稠油油藏水驱转热采工艺可行性分析

胜利油区水驱稠油油藏经过多年的注水开发，由于原油粘度的增大和剩余油分布的高度分散，导致开发后期采油速度低、产量低，严重限制了油藏采收率的提高，因而必须寻找合适的接替技术。中外水驱转热采的实践经验证明，热采技术的高温蒸汽降粘和超覆作用等手段可大幅度提高水驱后稠油油藏的采收率，解决水驱开发无法解决的降低原油粘度和提高波及体积等问题。水驱转热采适合于埋藏深度小于1400m的普通稠油油藏，可大幅度提高原油采出程度。胜利油区的油藏条件完全符合水驱后转注蒸汽的筛选标准，具有广阔的应用前景。     

关于孤三油藏经营管理区稠油剩余油挖潜的实践与认识

针对胜利油田分公司孤岛采油厂孤三油藏经营管理区稠油热采的开发现状,从剩余油分析入手开展精细油藏挖潜,对于粘度较高低产低效的稀油单元由水驱转为蒸汽吞吐,原油粘度高、开采难度大的孤南4井区实施油溶性降粘剂＋二氧化锯、双空心杆升温井筒降粘等配套工艺,同时采取间歇蒸汽驱、多井蒸汽吞吐、氮气调剖办法来改善蒸汽吞吐后期稠油单元开发效果。     

微生物清蜡降粘采油技术在垦90断块油田的应用

将由垦 90断块油水样中培养出的 12种厌氧、嗜热、耐压菌种按最突出的性能划分为降粘、降蜡、乳化 (降粘 )等菌种 ,分别作用于该断块 4口井产出的原油 ,一些菌使高蜡高凝高粘原油凝固点下降 4 .5～ 9.0℃ ,5 0℃粘度下降16 %～ 5 2 % ,一些菌使原油含蜡量下降 4 %～ 14 % ,一种菌使原油烃主碳峰由C2 4移至C16。考察了这些菌的生长条件 :水矿化度一般 <1.0× 10 5mg/L ,最高达 1.5× 10 5mg/L ;pH值一般 5～ 9,耐酸菌为 5 .5 ,耐碱菌为 7.5。在垦 90断块油藏 (温度 10 0～ 110℃ )的 4口油井中通过油套环空注入由 3种或 4种菌组成的混合菌液 ,一次 30 0～ 10 0 0kg ,使试验井抽油机负荷减小 ,管线回压降低 ,免修期延长 ,一些井产油量有所增加     

塔河油田井简降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa.s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000-100 000 mPa.s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺。     

塔河油田井筒降粘技术分析与评价

针对塔河油田油层埋藏深、原油粘度及性质差异大的特点,分析了常用稠油降粘井筒举升工艺(包括电伴热井筒举升工艺和掺稀油降粘采油工艺)的适应性,并对现场应用效果进行了评价,结果表明,对于供液能力较足、自喷能力较强、原油含水较低、原油温度敏感性较好、原油粘度(50℃)小于20 000 mPa·s的稠油井,可采用电伴热井筒举升工艺;对于粘度20 000～100 000 mPa·s的稠油井,可采用掺稀降粘采油工艺.     

稠油井简化学降粘的室内研究及现场应用

针对塔河油田奥陶系稠油油藏特征，解决原油进入井筒后，由于井筒热损失造成原油粘度增大流动困难问题，在室内开展了塔河油田稠油井筒降粘实验，研制出适合塔河油田使用的稠油降粘剂。通过现场5井次的井筒降粘试验，都取得了较好效果。     

稠油降粘剂复配及降粘效果研究

研究了温度、单一降粘剂和复配降粘剂体系对河南某油田稠油的降粘效果,结果表明,稠油粘度随着温度上升而下降,当温度高于60℃时,粘度随温度升高下降缓慢并逐渐趋于稳定。等量等温试验条件下选取的5种降粘剂中AES的降粘效果最好,确定的降粘剂复配体系最佳复配条件为：AES用量0．2％,温度80℃,OP-10用量0．2％,十二烷基磺酸钠用量0．4％,此时降粘率达到97．50％以上。     

化学降粘采油技术研究及应用

BMW油田稠油油藏埋藏深,储层薄,平均有效厚度薄,单层厚度小于5m,夹层发育,典型特薄层稠油油藏。原油黏度高,常规水驱开发效果差;以含泥质细砂岩、灰质细砂岩和粉砂质细砂岩为主,热采出砂严重。目前已进入多轮次蒸汽吞吐阶段,热采效果大幅下降。针对多轮次吞吐后不具备热采开发潜力,先后在M1200、M3700开展了降粘冷采试验,取得了较好的增油效果。     

