乐安油田草20区块边水稠油油藏水平井注汽量优化技术研究与应用

乐安油田草20区块边水油藏水平井多轮次吞吐后动用不均衡,油汽比逐年下降,需要根据储层物性、动用程度等因素变化对注汽热量进行优化。在原油黏–温、相渗等室内实验的基础上,建立地质模型,通过对温度场、压力场和饱和度场展布规律的研究,优化储层需要的热量,实现按需注汽。研究结果表明,吞吐初期,注汽强度不断增加,可扩大加热范围提高周期效果;边水入侵后,井底压力趋于稳定,储层需要的热量也随之趋于稳定。

CO_2辅助蒸汽提高春光超稠油开发效果实验研究

春光油田超稠油区块埋藏深、原油黏度大,导致注汽质量差,周期产油、油汽比逐渐变差,为此,开展CO_2辅助蒸汽提高春光超稠油开发效果实验研究。通过稠油高温高压物性实验测试了CO_2在超稠油中的溶解能力及溶解对弹性能和黏度的影响,利用蒸汽驱替实验揭示了CO_2对提高驱替效率的作用机理。研究结果显示,CO_2在春10原油中溶解气油比达到69.7,油气混合体系体积系数达到1.15,溶解增能效果显著;温度升高,则CO_2的溶解量降低,温度每升高1℃,饱和压力则增大0.081 MPa; CO_2溶解后能够大幅度降低原油黏度,降黏率达到98.2%。水驱溶解了CO_2的油气混合体系较驱替脱气脱水原油驱替效率提高了12. 74%; CO_2伴注蒸汽驱较单纯蒸汽驱驱替效率提高了11.55%。

CO_2改善单56超稠油油藏蒸汽吞吐效果实验

为了解决单56超稠油油藏单纯蒸汽吞吐开采效果差的问题,开展了CO2辅助蒸汽吞吐工艺研究。结果表明:单56超稠油60℃单纯热水驱油效率仅26.5%,当温度达到150℃时才会有理想的吞吐效果;当CO2在原油中的溶解气油比达到23.9 sm3/m3时,60℃热水驱替效率达到了37.2%,大幅度改善了蒸汽的驱替效果;核磁在线扫描CO2在岩心中稠油的溶解扩散情况表明CO2的自发扩散速度很慢。实验得出单56超稠油CO2辅助蒸汽吞吐工艺参数:注汽前注入CO2焖井时间为5 d以上,蒸汽波及范围内CO2的溶解气油比为标况下23.9 m3/m3,水平井的最优注汽强度为10~12 t/m。

稠油化学降粘冷采技术在胜利油田的研究及应用

化学降粘能有效降低稠油粘度,提高油井产量,具有不动管柱、低成本生产等优点,是近年研究的热点。研制了新型水溶性降粘剂体系,对该体系的降粘性能、油砂洗油性能以及单管岩心驱油效果进行了室内评价。结果表明:降粘剂体系对胜利油田不同区块稠油的降粘率均在95%以上,且具有良好的油砂洗油性能,对不同油藏稠油的油砂洗油率达91%以上,可提高单管岩心驱替效率14.29%。稠油化学降粘冷采技术在胜利油田进行了规模化现场应用,取得了良好的效果。

王152块深层低渗稠油渗流规律实验研究

针对王152深层低渗稠油区块冷采产能低、热采注汽困难等问题,开展王152低渗稠油渗流规律研究。实验结果表明,稠油渗流呈现非线性。温度、渗透率对稠油渗流影响较大。温度低时,流速-压差关系表现出较高的启动压力和非线性渗流特点。岩心渗透率越低,启动压力越大。稠油渗流的最小启动压力梯度随流度的减小而增加。油溶性降粘剂能有效降低稠油粘度,相同温度、渗透率条件下,加入降粘剂的浓度越高,降粘效果越好,相同注入速度下所需压力梯度越小。

富含双键咪唑啉在饱和CO_(2)盐水中缓蚀行为研究

目的合成含有两个双键的亚油酸咪唑啉,与传统的含有单个双键油酸咪唑啉对比,研究其结构对其缓蚀性能的影响。方法在60℃下将Q235钢浸泡于饱和CO_(2)的3%(w)NaCl溶液中,通过失重、电化学测试和缓蚀效率测试,并通过表面分析方法观察腐蚀后钢片形貌变化,最后通过理论计算对合成缓蚀剂进行性能研究。结果电化学与失重结果显示在加入质量浓度为200 mg/L的亚油酸咪唑啉后,缓蚀效率能达到90%,缓蚀性能优于常见的油酸咪唑啉。在结构上,由于亚油酸咪唑啉分子比油酸咪唑啉多了一个双键,增加了咪唑啉缓蚀剂的吸附位点,使其能更好地吸附于金属的表面。结论亚油酸咪唑啉对碳钢有很好的缓蚀性能;在同等实验条件下,缓蚀性能优于油酸咪唑啉;其吸附满足Langmuir吸附等温线;吸附过程中主要通过N—Fe键吸附在Fe表面。

