渗流特征、剩余油分布规律,通过Logistic旋回数学模型、开发动态分析法和经验公式法确定最大采液量、合理注采比、合理采油速度等开发参数,最终使得大港南部油田水驱开发效果得到明显改善,并对多层段低流度油藏减缓层间及平面矛盾起到重要作用,也为国内同类型的低流度复杂断块油藏注水开发开拓了一条捷径。

中东某油田低阻油层含水饱和度计算方法探讨

中东某地区H油田N-B地层下部砂岩含有一定的泥质,岩石骨架含黄铁矿导电矿物以及高矿化度地层水,是该段地层的低阻形成机理。在地质、试油等资料较少的条件下,建立了综合考虑这3个因素的新的含水饱和度计算模型,将该模型与传统的Archie公式所计算的含油气饱和度结果进行对比,前者的含油气饱和度结果明显高于后者。根据该含水饱和度模型在中东某油田低阻油层的应用效果表明,该模型计算的含油气饱和度结果与地区的试油、岩心资料较为一致。

陇东地区长_8~1低阻油层与高阻水层识别标准研究

运用测井、录井、试油试采、分析测试等资料,对陇东地区长_8~1储层低阻油层与高阻水层的识别与差异性进行了系统研究。结果表明:相对于邻近常规水层,低阻油层电阻增大率小于3,高阻水层电阻增大率大于3。同时,分析了低阻油层与高阻水层岩性和物性方面的差异性。在此基础上,建立了油水层综合识别标准,明确了油水层识别方法。该研究为陇东地区长_8~1储层勘探及增储上产提供了理论依据。

抗温180℃水包油钻井液研究及应用

针对低压储层钻井保护油气层的要求，通过室内研究形成了油水比为7：3～3：7的水包油钻井液，密度在0．88—0．97g／cm3可调，抗温达180℃，具有良好的乳化稳定性和流变性，防塌能力强，在城深7井和城深9井的现场应用结果显示，研究的水包油钻井液性能稳定，具有良好的抗高温、抗CO2污染能力，有利于安全快速钻井和发现、保护油气层，能够满足深井近平衡、欠平衡钻井的要求。

长庆油田特低渗透油藏中高含水井调堵压裂技术

长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响,常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题,根据典型油藏长期注采开发实际,采用油藏三维地质建模方法,结合加密井生产资料,研究了中高含水油井调堵压裂增产机理,分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响,提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验,研发了PEG-1凝胶,凝胶主剂质量分数为5%~10%时,可保持较高水平的凝胶强度;优化注入排量为1.5 m^(3)/min,注入量为300~600 m^(3),可在裂缝深部40~80 m处封堵高渗条带;优化动态多级暂堵压裂技术,缝内净压力提高到5.0 MPa以上,实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展,以动用侧向剩余油。现场试验结果表明,实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t,含水率降低9.0百分点,实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。