渤海X疏松稠油油田新型复合解堵体系研究及应用

渤海X油田为典型的疏松砂岩稠油油田,该类储层污染伤害复杂,油井解堵难度大,且随着开发的深入,出砂、无机垢、结蜡以及胶质沥青质析出等多个储层伤害问题并存,采用常规有机解堵、热洗等效果欠佳。本文在明确储层伤害机理的基础上,以稠油油藏凝固点的不同对储层伤害的机理进行分析,并在此基础上开展实验研究提出了ZCCY新型复合解堵体系,有针对性地解决了不同凝固点下稠油油藏储层伤害问题,并在X油田进行推广应用。研究表明,ZCCY稠油解堵体系可有效改善疏松砂岩稠油油藏储层伤害问题,快速恢复油井产能,具有针对性强、成功率高等优点。     

新型高效稠油助产添加剂的研究与应用

针对稠油开采中后期,油稠、地层压力低,地下含水高,常规的降粘助排剂效果不理想,研制了新型高效稠油助产添加剂,该剂由多种新型表面活性剂,固体气源药剂、复合催化剂等组成。具有较好的稠油稀化降粘性能及解堵效果,能够迅速补充地层能量,最大限度地发挥该稠油添加剂的助产效率。适用常规稠油开采及特稠油注汽开采。现场应用效果显著,具有广阔的应用前景。     

车排子浅层稠油油藏试采工艺研究

车排子地区稠油油藏为浅层、岩性油藏。由于储层粘土含量高,油藏埋深浅,地层条件下原油流动性差,导致注汽压力高,注汽质量差,常规试油无产能。为了实现该区块稠油的高效开发,开展了车排子浅薄层稠油油藏的油层保护技术研究、原油降粘工艺研究和储层增能助排工艺研究,形成一套适合车排子浅薄层稠油油藏试采工艺技术。在该区块现场试验3口井,现场试验结果表明,防膨、降粘、增能助排工艺可使车排子地区稠油区块试采见产能,大幅度提高热采开发效果。     

海上疏松砂岩油藏储层保护修井液技术研究

海上疏松砂岩油藏修井过程中修井液漏失严重,造成储层污染,修井作业后产能下降明显。在分析海上A油田储层伤害机理的基础上,开展了修井液技术对策分析。研究出一套适合A油田的低伤害无固相储层保护修井液体系,具体配方(w)为:海水+2.5%~3.0%防膨剂+0.5%~1.0%超低界面张力表活剂+1.5%~2.0%流型调节剂+0.05%~0.08%阻垢剂+1.2%~1.5%抑制助排剂。体系性能评价结果表明:该体系具有较好的抑制性,能够有效防止黏土水化膨胀造成储层伤害;具有较低的表面/界面张力以及良好的阻垢能力。体系与地层水和地层原油的配伍性良好。另外,修井液体系具有较好的封堵性能,并且自返排时突破压力较低,渗透率恢复值大于90%,具有良好的储层保护效果,可以满足海上疏松砂岩油藏修井作业对储层保护的要求。     

渤海特稠油油藏油溶性降黏体系辅助热采室内实验研究

海上某深层特稠油油藏埋藏深、原油黏度高(30 000～50 000 mPa·s)、地层压力高,单纯蒸汽开采易造成注汽压力高、开发效果差等问题,为此,研制了一种油溶性降黏体系,该体系主要由有机溶剂、分散剂和互溶剂组成,并对体系进行了静态评价(闪点、降黏率、溶沥青速率、稠油屈服值)和动态驱替评价。实验结果表明:该体系闪点78.3℃,安全性高,5%质量分数的降黏率可达80%以上,溶沥青速率3.2 mg·(mL·min)~(-1),可使特稠油屈服值降低93%;动态驱油过程中,相比于单纯蒸汽驱,油溶性降黏体系+蒸汽驱的方式可使注汽压力降低53%,驱替效率提高22%,该体系具有广阔的应用前景,可用于辅助特稠油油藏的热采开发。     

稠油油藏多轮次吞吐中后期改善开发效果研究

针对稠油多轮次吞吐中后期油藏渗流能力差、剩余原油黏度高、含水高的特点,研制出新型高效稠油分散降黏体系FSJN。考察了体系的溶解沥青能力、耐温性、降黏率。稠油分散降黏体系能够溶解分散沥青,可耐温160℃。50℃稠油分散降黏体系用量0．6％可将原油黏度降低至300mPa·s以下。60℃、0．6％稠油分散降黏体系可提高纯热水...     

