低效热采/水驱稠油转化学降黏复合驱技术

胜利油区稠油油藏开发以热采吞吐和水驱为主,热采中,稠油油汽比逐轮次下降,井间剩余油难以有效动用,钻新井不经济;水驱中,稠油油水流度比大,吨油操作成本增加,经济效益变差,采收率不足20%。“十三五”以来,为了提高低效稠油开发效果,立足多级调驱、化学降黏改善流度,提高采收率,确立了加合增效均衡驱替技术思路。从稠油致黏机理研究出发,深化了降黏剂的解聚、乳化等作用机制研究,开展了多级调驱、防膨及气体增溶等与化学降黏相结合的加合增效复合机理研究,研发了低聚型降黏驱油剂、黏弹性乳化调驱剂和双重功能泡沫调驱剂等关键化学剂,完善了方案优化决策调控技术,从而形成了以“强调驱、强降黏、强防膨、强活性、强增溶”为核心的稠油化学降黏复合驱技术。该技术有别于常规稀油的聚合物“二元”、“三元”复合驱以及普通稠油化学驱等技术,已成功推广应用到多轮次吞吐后、敏感性及高温高盐水驱等多种类型稠油油藏,覆盖地质储量1500×10^(4) t,预计提高采收率8%以上,有效支撑了低效稠油油藏的变革性效益开发。

泡沫驱前调剖提高采收率室内实验

海上油气藏疏松砂岩地层经过长期注水开发后,其高渗透层易形成大型窜流通道,非均质性进一步增强,单独实施泡沫驱会导致泡沫在窜流通道中突进,造成无效驱替,因此有必要在泡沫驱前进行调剖。通过室内实验研究,利用3层非均质岩心模拟高渗透强非均质性油藏,进行单独泡沫驱和调剖后泡沫驱。实验结果表明:一次水驱后先进行调剖再进行泡沫驱的最终采收率比一次水驱后直接进行泡沫驱提高了18.0%,最终采收率达50%以上;增大泡沫注入量,有利于提高采收率,最优泡沫注入量约为0.4倍孔隙体积;对于层间非均质模型来说,选用高强度改性淀粉强凝胶作为调剖剂,会优先选择性封堵高渗透层,迫使后续泡沫进入中、低渗透层,从而有效改善吸液剖面,大幅度提高采收率,相对于一次水驱采出程度可提高36.0%。

聚合物驱后提高采收率方式实验研究

结合孤岛油田注聚区块地层情况,优选出了适于聚合物驱后进一步提高采收率的驱油剂─—阳离子聚合物,研究了其驱油机理、在均质岩心中的驱油效果、均质岩心聚合物驱后水驱不同倍数时的驱油效果;研究了非均质地层聚合物驱后进行调剖或不调剖的驱油效果,并与具有超低界面张力的驱油剂的驱油效果进行了对比.研究表明,聚驱后注入的阳离子聚合物通过吸附、絮凝等作用可使后续水驱波及体积进一步增加,聚驱后转水驱阶段越早注入阳离子聚合物其驱油效果越好,非均质地层聚驱后对高渗层进行适当的封堵再注入阳离子聚合物可较大幅度地提高采收率.

多轮次调剖的室内实验研究与现场应用

采用沿一条对角线设置高渗区、两端设注入、采出口的厚平板模型和可视化薄平板模型及高、中、低渗三填砂管并联模型,实验研究了水驱后(含水95%)多轮次调剖的效果。在厚平板模型上用水玻璃/氯化钙堵剂调剖三轮次,在薄平板模型上用聚合物铬冻胶调剖八轮次,均出现了调剖效果(采收率增值)递减现象。提出了效果递减的五个机理及相应对策:①前后两次调剖注入的堵剂影响面部分重叠,应使用强度不同、凝胶化时间不同的堵剂,建立多轮次调剖堵剂系列;②堵剂的作用随径向距离增加而减弱;应逐轮次增加堵剂量;③封堵时机不当,含水越低则调剖效果越好;④注入压力欠当,高注入压力下堵剂可进入欲启动层;⑤注入的堵剂部分失效,如有机冻胶发生氧化降解,粘土内滤饼被冲刷。在综合含水高达96.3%的坨11南沙二11-3试验区,采用PI和FD决策技术选调剖井,选择堵剂并优化堵剂配方,从1999年10月到2002年10月对全区6口注水井进行5轮次共21井次调剖,使试验区年自然递减率(1999年为11.65%)大幅度减小,含水受到控制(2003年8月为96.1%),采收率提高2.0%,可采储量增加。图5表3参3。

