海上稠油开采烟气利用技术探究

渤海油田有着丰富的稠油资源。针对海上稠油特点开展了多元热流体吞吐采油现场试验,取得了较好的驱油效果。但是,多元热流体吞吐采油技术需要消耗大量的柴油资源。为充分利用海上平台的烟气资源以降低柴油消耗,提出了烟气替代柴油生成多元热流体注入油层进行驱油的工艺思路。分析了多元热流体吞吐技术采油机理,论述了烟气替代柴油资源生产多元热流体的工艺流程及节能效果,为海上平台烟气利用和海上稠油开采技术提供了一种新思路。     

稠油油藏水平井多元热流体吞吐高效开采技术

水平井多元热流体吞吐高效开采技术是一项综合利用水平井、二氧化碳、氮气和蒸汽进行稠油开发的提高采收率新技术。根据稠油油藏的特点,对其进行了水平井多元热流体吞吐实验及数值模拟研究,揭示了其提高采收率机理。与常规蒸汽吞吐相比,水平井多元热流体吞吐高效开采技术具有3大优势:水平井可以提高注入能力与生产能力,且吞吐有效期长;二氧化碳能有效降低稠油粘度和残余油饱和度,提高驱油效率;氮气可以扩大注入蒸汽波及范围,降低注入蒸汽热损失。现场应用证实,该技术可有效提高蒸汽的利用效率,降低注入压力,提高油井产能,延长吞吐有效期,能够大幅度提高海上稠油产量。     

渤海N油田普通稠油多元热流体驱可行性研究

渤海N油田为我国海上一典型的薄互层普通稠油油藏,自2008年投入多元热流体吞吐开发,取得了显著的增产效果,但随着吞吐开采的进行,油藏压力下降、边水突进等问题逐渐显现,周期产量递减快。为提高采收率,针对油藏特点,从多元热流体驱油机理、油藏适应性、工艺参数等方面,对多元热流体驱可行性进行了系统分析研究,结果表明,采用多元热流体驱替开发可在吞吐开发基础上提高采出程度14.13%。     

海上稠油油藏弱凝胶驱辅助吞吐增油效果研究

以海上弱凝胶驱辅助吞吐矿场实践为基础,借助油藏数值模拟技术,开展增油效果、不同因素作用贡献以及作用位置的定量研究,实现组合技术增油效果的劈分。研究表明:与仅热流体吞吐相比,弱凝胶辅助热流体吞吐试验后,热采井自喷期延长74 d,自喷期累计产油提高1 822 m3,热采有效期增加240 d;热流体吞吐、弱凝胶驱以及组合增效3个因素对采收率提高的贡献率分别为14.0%、8.3%、3.6%;3个因素动用剩余油位置不同,热流体吞吐对井周50 m以内剩余油动用程度较高,弱凝胶驱动用剩余油位于注采井间,呈"连片"分布,而组合增效动用剩余油主要位于注采井间,呈"孤岛状"分布。弱凝胶驱辅助热流体吞吐能够有效动用井周及井间剩余油,是对海上多元热流体吞吐技术体系的进一步丰富和补充。     

特稠油,超稠油油藏热采开发模式综述

方法利用水平井热采模式．对特、超稠油油藏进行开采。目的改善开发效果，提高经济效益。结果对油层厚度小于5m的特、超稠油油藏不宜采用水平井热采；对油层厚度在5～10m的特稠油油藏或油层厚度大于10m的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；对原油粘度大于5×104mPa·s的超稠油油藏，适用蒸汽吞吐开采；对油层厚度大于20m，原油粘度大于20×104mPa·s的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。结论对已投入蒸汽吞吐的特稠油油藏，尤其是处于中后期吞吐阶段的区块，应采用蒸汽加氮气泡沫驱及现有在井与水平共组合蒸汽驱模式；对尚未开发的特、超稠油油藏，应采用水平井注蒸汽热采模式及其它新技术。     

