含水层储层多能互补系统的采热效果数值模拟分析

构建了一种基于含水层储层的多能互补系统,分析了含水层多能互补系统的地层温度响应特征和产水井温度变化规律,探讨了回灌温度、井底压差和井间距对产水井温度的影响规律,最后通过响应面法分析了各因素的显著性。结果表明,该系统可有效延长地热井使用年限,并实现将波动性能量通过地层内的热量交换和平衡最终输出稳定能量的功能。提高回灌温度可减缓产水井温度的下降幅度,增大井底压差会缩短平衡产热时间并加速产水井温度下降,增大井间距导致产水井稳定时间延长并减缓产水井温度下降幅度。采用响应面分析方法,分析出4个因素对产水井水温影响的主次顺序为井间距>井底压差>回灌温度>使用年限,交互作用中影响最大的为回灌温度与井间距。

特高含水油藏剩余油分布特征与提高采收率新技术

渤海湾盆地胜利油区经过60多年开发,整装、断块油藏已处于特高含水开发阶段,含水率超过90%,稠油油藏进入高轮次吞吐开发阶段,整体采出程度不到40%,仍有大幅度提高采收率的潜力,需要攻关进一步提高采收率技术。针对整装油藏特高含水后期高耗水层带发育、低效水循环严重,断块油藏剩余油分布差异大、有效动用难度大,深层、薄层超稠油注汽难、热损失大,有碱复合驱油体系结垢严重,聚合物驱后油藏动态非均质性更强、剩余油更加分散以及特高含水后期套损井多、出砂加剧、精细分层注采要求高等难题,明确地质及剩余油分布特征,深化驱油机制认识,围绕整装油藏经济有效开发、断块油藏高效均衡开发、稠油油藏转方式开发、高温高盐油藏化学驱开发开展技术攻关,形成整装油藏精细流场调控技术、复杂断块油藏立体开发技术、稠油油藏热复合驱提高采收率技术、高温高盐油藏化学驱技术、特高含水期主导采油工程技术等特高含水油田提高采收率技术系列,开辟先导试验区,取得显著开发效果,实现工业化应用,支撑胜利油区持续稳产。

关中地区中深层同轴套管换热器换热能力及提升措施研究

同轴套管换热器是实现中深层地热能井下高效取热技术之一,其换热能力对地热系统的可持续开发至关重要。以关中地区为例,考虑地层不均匀性建立中深层地热井同轴套管传热计算模型,研究注入温度、注入流量、埋管深度等因素对其取热性能的影响,探讨间歇开采工况下注入温度和注入流量对热储层温度恢复的影响。结果表明:随着注入流量增加,出口流体温度下降,但整个系统的取热功率提高;当注入温度较高时,可有效提高出口流体温度,但系统取热功率降幅较大;随着地层深度增加,出口流体温度和取热功率逐渐上升;减小内管管径,增加外管管径,可有效提高出口流体温度和取热功率;热储层温度恢复能力随注入流量和注入温度的升高而提高;通过降低内管导热系数或选用双内管结构可以降低内管流体沿程温度损失,提高系统的出口流体温度。

碳酸盐岩热储抽灌井光纤测温及地温变化研究

碳酸盐岩热储层具有地热资源丰富、开采条件好、单井涌水量大等特点,是中深层地热资源开发利用的主要热储层之一。在地热长期开采、尾水回灌过程中,既要保持抽灌井之间的水力联系,又要避免热突破的发生,对抽灌井热储层温度长期监测和热源分析计算,是地热资源可持续开发利用的重要课题。文章介绍了抽灌井分布式光纤测温技术,监测了碳酸盐岩热储抽水回灌对地温的影响,根据监测数据分析、计算了热储温度恢复的热源及热量。研究结果表明:受抽灌井间距较小和碳酸盐岩热储优势通道的影响,供暖后第6天,抽水井热储温度明显下降,平均降幅1.6℃,抽灌井产生了热突破;因长期大量低温尾水回灌,第二个供暖季之前回灌井热储温度未能恢复到初始温度,抽水井温度基本恢复;经分析计算,储层热量恢复的主要来源为地热水对流聚热,其次为高温储层、地热水传导聚热。基于该研究结果,在大规模回灌条件下,回灌井温度降低,抽灌井发生热突破是必然的发展趋势,深入开展抽灌井合理井距研究、防止短时间内发生热突破,对促进地热资源可持续开发利用是非常必要的。

