新疆油田浅层超稠油SAGD高效低碳开发技术研究与展望

针对“双碳”目标背景下超稠油开发高能耗与油田高质量发展矛盾日益加剧的问题,新疆油田通过SAGD机理研究与现场实践,在维持蒸汽腔高效扩展,突破储层渗流屏障遮挡,提高浅薄层驱泄复合效率,实现水平井长水平段高效均衡产液等方面持续攻关,取得显著效果。采用气体辅助技术,实现蒸汽腔隔热保压增能,油汽比可提高20%;利用立体井网及储层升级扩容技术,改善Ⅲ类超稠油油藏渗流特征,泄油速度可增大20%~40%;采用全密闭生产方式,VHSD产液温度由100℃上升至150℃,采油速度提高50%;深化热采流量控制器(FCD)机理研究,完善油藏-井筒耦合优化设计方法,水平井水平段动用程度可提高20%。“十四五”期间,新疆油田将深化溶剂辅助SAGD、无水SAGD和控温水热裂解等技术研究,逐步完善浅层超稠油低碳高效开发技术系列,该研究可为稠油油藏开发提供借鉴。

封汽窜用栲胶冻胶研制及其流变性能研究

海上稠油油藏地层温度低,蒸汽驱开采期间容易发生汽窜。文中使用6%杨梅栲胶、0.2%乌洛托品、3%黏土制成的栲胶冻胶在55℃的低温下成胶时间可控,300℃热处理后强度高,热处理一个月后脱水率小于5%。流变实验分析表明,在几乎不增加成胶液黏度的情况下,黏土的加入显著增强了栲胶成胶液的触变性、成胶后冻胶的强度。此外,黏土强化形成的栲胶冻胶在较大应变剪切下可以保持冻胶结构的稳定性。使用Cryo-SEM对冻胶分析结果表明,微米级黏土颗粒的加入可以与栲胶分子的多活性羟基形成多基团交联的多重网络结构,使得冻胶锁水能力增强,微观上是冻胶高温下稳定性增加的原因。实验结果表明,由黏土颗粒强化形成的栲胶冻胶强度高、热稳定性好,适用于低温油藏蒸汽驱过程中封堵汽窜的实际需求。

低渗稠油油藏迭代降黏剂驱技术及应用

针对低渗稠油油藏降黏剂驱易形成高黏阻滞带,阻碍驱替能量有效传导的问题,提出迭代降黏剂驱技术,借助岩心流动物理模拟实验及矿场应用效果分析,评价该技术实施效果,分析各主控因素的影响规律。结果表明:迭代降黏驱技术宜采用大排量高速突破阻滞带,后用适中排量的长时间稳定降黏剂驱方式;实验条件下对于高黏阻滞带突破速度宜选择1 mL/min,闷井时间可取24 h,后续稳态注入速度可取0.5 mL/min,确保降黏剂与储层稠油充分乳化分解重质组分,也借助注入流体能量扩大波及系数;迭代降黏剂驱较常规水驱、常规降黏剂驱采收率提高分别达18.99%、13.19%。实施迭代降黏驱后3口受效井产能分别较措施前提高到1.6、2.5和2.8倍。研究成果可为迭代降黏剂驱技术的方案设计提供借鉴。

低渗孔隙型碳酸盐岩稠油油藏开发对策——以叙利亚O油田为例

叙利亚O油田SH_B油藏为典型的低渗孔隙型块状碳酸盐岩稠油油藏,因"低渗、油稠"等突出特点,在现行的井网和开采方式下油藏开发效果差,主要表现为"三低",即储量动用程度低、单井产量低和油藏采收率低,尚无一套经济有效、可实施的开发方案。目前,低渗稠油油藏开发在国内外没有成功案例,也没有成熟技术及经验可借鉴,如何经济有效开发属世界级难题。为此,以"提高开发效益,实现有效开发"为目标,针对低渗稠油油藏面临的"三低"问题,应用油藏工程方法、数值模拟和经济评价技术,系统开展了开发方式、井型井网井距、水平段长度及水平井热采参数等优化研究,形成了低渗碳酸盐岩稠油油藏开发对策研究方法,针对性地提出了SH_B油藏的开发对策。优化确定的油藏开发技术对策为开发方案编制奠定了基础,也为国内外类似油藏开发提供了借鉴。