大庆油区聚合物驱矿场合理停注聚时机及实施方法

为避免矿场聚合物溶液低效、无效循环,合理优化油田化学剂用量,提高吨聚产油量、吨聚增油量等指标值,对大庆油区矿场注聚后期各井组间聚合物用量、综合含水率、采聚质量浓度、增油倍数等开采指标变化规律进行了深入分析.考虑经济效益和地质条件的差异性,确定区块综合含水率为92%时应着手编制停注聚方案,单井综合含水率为94%是合理停注聚时机;对于综合含水率为92%-94%的生产井,可应用采收率提高值和聚合物用量导数曲线与经济界限曲线的交点判定停注聚时机;建立了停层不停井、停井不停站、停站不停区的停注聚实施方法,及时实施停注聚,提高聚合物利用率,改善聚合物驱开发效果.

水驱特征曲线在特高含水油藏提高采收率研究中的应用

提高采收率是油田开发工作的最终目的。而提高采收率是建立在研究剩余油分布基础上 ,通过现场各种调整措施来实现的。运用水驱特征曲线计算了纵向砂体及平面单井的剩余水驱控制储量 ,有效地描述了剩余油在纵向和平面上的分布 ,并提出了行之有效的提高采收率的具体措施方法 。

碱水驱油中流度控制对采收率的影响

利用人造岩心,分析了碱水驱油过程中不同质量浓度、不同孔隙体积倍数的流度控制剂(聚丙烯酰胺溶液)对碱水驱油采收率的影响.结果表明,有流度控制的热碱水驱采收率比无流度控制的热碱水驱采收率高;相同聚合物溶液质量浓度情况下,碱水驱后的采收率随注入聚合物溶液孔隙体积倍数的增大而增大,而相同聚合物溶液孔隙体积倍数情况下,碱水驱后的采收率随注入聚合物溶液质量浓度的增大而增大.该实验条件下,最佳的流度控制剂孔隙体积倍数为1.22,质量浓度为1.5g/L.

交联聚合物调驱技术在高浅北的研究与应用

结合高浅北区的油藏特点,对交联体系开展了针对性的性能评价。现场应用表明,交联聚合物调驱在提高水驱波及系数和驱油效率的同时,能有效抑制边底水的突进,改善油田的开发效果。

提高水驱采收率是老油田实现稳产的根本

水驱开发是目前最经济有效的提高采收率技术手段,不断提高老区采收率是老油田油田开发永恒的主题,本文调研国内外水驱开发油藏的成功经验,探讨了老区控制递减、提高开发效果的有效途径,为老油田改善开发效果提出具体的实施策略。

疏松砂岩稠油油藏水驱后期转蒸汽吞吐及其防砂措施研究

方法 利用蒸汽吞吐开采技术及配套防砂措施 ,开发水驱后的疏松砂岩稠油油藏。目的 探索疏松砂岩稠油油藏水驱开发后期进一步提高采收率的途径。结果 在采取相应防砂措施基础上 ,将高温高压蒸汽注入油层后 ,使原油粘度下降 ,原油在地层中的流动性大大增强 ,油井采出液中含水下降 ,油量上升 ,油层动用程度得到改善。结论 蒸汽吞吐开采与相应的防砂措施结合是提高疏松砂岩稠油油藏采收率的有效途径。

水驱油藏特高含水阶段提高采收率可行性研究及技术对策

常规砂岩油田注水开发最终采收率多为35%~50%。基于大量室内实验、应用实例和中外油田案例类比,分析了特高含水开发阶段进一步提高水驱油藏驱油效率的可行性。讨论了水驱油藏在周期注水、关停老井侧钻、多油层逐层上返或沿断层面钻加密井等扩大注水波及体积基础上,长期高孔隙体积倍数注水、低矿化度水驱等经济可行的提高驱油效率思路和方法。室内研究和矿场实践结果表明,长期注水开发砂岩油藏润湿性由偏亲油性向偏亲水性转化,残余油饱和度降低,有利于提高驱油效率。依据成熟开发油田大量类比实例,在油层和流体性质较为有利的条件下,强天然水驱油藏依靠天然能量开采,或弱天然能量油藏通过注水开发最终采收率可达70%。采用自流水注水、低矿化度水驱、同井注采工艺等技术已证实是经济可行的。特高含水开发阶段老油田已有的大量开发井和配套设施为进一步提高采收率提供了基础。应用经济可行的长期高孔隙体积倍数注水思路有望将水驱开发油田采收率进一步提高至50%~70%。

