浅薄层特超稠油油藏冷热交替开采技术研究

针对浅薄层特超稠油油藏蒸汽吞吐开发初期面临的油层厚度薄、原油黏度高、蒸汽热损失大、吞吐有效期短等问题,提出了冷热交替大周期吞吐开发模式,有效改善开发效果。为此开展了浅薄层特超稠油油藏冷热交替开采三维物理模拟研究,结果表明:受顶底盖层热损失影响,蒸汽吞吐温度下降迅速,峰值产量较高,但单周期生产时间较短,约100 min;降黏吞吐可以降低吞吐井附近含油饱和度,提高产油速度,降低含水率,延长吞吐周期50 min以上;提高温度可以增强降黏剂的降黏效果,第二周期开始冷热交替改善效果优于第一周期,其生产时间延长60 min,含水率降低45%,周期采出程度提高1.7%。利用数值模拟方法优化了冷热交替的注入参数,建立了该技术的政策界限:最佳转冷热交替的时机为2~3周期,注入强度为0.02 t/m;适用的油层厚度小于8 m,原油黏度小于200000 mPa•s,含油饱和度大于0.6,渗透率大于1000 mD。

稠油油藏多轮次吞吐阻流环的分布特征及突破开采技术

随着稠油油藏吞吐轮次的增加,原油黏度较小的组分被优先采出,近井带周围会形成高黏阻流环,储层渗流能力降低,导致周期产油量、周期产液量,周期气油比持续降低。为了弄清阻流环的形成机制及对渗流的影响,利用物理模拟和数值模拟方法,对不同周期稠油性质、渗流特征以及阻流环影响下的黏度场、温度场、压力场和饱和度场的变化特征进行研究。结果表明:多轮次吞吐后轻质组分被优先采出,重质组分留下,在近井带40~60 m处形成以沥青质、胶质等重质组分堆积为主的环状高黏阻流环;阻流环的宽度随着吞吐周期的增加而增大,阻流环会降低储层的渗流能力,影响了油藏中流场的分布特征,对远井区稠油的渗流起到遮挡作用,导致井间的原油难以有效动用;为了消除阻流环的不利影响,形成了基于阻流环分布的“前置降黏+高压搅动”“高效降黏+气体增能”2类释放产能促效引效开采技术。研究成果为多轮次吞吐稠油油藏持续高效开发提供实验支撑和理论依据。

多轮次吞吐热采用表面活性剂配方的实验室评价

针对胜利油田多轮次吞吐稠油油藏蒸汽驱油效率低、油品与蒸汽质量比降低等难题,通过筛选优化了表面活性剂中十八烷基苯磺酸钠(SOBS)和木质素磺酸钠(SLS)的配比,考察了优化配比后表面活性剂的乳化降黏、界面活性、润湿性、剥离原油、驱油等性能,利用石英晶体微量天平分析了岩芯表面原油的吸附量。实验结果表明,质量比7∶3的SOBS+SLS添加量为0.2%(w)时,胜利油田稠油的油水界面张力降低到0.12 mN/m,界面张力平衡时间20 min,乳化稠油黏度降低到35 mPa·s;岩心亲水性明显改善,由中性润湿变为亲水性润湿;油水界面张力降低使原油脱附速率增快,有助于油相剥离,提高驱油效率;在优化条件下,单管物模驱油效率提高13.22百分点。

疏水缔合聚合物强化泡沫室内实验研究

多轮次吞吐稠油储层非均质性加剧,传统氮气泡沫封堵强度难以满足油藏调剖需求。利用疏水缔合聚合物PDR-1对氮气泡沫进行强化,研究了疏水缔合聚合物强化泡沫的机理,评价了强化泡沫的稳泡定性、封堵强度、改善非均质性能和驱油性能。实验结果表明,PDR-1能够与高温起泡剂FCY-2形成混合胶束,具有向气液界面聚集的趋势,同时利用缔合作用大幅提高泡沫液相和气液界面的黏弹性,从而延长了强化泡沫析液半衰期;强化泡沫能够有效封堵大孔道、改善非均质,提高驱油效果,100℃时阻力因子为466.2,综合驱油效率提高29.43百分点;温度越高,PDR-1提升泡沫性能的幅度越小。疏水缔合聚合物强化泡沫体系的研究可为稠油开发的提质增效提供技术支撑。

胜利稠油地下催化水热裂解改质研究及应用

针对胜利油样开展催化水热裂解改质研究,240℃-350℃范围内改质催化剂可提高水热裂解反应效率最高达52.63%、降低反应温度50℃,降粘效果30d无明显变化。初步形成改质效率表征方法。现场应用取得增油效果。

