海上特超稠油油藏小井距蒸汽吞吐汽窜堵调工艺

渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、井组同注数值模拟及现场试验,井间汽窜得到有效控制。研究结果表明,局部高含水低渗储层经蒸汽冲刷后平均渗透率或高于探井阶段测量值,对于已汽窜井开展井组同注措施,对于未汽窜井及井组边部井采用强化泡沫调剖,该措施不仅可以有效控制和预防汽窜,同时可均匀动用储层,优势层段吸汽剖面级差降低46.8%。泡沫调剖辅助井组同注的工艺策略实施后单井产能提高12%~33%,对海上特超稠油高效开发具有指导意义。

渤海稠油热采开发技术挑战、现状及展望

海上稠油开发成本高、单井累产油要求高,导致渤海部分稠油储量长期未能得到有效开发。针对海上稠油热采的技术瓶颈,渤海油田自2008年建立海上稠油热采先导试验区开展技术攻关,经历单井热采、井组热采、油田规模热采等不同阶段,在“十三五”期间成功实现了南堡35-2和旅大27-2两个稠油先导试验区的开发。在分析渤海稠油资源的基础上,详细阐述了自2020年进入规模化热采阶段以来海上稠油热采在蒸汽吞吐、热气剂多介质辅助吞吐、蒸汽驱、热采配套工艺等方面的关键技术突破与矿场实践,实现了海上稠油热采油田从薄层到厚层、从普通稠油到特超稠油、从边水油藏到顶底水油藏的扩展;攻关形成以蒸汽吞吐、蒸汽驱为主,多介质复合吞吐为辅的渤海稠油热采开发技术体系,助推了渤海2023年建成稠油热采年产85万吨的产量规模。详细梳理了“十四五”期间渤海稠油热采面临的新挑战,以渤海稠油热采中长期产量规划为引领,展望了海上稠油油田热采技术发展趋势,以期为后续海上稠油规模化热采提供借鉴。

接枝不同种类氨基酸对聚天冬氨酸阻垢剂阻垢性能的影响

在油田生产过程中结垢问题给油田企业带来巨大损失。常见的处理结垢的方法大致分为物理法、工具法和化学法。采用物理法、工具法处理结垢问题存在费用高、垢物清除效率低等缺陷,化学法因其操作简单、用量少、效果好等优点而被广泛采用。近年来,随着人们对环境保护意识的增强,聚天冬氨酸类阻垢剂被广泛研究。以马来酸酐和碳酸铵为原料合成了聚琥珀亚酰胺(PSI),在此基础上接枝丝氨酸、谷氨酸、酪氨酸并研究其阻垢性能。结果表明:谷氨酸接枝改性聚合物(GUL-PASP)阻垢效率为100%,具有优异的阻垢性能。

改性纳米二氧化硅耐温微球调驱剂的合成与性能评价

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)为合成原料,以纳米二氧化硅为载体,γ-(甲基丙烯酰氧基)丙基三甲氧基硅烷(KH-570)为改性试剂,采用乳液聚合法制备了一种具有“核-壳”结构的改性纳米二氧化硅微球,并对其化学结构、溶胀倍率以及微观形貌进行了表征;同时,研究了在不同溶胀时间、温度以及矿化度条件下的膨胀性能;通过填砂管模型驱替实验,研究了改性微球在不同条件下的封堵能力、调剖能力。结果表明,改性微球的成球性好,平均粒径80 nm;50℃时,纯水中溶胀5~10 d后,微球颗粒的溶胀倍率可达2.9~3.9。同时,该微球具有较好的耐温、耐盐性能,在温度<90℃、矿化度<10000 mg/L时,能保持较好的溶胀性能。此外,用作调驱剂,微球的平均封堵率达85%以上;渗透率级差1∶5时,微球的剖面改善率为59.6%。