低流度油藏分类及开发特征研究

低流度油藏指流度低于30×10-3μm2/mPa.s的油藏。根据流度大小以及油藏在开发生产中表现出的特征,可将低流度油藏分为一般低流度油藏、特低流度油藏和超低流度油藏。对大港低流度油藏的研究表明,由于低流度油藏地质情况复杂,地层认识不清,因而开发特征复杂,表现为采油速度低,采出程度和采收率低;注水效果差,油藏井距不适应;油井见水后含水迅速上升,产量则急剧下降。

低渗稠油油藏热采效果影响因素分析及水平井优化

以剖析低渗稠油油藏是否适合水平井热采方式开发为目的,探讨储层物性对热采效果影响的同时,重点对低渗稠油油藏热采的井型及热采水平井水平段长度展开优化研究。利用热采数值模拟方法,分别建立了低渗中黏、高渗高黏、中渗高黏、高渗中黏等4种不同油藏类型的油藏均质模型,以热采周期生产油汽比和累计产油量完成特征指标对比。结果显示,低渗稠油油藏除渗透率外,其他条件都符合热采标准,并且综合因素流度对其影响效果更大。对于低渗中黏稠油油藏而言,水平井单井平均日产油量是普通直井的1.53倍,水平井开发效果更好。尤其是水平井技术在应用过程中,不会发生中高渗、高黏度稠油油藏的末端效应,水平井可以均匀注汽。低渗稠油油藏合理水平井应用长度在300～400 m效果最佳,得出最佳水平井应用方案。

不同类型油藏水平井开发适应性分析

水平井技术是一种高效的提高油气采收率的方法,目前在所发现的各类油藏中均有应用水平井的报道。从我国近年完钻水平井的情况来看,水平井主要应用于稠油油藏、边底水油藏、低渗透油藏以及高含水油藏挖潜之中。通过对我国主要油田以上4种不同油藏类型中水平井生产特征的统计,分析总结出水平井开采技术存在的问题以及对各类油藏的适应性,为我国水平井技术的进一步应用提供参考。

利用水平井技术开发低幅度底水稠油油藏

G104-5断块Ng6油藏为底水稠油油藏,构造幅度低,采用定向井开发,含水上升快、产量低,效果差。水平井具有生产压差小、泄油面积大的优点,可有效延缓底水锥进,提高单井产能,是开发低幅度底水稠油油藏的有效手段。根据油藏特点建立概念模型,对水平井生产的油水运动规律进行模拟。结果表明,储层的非均质性、水平段长度、水平段位置、隔夹层发育状况、油层厚度等因素决定着底水上侵的特点。在此基础上,进行水平井整体开发优化设计,实施后取得较好效果。

轻质油藏注空气燃烧管试验

燃烧管试验是注空气评价过程中的重要试验,其目的是研究注空气过程中原油在地层条件下的燃烧情况。在Calgary大学长1 m、渗透率为1.457μm2的填砂管中,对鄯善轻质油藏原油进行注空气燃烧管试验。分析了提高原油采收率和维持燃烧所需要的燃料、产出气的组成、产出油和水的量以及注空气温度前沿推进速度。对脱气油注氮气,驱油效率可达到64%,在此基础上注空气,驱油效率可再提高23%,同时燃烧消耗10%的原油,但注空气时不能持续燃烧,进行二次点火后才可完成试验。

启动压力影响下确定油藏有效动用半径

低渗透稠油储层具有启动压力梯度,油藏储量的有效动用受到更多条件的限制。基于低渗储层基本渗流特征,文中分析了油藏弹性能量开发中的不稳定渗流过程,并采用稳定逐次逼近法求解包含启动压力梯度项的渗流方程;考虑启动压力梯度影响,建立了在低渗透油藏衰竭开发过程中满足油井开井日产油量要求的有效动用半径的求解方法;结合油田实际情况,分析了低渗透储层中压力和压力梯度分布规律,以及油藏储量极限动用、有效动用半径的变化规律。研究表明,对于此类油藏,要综合考虑技术和经济条件确定油藏储量有效动用的界限,才能合理部署油藏开发井网。