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。

稠油热采井产液剖面测试技术的研究与应用

针对稠油热采井产液剖面测试难的问题,研制了一种新型稠油热采井产液剖面测试仪。该测试仪采用单芯直读曼码方式监测稠油热采井井下产液的温度、压力、流量和含水体积分数等信号,其最大特点是用液体电极电容传感器技术测量产液剖面中的含水体积分数。液体电极电容传感器技术不但能在低含水体积分数情况下保持传统电容式含水体积分数仪测量精度高的特点,而且能解决高含水体积分数情况下电容传感器无法测量含水体积分数的难题,扩宽了电容法测量含水体积分数的应用范围。室内试验结果表明,在含水体积分数为5%~97%范围内,产液剖面测试仪测量得到的含水体积分数与快关阀法测量得到的含水体积分数偏差小于6%。研制的稠油热采井产液剖面测试仪在胜利油田稠油热采区块取得了成功应用,为油田产液剖面测试提供了新的测试方法,具有广阔的推广应用前景。

稠油油藏化学降黏驱全耦合数值模拟方法

化学降黏驱是提高稠油采收率的新方法,现有的数值模拟方法不能准确描述降黏驱过程中各组分、相间的物理化学变化过程。结合油水两相控制方程、降黏剂浓度传质方程及辅助方程,构建了浓度场-渗流场全耦合化学降黏驱替数学模型,获得了乳液黏度-含水率、降黏剂溶液黏度-浓度及降黏剂溶液与原油界面张力的辅助方程,采用具有有界性的高阶迎风格式克服了一阶迎风格式的不足,提高了浓度散度的计算精度,优选有限体积方法提高了解的准确性,并对降黏驱数值模拟结果与实验结果进行了验证。在此基础上开展了降黏驱数值化实验,优化了降黏驱的注采参数。研究表明:建立的模型可以表征降黏剂的控黏效果;随着降黏剂注入浓度、注入量和注入速度的增加,采出程度逐渐增加,但采收程度增长率逐渐减小;0.4%浓度的降黏剂采收程度提高幅度最大;合理注入量介于0.2~0.6 PV,PV(pore volume)表示孔隙体积;推荐选用段塞较大、段塞中降黏剂浓度较高的方案;合理的注入速度应根据油田自身产能设计。该研究为稠油油藏降黏驱开发方式优化与调整提供了重要技术手段。

垦119沙三段深层稠油冷采技术研究

垦119区块属于深层地层超覆特超稠油油藏,此类油气藏的主要特点为:油层埋藏深(2277~2284.5m);原油粘度大(80℃时原油粘度26499m Pa?s),水敏性强;目前胜利油田尚无针对深层地层超覆特超稠油油藏的主导工艺。本文通过室内研究、数值模拟和现场实验,在研究深层稠油渗流规律的基础上,开展了深层稠油化学冷采工艺技术研究,优化了垦119深层稠油冷采技术。

稠油开采降粘剂研制及性能评价

文章针对胜利油田高采出、高含水和低采油速度的现状,研制了具有降粘洗油效果的强化冷采降粘体系,对体系的降粘性能、原油匹配性能、油砂洗脱性能以及物模驱油效果进行评价。结果表明,该降粘体系在微动力下可降低不同油藏稠油粘度90%以上,常规降粘率达到99%以上;体系具有良好的油砂洗脱性能,对不同油藏稠油的油砂洗脱率达到91%以上;物模驱油效果评价研究表明,体系可提高1#井稠油驱替效率15.5%,含水降低10%;该井数值模拟研究表明,当体系浓度为0.5%时,最佳注入量为800t。

孤岛东区稠油油藏控水降黏吞吐技术界限研究

针对孤岛东区稠油区块油水过渡带附近井网不完善;纵向水淹差异大,顶部动用差,储量控制程度低,以及常规完井无法转周引效的问题,建立并完善了孤岛东区普通稠油油藏的典型井地质模型,考察了原油黏度、渗透率、含油饱和度和净总比等因素对稠油化学降黏吞吐生产效果的影响,从而形成化学降黏吞吐的油藏筛选条件。依据现场不同类型油藏实施参数、效果,结合数值模拟研究,明确了稠油油藏化学降黏吞吐油藏技术界限,实现较好的开发效果。

蒸汽驱替稠油水热裂解改质行为的室内物理模拟

以胜利油田某稠油作为研究对象,将岩心作为多孔介质填充在岩心驱替仪中模拟地层条件,采用双亲性催化剂,研究了不同反应条件下稠油水热裂解改质行为。结果表明,在多孔介质条件下,采用直接驱替的方式,稠油降黏率达到20.8%;在多孔介质体系中加入双亲性催化剂后,采用先反应后驱替的方式,稠油黏度显著降低,在低温环境(65℃)下进行驱替的降黏率为57.9%,但在低温环境下驱替导致沥青质组分摩尔质量增大,沥青质摩尔质量由5244 g/mol增加到6690 g/mol。当反应完成后保持高温环境(265℃)时,直接用热水驱替的降黏效果更好,裂解程度更高,其降黏率最高达到96.0%。研究结果对稠油水热裂解反应在现场应用过程中的操作条件优化具有重要的指导意义。

草27块特超稠油HDCS技术参数优化研究

草27块特超稠油区块实施了HDCS等工艺措施,但仍然存在注汽压力高、化工费用高、稠油提质提效与成本投入之间的矛盾日益突出等问题。因此还需要根据草27块油藏地质特征,开展HDCS工艺参数优化研究,提高草27块的开发效果。