热泵间歇制热及土壤热响应特性的研究

研究了广东地区地源热泵机组间歇式运行模式下埋地管换热器的换热能力及土壤热响应特性。土壤源热泵系统的单U、双U埋地管换热器深30m,在连续运行工况下,系统运行12h后土壤温度变化很小,单U和双U井的土壤平均温度分别下降5.16℃和6.30℃,系统停机后自然恢复到初始温度需要长达75h。分别取开停时间比3h:5h和4h:5h进行实验,并比较了间歇和连续两种工况下地埋管换热能力的大小,发现间歇工况下单U井的换热能力可分别提高8.3%和7.6%,双U井可分别提高10.2%和3.1%。

陆相薄互层稠油油藏热采时移地震监测研究

目前,针对陆相薄互层油藏实施时移地震监测尚没有明显的突破,加强时移地震方法、理论的研究和应用,对于我国时移地震监测技术的发展和应用具有积极的意义.根据油藏工程理论,在详细分析火烧油层对储层物性影响的基础上,结合已有的实验室岩石物理测量结果,重点就稠油热采过程中温度的剧烈变化对储层岩石和孔隙流体弹性特性的影响进行了较为详细的分析.并开展了薄互层油藏火烧油层地震正演模拟研究.结果表明,在稠油热采过程中,高温高压不仅会使得孔隙流体特性发生显著的改变,而且储层岩石本身弹性特性的变化也非常明显.即使是对于薄层或薄互层,两方面共同的变化将使得稠油热采前后储层弹性特性产生巨大的差异,进而引起显著的地震异常.因此,开展陆相薄互层稠油热采时移地震监测,不仅具有坚实的岩石物理基础,而且具有切实的可行性.

一种超支化疏水缔合聚合物的制备与性能评价

首先制备了疏水单体2-丙烯酰胺基十四烷磺酸,在此基础上又以改性Si O2功能单体为反应核制备了超支化疏水缔合聚合物(HBPAM),结构经红外光谱(FTIR)和核磁共振氢谱(1H NMR)表征证实。HBPAM在低浓度时主要是分子内缔合,表观黏度低,随着浓度的增加,分子内缔合逐渐变为分子间缔合,又因其独特的三维立体网状结构,溶液黏度显著增加。与梳形KYPAM相比,HBPAM在耐温抗盐及抗剪切方面有较高的优势:升温到85℃时黏度保留率为62.2%;100000mg·L-1Na Cl、150000 mg·L-1Na Cl、500 mg·L-1Mg Cl2、1000 mg·L-1Mg Cl2、500 mg·L-1Ca Cl2、1000 mg·L-1Ca Cl2时的黏度保留率分别为233.0%、132.9%、64.4%、26.1%、66.2%、15.7%;3400rpm/min剪切30s后HBPAM的黏度保留率为69.8%,比KYPAM高10.9%。在60℃烘箱中的30d老化实验证明,HBPAM比KYPAM有明显抗老化能力,尤其是在高矿化度条件下优势更明显。

稠油油藏热采过程中油层动用程度的确定

油层动用程度低是稠油油藏采出程度低的一个重要原因。本文介绍了辽河油田用于确定油层动用程度的三种手段：邻井测温度曲线、ＴＰＳ－９０００型高温测试和对比侧钻井、更新井的电测解释资料。上述资料分析研究表明，辽河油田主要稠油区块的油层动用程度在５０％～７０％之间。