新型多元复合酸化解堵液体系研究

针对海上H油田油井储层堵塞原因复杂、堵塞物种类多样以及常规土酸和盐酸解堵增产措施效果较差等问题,研制了一种新型多元复合酸化解堵液体系,主要由新型多元鳌合酸、防膨剂、缓蚀剂、助排剂以及互溶剂组成。室内评价了该酸化解堵液体系的综合性能,结果表明:该酸化解堵液体系具有良好的溶蚀能力,对目标油田现场无机垢的溶蚀率达到90%,对有机垢的溶蚀率达到85%以上;该酸化解堵液体系对目标区块储层段岩屑的防膨率达到90%以上,对油井现场套管钢的腐蚀速率仅为0.713 2 g/(m~2·h),有良好的防膨效果和缓蚀效果;该酸化解堵液体系对目标区块储层天然岩心的解堵效果较好,可以使天然岩心的渗透率恢复值达到100%以上,能在解除岩心孔隙内堵塞物的同时,改善岩心基质渗透率。该体系的酸化解堵效果优于常规土酸和盐酸,具有较好的推广应用前景。     

新型水溶性稠油降黏剂的制备及性能评价

稠油通常具有黏度高、密度大以及流动性差的特点,从而影响稠油油藏的高效开发.因此,为降低稠油的黏度,提高普通稠油油藏的采收率,室内以脂肪酰胺丙基二甲基叔胺和过氧化氢为单体制备了一种新型水溶性稠油降黏剂SWQ-1.降黏剂的最佳合成工艺条件为脂肪酰胺丙基二甲基叔胺与过氧化氢的摩尔比为1:1.6,催化剂的加量为2.5％,反应温度为70℃,反应时间为6 h.合成的水溶性稠油降黏剂SWQ-1对目标区块普通稠油具有良好的降黏效果,降黏剂质量分数为0.3％时,降黏率可以达到85％以上.此外,水溶性稠油降黏剂SWQ-1还具有良好的表面活性,其加量为0.3％以上时,能将水溶液的表面张力值降低至27 mN·m-1以下.     

气动力乳化助排油层处理技术研究与应用

随着曙光油田稠油开发的不断深入,大部分油井已进入吞吐开发中后期,流动性差、动用不均、低产低能等矛盾日益突出,单一技术的局限性日趋明显,已无法满足稠油中后期高效开发的需要。针对上述问题,结合稠油油藏不同区块油品性质及储层特性,从提高驱油效率、乳化降粘、降低界面张力等角度优选助排剂和乳化剂,通过筛选复配乳化助排配方体系,确定现场施工工艺及施工参数,形成一种新型的气动力乳化助排油层处理技术。通过室内实验及现场应用结果表明,该技术实现了降粘助排、暂堵调剖、气体增能工艺的有机结合,有效改善了油井生产效果。     

解堵增能一体化技术在杜813超稠油区块的应用

随着超稠油的大规模开发,一般采用油层酸化解堵措施来解除地层伤害,提高稠油吞吐井回采能力。在室内试验的基础上,成功研究出解堵增能一体化技术,该技术将稠油解堵与补充能量助排有机结合,在无机和有机酸复合解堵基础上,复合解堵剂与蒸汽产生协同效应,自生出大量气体及表面活性物质,实现解除油层伤害和稠油增能助排一体化,改善稠油井周期吞吐效果。与传统的解堵类措施相比针对性更强,实用性更高,2011年与2012年现场实施8井次,措施成功率87.5%。累计措施增油3530.4吨,创效558.3万元,投入产出比为1∶10。取得良好的措施效果,具有广阔的应用前景。