稠油油藏提高单井产能技术

稠油热采多轮次吞吐后期油汽比明显变差,需要采取措施提高开采效果。本文提出以SD降粘体系或氮气、二氧化碳辅助SD降粘体系强化稠油开采。实验结果表明,SD降粘体系对胜利油田不同区块粘度5000~15000m Pa·s稠油,体系浓度0.5%均可将其粘度降低至300m Pa·s以下。物模驱油实验结果表明,氮气、二氧化碳可进一步提高驱替效率,协同增效。数模注入参数优化结果为注入浓度0.5%、注入强度为每米油层150m^3~200m^3。

国外稠油化学驱技术调研

热采方法已受到油层条件的限制热量损失严重、成本急剧增加,稠油水驱突破时间较早、采收率低,因此稠油化学驱对于提高稠油油藏的采收率具有重要的意义。文本通过对国外稠油化学驱项目进行调研,扩展了稠油油藏的筛选标准,以期对我国的稠油开采提供重要的指导和借鉴。

稠油油藏耐高温洗油剂体系的研制及性能

基于分子模拟技术设计并合成了一种以C_(12)^(+)蒽为疏水基团、磺酸钠为亲水基团的全新结构的表面活性剂,对合成的反应条件进行优化。将合成的表面活性剂与降黏剂及助剂复配增效制得耐高温洗油剂复配体系,考察了洗油剂复配体系的耐高温性、表面张力、洗油率等,并对洗油剂复配体系的性能进行评价。实验结果表明,以三氯化铝为催化剂、硝基苯为溶剂,在反应温度70℃、反应时间8 h的条件下,表面活性剂产率可达92%。在油藏条件下1.00%(w)的洗油剂复配体系的洗油率达72%,沉降脱水率达83%;针对不同黏度的原油,0.30%(w)的复配体系降黏率均可达99%,具有优异的降黏性能和洗油性能。

增溶剂作用下二氧化碳在稠油中的溶解机理

为了分析增溶剂作用下CO在稠油中的溶解机理,以乙二醇二甲醚为增溶剂,测定了不同温度、压力以及增溶剂含量下CO在稠油中的溶解量,并采用分子动力学模拟方法计算了不同条件下CO的溶解度参数和CO与增溶剂分子的径向分布函数。研究表明,增溶剂的加入提高了二氧化碳在稠油中的溶解度,在低温度、高压力、高增溶剂含量下,溶解度参数相对较大,有利于CO的溶解。乙二醇二甲醚分子含有两个醚基,其与CO氧原子间存在强烈吸引力作用,揭示乙二醇二甲醚作为增溶剂提高二氧化碳在稠油中溶解度的微观机理。这为增溶剂的研发提供了理论指导:富含醚基的有机小分子可能是潜在的CO增溶剂。

提高孤六联稠油脱水效率破乳增效剂开发及应用效果

随着稠油开采规模逐步加大,孤六联稠油采出液破乳脱水难度增大,依靠提升脱水温度进行脱水大大增加了能耗,常规的聚氧乙烯、聚氧丙烯醚类非离子破乳剂对孤六联稠油脱水速度偏慢,最终脱水率偏低,严重影响了孤六联的正常生产。通过研制投加提高破乳剂脱水速度和最终脱水率的破乳增效剂,在55℃条件下可提高破乳剂脱水速度1倍以上,降低了原料油含水率,提高了加热效率。孤六联稠油采出液破乳脱水效率大幅提升,现场应用取得明显效果。

孤六联稠油脱水增效破乳剂试验研究

随着稠油开采规模逐步加大,孤六联稠油采出液油水分离问题日益突出。为了提高破乳剂在较低温度下的脱水速度,利用改性淀粉作为起始剂,加入环氧乙烷、苄基氯和有机胺合成了一种破乳增效剂。室内实验表明:破乳剂与破乳增效剂按照6∶4的比例复配投加,在55℃条件下可提高破乳剂脱水速度1倍以上。在孤六联现场实施,将破乳剂与破乳增效剂在二次罐出口按照6∶4复配投加,同时优化现场加药工艺,电脱水器的处理液量由原来的1 600 m^3/d降至目前的1 100 m^3/d,减少约30%的无效加热液量;在70℃即可保证孤六联合站正常运行,原料油含水率由试验前的32%降至26%,外输原油含水率由1.1%降至0.95%,外输水含油质量浓度由900 mg/L降至800 mg/L,效果显著。

高盐稠油油藏两亲降粘驱油体系溶液性能研究

由于尚一区外围区块属天然能量开发,内部井没有能量补充,油藏驱动力弱,油水流度比大,要求驱油体系在微动力下具有高效降粘能力。但其油藏非均质性强、渗透率较低、储层润湿洗油困难,因此对驱油体系的高效渗透、润湿洗油、均匀波及能力提出了更高的要求,亟待开发以微动力降粘为主、兼具润湿洗油功能的两亲聚合物驱油体系。对此本文研制了新型两亲降粘驱油体系(APFS-2021),在高盐环境下仍能形成网络状结构,亲和稠油能力强、降低稠油粘度效果好,针对现场油藏条件降粘率可达90%以上。