φ139.7mm套管井热采桥塞封堵工艺

采用φ139.7mm套管完井的中、浅薄层低品位复杂小断块稠油油藏,由于油水关系复杂,存在热采井生产见水早,含水上升快,边水突进迅猛的问题。研究开发了φ139.7mm套管井热采桥塞封堵工艺,对2套堵水工艺管柱进行了介绍,并重点介绍了其中的关键工具——热采丢手接头和集丢手、坐卡、坐封、解封功能于一体的新型φ139.7mm套管井热采桥塞的结构、工作原理及技术特点。现场应用表明,该技术可以实现小尺寸套管稠油热采井的高温堵水作业,为低品位稠油油藏的经济有效开发提供了技术支撑。

新型高温粘土稳定剂XFP-2的研制及现场应用

为使水敏性稠油油藏注汽热采能顺利进行,合成了新型高温粘土稳定剂XFP-2,并对其耐温、抗盐、耐水洗和粘土防膨性能进行了评价。实验结果表明,XFP-2防膨能力强,室温、高温时的防膨率均超过90%,具有长效、抗盐的特性,XFP-2耐温可达300℃以上,能满足注蒸汽条件下开采稠油的需要。现场应用表明,该粘土稳定剂能有效保护油层,提高稠油油藏注汽开发效果。

无机复合防砂剂的研制及其在垦东32断块的应用

垦东32断块属于典型的疏松砂岩稠油油藏。以前曾应用高温腹膜砂防砂,效果差。针对该地区油层埋藏浅和温度低的特点,采用室内和现场相结合的方式,开发了适合该区块的无机复合防砂剂。对现场6口井进行了试验,每口井地层充填量为8—12t,携砂比为15%～25%,施工压力5～20MPa。6口井均取得了成功,累积产油量为4392t,截至目前平均有效期已达到230d。该防砂工艺也可以解决类似油藏的防砂问题。

八面河周缘水油藏高含水井热采机理及工艺优化

八面河油田面120区沙三中1砂组产出水性质为近井地带周缘水,对热采增产机理进行分析后的结果表明,温度升高带来的热力降粘和相渗变化是该类型高含水井热采取得较好效果的主要原因,同时注汽量优化和高温起泡剂辅助吞吐可以进一步改善热采效果。此类油藏热采工艺的成功运用,对类似出水稠油油藏的开发具有一定的借鉴意义。

80℃高温油藏聚驱后复合驱油体系性能评价

针对聚合物驱后双河油田80℃高温油藏,从10种表面活性剂中筛选了石油磺酸盐表面活性剂1#,研究了表面活性剂浓度、聚合物浓度、矿化度、新鲜污水等因素对二元体系界面张力的影响,并对二元体系的长期热稳定性、表面活性剂的静态吸附量、注入性、段塞选择和岩心驱油实验进行评价。研究结果表明:1#表面活性剂具有很好界面活性,质量分数在0.1%～0.5%范围内均可达到10^(-3) mN/m数量级的超低界面张力,聚合物浓度对二元体系界面张力影响不大。二元体系具有很好的抗盐性和长期热稳定性,老化90 d后的界面张力仍能保持10^(-2)mN/m数量级。二元体系中表面活性剂在双河油砂上的吸附量要小于单一表面活性剂的吸附量。该二元体系具有良好的注入性。岩心驱油实验表明:低界面张力的二元体系提高采收率的幅度大,聚合物浓度1800mg/L、表面活性剂浓度3000 mg/L的二元体系在聚驱后可提高采收率10.26%。

地面直读式电子压力计在稠油热采中的应用

利用高精度、高分辨率的常规地面直读式电子压力计，在汽驱注汽井停注期间和吞吐井抽油阶段测量并温，替代直接吸汽剖面测井，指导稠油开发，启迪从事稠油热采的同行挖掘现有常规试井、测井仪器的潜力，提高热采油藏动态监测的社会、经济效益。