塔河油田超深自喷井流态特征分析

针对塔河油田油藏埋藏深、原油粘度高、井筒热损失大导致自喷困难的实际问题，根据热量传热原理和两相流动理论，建立了自喷井中产出液沿井筒流动与传热的热力学模型。运用该模型计算了塔河油田5口稠油井产出液沿井筒的温度和压力分布。计算结果表明。随着产出液沿井筒的举升。压力逐渐减小，温度不断下降。当温度下降到一定数值时。原油粘度明显增大，即对应原油的拐点温度出现。因此，可以根据流态特征来估计该原油的拐点温度，为选择合适的降粘方法和降粘深度提供了技术指导。     

超稠原油抗盐乳化降粘剂的研制及室内评价

针对胜利油田王庄稠油粘度大、开采难的问题，研制了新型超稠油抗盐乳化降粘剂JDL-1。原油的粘温实验表明，王庄原油在温度超过50℃时，粘度随温度的升高变化趋缓。用自行研制的降粘剂JDL-1和几种不同降粘剂对王庄稠油做了降粘实验，实验结果表明，降粘剂JDL-1的降粘效果最好。对于影响降粘剂JDL-1对王庄稠油降粘效果的因素做了系统实验，包括降粘剂加量、油水比、降粘温度、矿化度等。结果表明，降粘剂JDL-1的最佳降粘实验条件为：加入量小于0．3％，油水比70：30，降粘温度50℃。     

稠油油藏水驱转热采开发经济技术界限

稠油油藏水驱采收率低,因其原油粘度高,不适合转化学驱,但转热采可大幅度提高采收率.以孤岛油田孤六区东3-34井区为例,运用数值模拟手段,分析稠油油藏水驱采收率的主要影响因素和转热采后的效果,论证了转注蒸汽热采的可行性.在此基础上,通过对水驱后转热采影响因素的定量分析,研究了转热采时机、油层有效厚度及原油粘度与转热采提高采收率的关系,结合经济评价,建立了水驱转蒸汽吞吐和蒸汽驱的开发经济技术界限公式.研究表明,低效水驱稠油油藏通过转热采可大幅度提高采收率,符合条件的油藏应及早转热采,仅转蒸汽吞吐就可提高采收率10%左右,转蒸汽驱后还能提高采收率10%以上,转热采可以作为水驱稠油油藏提高采收率的主要接替开发方式.     

扶余油田水驱油藏转注蒸汽开发配套技术研究与应用

扶余油田注水开发30多年,由于油层脱气、水洗氧化等作用的影响．原油粘度逐渐升高。尤其是东区的原油粘度,已经达到甚至超过普通稠油的界限．这些地区存在采油速度低、采出程度低及采收率低等问题,开发效果较差。为解决开发中的矛盾．经过精心研究和科学论证,确定扶余东区适合注蒸汽方式开发．在2007-2010年通过实施新井热采试验,取得了非常好的效果。在试验过程中,形成了适合扶余油田油藏特点的水驱油藏转注蒸汽开发配套技术。     

稠油掺轻油的室内试验研究

本文主要介绍了大港油田南部混合原油(稠油掺轻油)降凝降粘的规律。室内试验表明,在半对数坐标上,掺入的轻油量与混合原油的稠度系数K、粘度μ_m、降粘效果μ。/μ_m以及μ。/μ_m与温度呈线性关系。     

新疆夏子街油田井口强磁防蜡试验

在夏子街油田的生产井中，有90％油井的出油管线结蜡严重（冬春季热洗周期均小于8天，最短的只有5天）。在9口油井井口安装了强磁防蜡降粘器，并对其中3口井进行了磁处理效果测试。测试结果表明：①强磁防蜡降粘可使出油管线的热洗周期延长8倍以上；②在空白样品凝固声、以上2℃时，磁处理原油粘度的降低率平均达50．55％；③磁处理原油的析蜡温度比空白样品下降2．5～3．5℃；④夏子街原油经强磁处理后，有效持续时间一般可达5h以上。     

聚驱降粘防蜡剂的研制与应用

根据聚驱采出液含有油,气,水,聚合物等主要成分的特点,有针对性地选取了活性剂,轻烃,聚合物降粘剂DL－1,消泡剂,助剂等5大类药剂组成的降粘防划剂,相同含水,不同含聚,不同加药量的采出液降粘防蜡试验,得出如下结论：同一含水,同一加药量阶段,粘度,降粘率,防蜡率随聚合物浓度上升而上升,同一含水,不同含聚阶段随加药量上升,防蜡率,降粘度随之提高。     