低渗透稠油油藏水平井极限动用范围

低渗透稠油储层具有明显的启动压力梯度,油藏储量动用受到更多条件的限制。基于低渗稠油油藏基本渗流特征,首先通过稳定逐次逼近法分析衰竭开发不稳定渗流过程,得到考虑启动压力梯度影响的直井渗流方程基本解;在此基础上,利用保角变换方法,建立考虑启动压力梯度影响下水平井在三维空间上的压力分布和驱替压力梯度分布计算模型;根据油藏开发的要求,提出考虑启动压力梯度影响时衰竭开发方式下水平井储量极限动用范围的确定方法,包括平面上的极限动用半径和垂向上的极限动用厚度。基于实际油田参数计算和分析表明,水平井在水平平面上的极限动用半径较大,而在垂向平面上的极限动用厚度较小;只有同时考虑水平井在水平平面和垂向平面上的极限动用范围,才能合理部署水平井开发井位,提高油藏储量动用程度。

低渗透稠油油藏水平井产能计算新方法

依据水平井稳态条件下的渗流特征及宋付权提出的水平井生产时形成等压旋转椭球面的理论,将低渗透幂律流体型稠油油藏水平井的渗流场更加精确地划分为内、中、外三个区域,并分别推导出了各区域内水平井的稳态产能公式。依据区域边界流量和压力相等的原则,建立了关于边界压力的非线性方程组,采用Newton-Raphson方法进行数值求解,最终可求得水平井的产量。通过计算结果与估算最大产量的对比结果证明了该方法的有效性和实用性。对幂律指数、启动压力梯度和水平井井段长度与水平井产能关系的分析结果表明,幂律指数n>0.8时,各参数对水平井产能的影响较大;n≤0.8时,影响较小。水平井产量和启动压力梯度之间呈线性关系,水平井井段长度不影响水平井产量的变化率,而幂律指数(n>0.8)影响水平井产量的变化率。

三塘湖油田马46井区低渗透油藏CO_2吞吐开发研究与应用

三塘湖油田马46井区储层物性差、原油黏度高、自然产能低。为获得有效产能,进行了CO2吞吐开采方式研究。通过注CO2原油体系膨胀实验结合数值模拟研究对该油藏进行了CO2吞吐可行性研究和吞吐参数优选。CO2吞吐矿场试验和跟踪评价显示CO2吞吐在马46井区已见到较好效果。

新海27块低饱和度稠油油藏成因探讨

新海27块作为中国石油天然气集团公司确定的2007年老油田二次开发示范工程,目前已进入规模推广阶段,为了进一步改善油田开发效果,有效提高采收率,以测井解释、岩心分析、生产测试等为基础,对研究区稠油油藏低饱和度特征进行了分析,并对其低饱和度成因进行了深入研究,确定成藏位置距生油中心远,构造幅度小,储层岩石颗粒分选差、孔隙结构差异大,油藏强亲水,束缚水饱和度高,油、水密度差小,后期构造运动等是导致低饱和度油藏主要原因。

油层矿物对蒸汽作用下稠油组成与粘度变化的影响

实验考察了辽河油田曙光采油厂的两种稠油在有和无油层岩心存在时水热裂解反应产物的差别。裂解反应温度 2 40℃ ,反应时间 2 4小时 ,油层岩心岩石矿物和粘土矿物组成已知。作为对照 ,还考察了相同条件下的热裂解反应产物。实验结果表明该油层矿物对低含硫稠油的水热裂解有催化作用。与单纯水热裂解结果相比 ,有油层矿物参与的水热裂解使两种稠油的饱和烃和芳香烃组分含量增加 ,胶质、沥青质组分含量减少 ,稠油平均相对分子质量略有下降 ,沥青质组分的平均相对分子质量有较大幅度下降 ,气体 (H2 、C1—C3 烷烃、CO2 及H2 S)生成量增加。两种稠油的粘度 (初始值 88.5和 12 4.3Pa·s)在水热裂解后分别下降 13.4%和 10 .6 % ,在油层矿物参与下水热裂解后则分别下降 2 5 .6 %和 2 3.4%。这一实验研究结果有助于研制高效的稠油水热裂解催化剂。