稠油油藏蒸汽吞吐产能预测新模型

针对稠油非达西流动特征,引入稠油油藏有效动用理论,根据蒸汽吞吐开发时井筒周围流体的流动状态进行分区,采用等值渗流阻力法,考虑拟启动压力梯度,分别推导直井和水平井蒸汽吞吐开发方式下的产能预测公式。通过数值计算,分析生产压差、拟启动压力梯度、开发方式以及开发井型等因素对稠油油藏有效动用范围和产能的影响。分析结果认为:生产压差越大,油藏有效动用半径先增加,后趋于平缓,日产油量增加;拟启动压力梯度越大,有效动用半径逐渐变小,且递减幅度逐渐变缓,日产油量逐渐降低;拟启动压力梯度对天然能量和蒸汽吞吐开采的影响均不能忽略,且对蒸汽吞吐开采影响较大;直井和水平井产能均随拟启动压力梯度增加而减小,且水平井产能降低幅度较大。该研究为现场准确评估油井产能,选择合理开发方案提供了理论依据。

高温高压条件下CO2驱稠油微观运移特征

为深入探究高温高压(70℃,8MPa)条件下,CO2驱稠油的微观运移特征及其对采收率的影响,利用高温高压微观可视化模拟系统,模拟不同区域不同阶段的CO2驱稠油过程,研究CO2驱稠油的微观运移特征,并定量分析该过程中CO2对稠油采收率的影响。研究结果表明:CO2驱稠油过程可分为油气互溶、沥青质析出和气体携带部分沥青质颗粒运移3个部分。一次气驱阶段,CO2先以小气泡自由移动,随后发生变形、合并或分裂,最后以连续相运移为主;关井阶段,CO2气体溶解于稠油且伴随沥青质析出;二次气驱阶段,CO2携带部分沥青质颗粒呈连续状运移,扩大波及面积。此外,调整CO2驱稠油过程中的反应条件可以平衡气体降黏和沥青质析出的相互影响,促进油气有效运移,提高采收率。

超临界CO_2萃取稠油影响因素及规律研究

CO_2驱是强化稠油开采的有效方法;但将CO_2注入储层达到其超临界条件会萃取稠油中的轻质组分,破坏稠油的胶体结构导致沥青质析出、堵塞孔喉。目前关于CO_2萃取原油的研究,主要存在被萃取物为模拟油(如柴油)、含油泥砂和油渣等和对萃取过程影响因素的研究集中在萃取压力和温度上这两个问题,对于真实稠油的研究较少,以及对萃取时间的影响规律研究不足。为此别用真实稠油对CO_2萃取前稠油的物性和萃取后萃取物组分进行分析,研究在CO_2萃取过程中压力、温度和萃取时间等因素的作用规律。结果表明:CO_2主要从稠油中萃取出轻质组分(烷烃),萃取量达到大约70%;随着轻质组分被萃取重质的沥青质发生聚沉、析出。CO_2萃取作用随着压力(10~20 MPa)的增大而增强,最终萃取率从8%增大到24%;但温度(60~90℃)对于最终萃取率的影响不大;压力和温度的升高都导致萃取过程中萃取增长率的升高,最高可达7.72%/h;且压力越大、温度越高萃取率也就最快达到平稳状态,此时萃取增长率在0.22%/h^0.35%/h之间;萃取时间为1~2h,萃取作用基本结束。

绥中36-1油田氮气泡沫逐级调驱实验研究

多层砂岩油藏非均质严重,大段多小层笼统注水时注入水沿高渗透层窜流;利用氮气泡沫驱可有效改善注入剖面。在前人双管实验研究的基础上,创新提出应用三管并联驱替注泡沫逐级调驱的实验方法,重点研究了不同渗透率级差、相同渗透率级差不同渗透率级别和气液比对氮气泡沫调驱效果的影响。研究结果表明经过氮气泡沫调驱后,泡沫有效发挥了调整分流作用,使高渗管、中渗管和低渗管的产液量趋于均匀,体现了"分级堵调、逐级启动"的特性,有效改善了非均质储层的开发效果,对该类油藏的高效开发有一定的借鉴意义。

温敏热可逆凝胶堵调体系的研制及应用

为了研究温敏热可逆凝胶在高含水油井堵水调剖方面的应用效果,本文优选精制棉花纤维为主要原料制备温敏热可逆凝胶体系,通过红外光谱分析确定了体系结构,热重分析表明,体系的热分解温度大于350℃。考察不同添加剂对体系的影响,结果表明无机盐可降低体系的凝胶点温度,且影响能力阳离子以Fe^(3+)、NH_4^+、K^+、Mg^(2+)、Na^+、Al ^(3+)的顺序依次增大,阴离子以NO_3^-、CO_3^(2-)、Cl^-、SO_4^(2-)、PO_4^(3-)的顺序依次增大;实验时加大乙醇、丙二醇等有机物添加剂用量可使其对体系凝胶点温度的影响更明显,但不同结构有机添加剂对体系的凝胶点温度降低或升高的影响没有明显规律。研究形成的以2%~5%无机盐、2%~5%稳定剂为添加剂的温敏热可逆凝胶体系,其质量分数为2%时,凝胶点温度为62~70℃和80℃时,封堵率为99.51%;该体系在胜利油田草20区块、陈373块等区块高含水水平井应用,平均单井增油350t,降低综合含水8.0%以上,堵水调剖效果明显。