生物酶降粘剂在捞油井稠油降粘中的应用

针对辽河油田曙1～20374井目前存在的油帽粘度高、关井时间长、在套管内形成死油帽、难以进行捞油作业等问题,考察了生物酶降粘剂SUN600对捞油井稠油的降粘效果。结果表明,生物酶稠油降粘技术能有效解决原油粘度高而难以采出的问题,降粘率达99％;当温度为50℃时,生物酶降粘剂降粘效果最好;且生物酶降粘剂用清水配样比污水降粘效果好,但对超稠油效果不明显;生物酶稠油降粘技术相对成本较低,增油效果明显。     

马来酸酐/苯乙烯/丙烯酸高碳醇酯共聚物的制备及对稠油的降粘性能

以甲苯为溶剂在引发剂存在下使马来酸酐、苯乙烯、丙烯酸共聚 ,再在Lewis酸存在下使共聚产物直接与C16～C18混合醇反应 ,得到马来酸酐 /苯乙烯 /丙烯酸C16～C18混合醇酯共聚物MSA。通过红外特征吸收峰的指认确证了MSA的结构。体积比 85∶15的胜利孤岛原油 (5 0℃粘度 2 1.5Pa·s)与 35 3mg/L的MSA煤油溶液形成的稀释油 ,其粘度随温度升高 (4 0～ 6 5℃ )而降低 ,在 5 0℃时表观降粘率为最高 ,达 95 .8% ;稀释油 5 0℃时的粘度随MSA煤油溶液浓度增大而下降 ,在浓度 35 3mg/L时达最低值 710mPa·s,浓度继续增大时反而上升。用阴、非离子二元混合表面活性剂及一种水溶性聚合物将溶于少量煤油的MSA制成水包油乳状液 ,将原油与MSA水乳液按体积比85∶15 ,表面活性剂混合物与原油质量比 1∶10 0 0混合 ,得到的水包油型乳化原油 5 0℃时的粘度与MSA在水乳液中的浓度之间存在类似的关系 ,浓度为 35 3mg/L时粘度为 6 75mPa·s ,浓度为 4 70mg/L时粘度有最低值 4 0 0mg/L ,此时实际降粘率为 71.5 % ,浓度继续增大时粘度上升。油溶性降粘剂与乳化剂结合用于稠油降粘 ,费用较低 ,效果较好。共聚物不提纯直接酯化和提纯后酯化得到的MSA的降粘性能相差不大。表 3参 9。     

化学添加剂提高蒸汽吞吐效果室内研究

针对目前蒸汽吞吐开采稠油中存在压力下降较大、回采水率低、吞吐效果差的问题,开展了化学添加剂提高蒸汽吞吐效果的室内研究.从热稳定性、降粘性能、原油馏分分析、物理模拟试验方面对化学添加剂进行了性能评价.根据试验结果,该化学添加剂能明显降低表面张力;在高温下与原油发生反应,增加原油的轻质馏分,使原油粘度降低,而且原油经过降粘后粘度不会反弹.经过化学添加剂处理后,可节约蒸汽量28.6%.     

捞油井生物酶降粘技术

针对辽河油田曙1-20-374井目前存在的油帽粘度高、关井时间长、在套管内形成死油帽,难以进行捞油作业等问题,进行了生物酶稠油降粘在捞油过程中的作用研究,分析了降粘机理及影响降粘率的各个因素。结果表明:生物酶稠油降粘技术能够有效解决原油的粘度高而难以采出问题;当温度为50℃时,生物酶降粘效果最好;超过50℃,降粘效果随温度升高而降低,且生物酶用清水配样比用污水配样效果好,对超稠油效果不明显;生物酶稠油降粘技术相对成本较低,增油效果明显。     

孤岛油田中二北馆5高含水井氮化泡沫调剖治理

1 概况孤岛油田中二北馆 5热采单元储层为粉细砂岩 ,河流相正韵律沉积 ,埋深浅 ,胶结疏松 ,易出砂。油稠 ,地面原油粘度为5 0 0 0～ 2 4 5 0 0mPa·s,于 1992年投入热采开发 ,目前有油井 10 0口 ,开井 84口 ,日油水平 4 0 9t,是孤岛油田稳产的主力单元。随着孤岛油田中二北馆 5