对中原油田开发几个问题的思考

20世纪70年代以前,国内发现的油田多为陆相沉积,多油层储层,非均质性严重;原油性质多属中高黏度,油水黏度比一般高于20,在注水开发中形成较强的非均质性和水驱油的非活塞现象。注水开发的基本规律是:注水开发早、中期含水上升速度快,采出程度低,相当多的水驱可采储量要在高含水期采出。70年代末发现的中原油田,储层比较均匀,特别是原油性质好,低密度、低黏度,油水黏度比小,和其他开发油田有很大不同,避免了注水开发过程中的非均质性和注入水的非活塞现象,其基本规律是:注水开发的早、中期含水上升速度慢,采出程度高,相当多的水驱可采储量在中、低含水期就可采出,中原油田濮城沙一段油藏的开发实践就证明了这一点。中原油田的储层具有小孔隙、细喉道、低渗透的特点,和大孔隙、粗喉道、高渗透油田有很大的不同,开发中必须区别对待,特别是保护油气层不受污染,要形成大思路、大政策,贯彻到油田开发的始终,实现注水开发的高水平、高效益。

低渗稠油油藏蒸汽吞吐合理开发井距的确定——以叙利亚O油田为例

以叙利亚O油田SH_B油藏为例,研究了低渗稠油油藏蒸汽吞吐开采时考虑变启动压力梯度影响的有效动用范围和合理开发井距。首先采用驱替实验测定不同渗透率、不同原油黏度条件下油相的启动压力梯度,确定启动压力梯度与流度呈幂函数关系;然后基于水平井焖井结束后,开井生产时的水平井沿程温度变化和建立的黏温关系,首次揭示了水平井沿程的变启动压力梯度分布特征。在此基础上,建立考虑变启动压力梯度的数值模型,通过数值模拟,研究低渗稠油油藏蒸汽吞吐开采时考虑变启动压力梯度的油藏有效动用范围,论证了油藏合理开发井距,为O油田SH_B油藏蒸汽吞吐开发方案编制提供了依据。

锦27-平1稠油水平井钻井液、完井液研究

根据锦27块大凌河油层岩性及低渗稠油油藏特点,以及水平井钻井施工要求,钻井过程中大斜度段选用低土相硅聚合物钻井液体系,水平段选用无土相复合盐水聚合物完井液体系。结果表明,上述钻井液、完井液体系不仅满足了水平井大斜度段防塌防漏、井壁稳定和清洁井眼要求,而且满足了水平段油层保护要求,获得了良好的生产效果。

水敏性低渗透稠油薄油层压裂改造方法

低渗敏感稠油油藏存在着原油流动性差、地层容易受伤害的特点,采用常规开采模式开发后,产液量下降快、含水高,后期注汽压力高、质量差,导致开发效果不理想.针对该类油藏特点及开发历程,本文进行岩石力学敏感性分析,然后结合数值模拟以及前期改造经验开展论证,最终确定以压裂为主并结合防砂的工艺手段,结合油藏特征优化施工参数与压裂体系配方,形成压裂+防砂复合改造技术模式.在现河该类区块施工后实现了原油增产、油层改造的效果,为该类油藏的开发提供借鉴经验.

火烧油层技术在庙5块低渗透稠油油藏中的应用

方法在物理模拟的基础上，利用数值模拟及油藏工程方法，对影响火烧油层的技术参数进行了优选研究，并对影响火驱成败的油藏地质参数、注气参数进行了分析。目的寻找适合庙５块低渗透稠油油藏的开采方法。结果提出了庙５块火驱的最佳开采方式、点火参数及注气参数；庙５块火驱生产后，平均单井日产液由０１ｔ上升到５６ｔ，平均单井日产油由０１ｔ上升到３５ｔ，生产２６ｄ后由于压风机供风不足被迫停止火驱注气；从数模结果看：火驱最终采收率可达３９８％。结论火烧油层是一种潜力很大的稠油开采方法，但其物理、化学反应机理复杂，火烧前缘难以控制；庙５块火驱初期虽然见到了一定的生产效果。