苏北复杂小断块油田提高采收率技术应用研究

苏北油田为一复杂断块区,具有"低"、"薄"、"窄"、"深"、"多"的地质特点。共探明油藏20个,探明总储量达4200.39×104t,开发油藏17个共30个区块单元,动用储量2856.64×104t,可采储量630.42×104t。"十一五"以前,主要以试采为主,多数单元采用弹性水驱和试注水开发,由于构造破碎,储层横向变化大,注采连通性差,多数单元采收率小于15%。近年来,应用水驱、化学驱以及气驱等技术,重点开展提高储量动用程度和提高采收率攻关研究工作。其中,水驱以井网加密、油井转注、补开注采对应层等完善注采井网为重点;化学驱以开展化学调驱室内评价研究、矿场调剖试验为主;气驱以二氧化碳驱油提高采收率为主。从经济角度评价,受断块小及储量规模控制,水驱是现今提高复杂小断块油藏采收率的主要技术。而二氧化碳驱油技术及化学驱油技术,成本高、投资大,在绝大部分小断块中推广应用,不具备经济和技术优势。

安阳市海绵型城市建设规划浅析

近年,随着区域性极端天气频发,城市内涝问题十分突出,安全威胁与日俱增。同时,水污染与水资源短缺已成为制约河南省安阳市经济社会可持续发展的主要因素,海绵型城市建设将指引未来城建方向,在城市建设中寻找一条既可解决内涝,又可有效治理城市水体污染、缓解城市水资源短缺的两全之法。通过规划打造具有"拦、分、蓄、滞、排"防洪治涝理念的海绵型城市,构建城市防洪排涝保障体系;通过规划水生态建设、水文化景观、水环境治理、水资源利用、产业布局等要素的海绵型城市,打造"城在水中、水在城中、人在绿中",人、水、城相依相伴、和谐共生的独特城市风貌和宜居环境。

实施不稳定注水提高井组稳升率

不稳定注水是提高水驱开发的一种重要手段,它能够提高注入水波及系数,控制含水上升速度,最终达到提高采收率的目的。针对坨85断块平面矛盾突出、含水上升快、多次调整注采关系,减缓油井含水上升速度效果均不明显的特点,在该断块实施不稳定注水,取得了控水增油的效果,达到改善区块开发效果的目的。

高温高压CO_2/水交替微观驱油机制及运移特征

针对复杂的油藏环境,利用高温高压微观可视化模拟系统,在60℃、18 MPa下进行CO2/水交替驱油实验,以便更直观、清楚地观察水、二氧化碳气体及CO2/水交替驱的驱油现象。通过观察水、二氧化碳气体和CO2/水交替驱油过程中多相流体的渗流过程及残余油分布状况,详细地描述多相流体在多孔介质中的运移特征,并应用图像处理技术和软件分析方法定量分析各阶段模型内残余油比例。结果表明,CO2/水交替驱油既克服了水驱替过程中的绕流现象,也降低了二氧化碳驱过程中气沿渗透性好的孔道、区窜进问题,使水、气驱替优势互补。CO2/水交替驱与二氧化碳驱相比提高采收率12.31%。从而为CO2/水交替驱油提高采收率技术进一步发展提供基础。

渤海S油田聚驱中后期复合增效体系研究

渤海S油田属于非均质性较强的油藏,自化学驱以来一直单一聚合物段塞注入,较易出现剖面反转,即注入液沿高渗层突进,而低渗层动用程度较低的现象,一旦水流优势通道形成,含水将快速回升,导致聚驱有效期变短。针对以上问题,优选与聚驱油田油藏相匹配的普通聚合物、界面活性聚合物体系、速溶凝胶体系分别与增粘型粘弹颗粒相组合形成3套复合增效体系,并开展增粘性粘弹颗粒与3套复合增效体系的静态性能评价、调堵性能评价及驱油实验研究。驱油实验过程中,为了保证增效体系的驱油效果,特在聚驱增效体系之前注入弱凝胶调剖段塞,形成调剖十增效的组合提效方法,形成适合海上注聚油田的复合增效组合调驱技术体系。最后优选出性能较优的粘弹颗粒P4,并以此为主剂复配形成的3套复合增效体系;经考察3套复合体系的静态性能及调堵性能,均满足目标油田调驱要求;APP4增效体系、交联聚合物增效体系、界面活性聚合物增效体系3套复合增效体系的驱油效率均较高,相对聚驱提高采出程度分别为13.85%、10.58%和12.61%。