小洼油田中-深层特稠油多元热流体吞吐技术研究与应用

多元热流体吞吐技术在海上油藏已有较大范围应用,但在陆上中-深层特稠油油藏中还缺乏经验,应用较少。以辽河小洼稠油油藏为例,运用数值模拟方法建立典型地质模型,对陆上中-深层特稠油油藏多元热流体吞吐技术进行研究。建立多元热流体吞吐选井依据,对措施注入参数进行优化。结果显示,注入温度控制在355℃以下,干度控制为0.4,提高气体组分中CO₂含量,控制注入速度为5t/h,周期累计注入量为1000t,气汽比为600m³/t,焖井时间为3～5d时,对油藏有显著的提温增压效果。多元热流体技术在辽河小洼稠油油藏应用后单井增油明显,可为同类油藏改善开发效果提供借鉴。     

海上多元热流体吞吐提高采收率机理及油藏适应性研究

多元热流体吞吐热采作为海上稠油热采开发创新技术,已在渤海油田稠油开发中进行了先导性试验,但对其提高采收率机理及油藏适用范围的研究尚不够深入。通过理论分析、物理实验分析和数值模拟等方法,研究了热流体中各个组分的作用机理以及各组分之间的耦合作用,深入剖析了多元热流体提高采收率机理;同时,利用渤海油田稠油油藏的地层原油粘度、渗透率和非均质性等参数,对比研究了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发效果及各自的油藏适应条件。研究结果表明:多元热流体提高采收率机理与单纯蒸汽吞吐相比,增加了扩大热波及半径、提高地层能量及减少热损失等作用,但所携带热焓总量略有下降,因此,更适用于原油粘度相对不高、储层非均质性弱、油层较薄、天然能量较小的稠油油藏。     

单六东深层超稠油油藏蒸汽驱先导试验

"十五"以来,胜利滨南采油厂成功实现了原油粘度5×10~4～10×10~4mPa·s深层疏松砂岩敏感性超稠油油藏的工业化开采,形成35×10~4t年产能力。为探索超稠油油藏蒸汽吞吐开采后运用蒸汽驱提高原油采收率的可行性,在对超稠油不同汽驱方式数值模拟的基础上,优选出了开采方案,并开展了超稠油油藏蒸汽驱先导试验。2个井组的矿场先导试验表明,蒸汽驱有利于提高超稠油油藏采注比、蒸汽波及系数和驱油效率,有利于提高超稠油阶段采出程度,提高蒸汽热利用率,改善开发效果。     

海上深薄层稠油油田多元热流体吞吐研究

按照稠油注蒸汽开采筛选标准,很多埋藏深、储层薄的稠油油藏难以投入注蒸汽开发。为改善开发效果,提出多元热流体（蒸汽、热水、N₂和CO₂的高温混合物）吞吐技术,利用注入气体溶解降黏等复合机理开采原油。通过驱替实验研究多元热流体吞吐有别于蒸汽吞吐的主要作用机理,采用数模方法对比研究多元热流体吞吐与蒸汽吞吐生产规律和开发指标的异同。研究表明,与常规蒸汽吞吐相比,多元热流体吞吐周期内平均日产油、累计产油、采油速度均提高30%,周期间平均日产油递减率为蒸汽吞吐的60%,采出1%石油地质储量压降幅度仅为蒸汽吞吐的80%。矿场实践表明,南堡35-2油田南区注多元热流体吞吐后,单井高峰日产油可达到127 t/d,平均热采有效期达到300 d,有效期内平均日产油达到50 t/d,为冷采产能的1.6倍,预测采收率可在冷采基础上提高8.5个百分点。研究结果可为“深、薄、稠”油藏开发方案设计提供借鉴。     

超稠油水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术

为了改善超稠油油藏蒸汽吞吐开采效果,通过室内驱油实验研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率,利用数值模拟方法研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐的降黏机理。研究表明：CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率(80.8%)明显高于常规蒸汽驱驱油效率(65.4%);水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术实现了降黏剂、CO2与蒸汽协同降黏作用的滚动接替,从而有效降低了注汽压力,扩大了蒸汽波及范围即扩大了降黏区域,提高了产油速度。根据温度分布和降黏机理的不同可将降黏区分成4个复合降黏区,即蒸汽复合降黏区、热水复合降黏区、低温水复合降黏区和CO2-降黏剂复合降黏区。矿场应用表明,水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术在深部薄层超稠油油藏、深部厚层超稠油油藏和浅部薄层超稠油油藏开发过程中取得了显著的降黏增油效果。图6表5参15     

多元热流体返出气增产技术研究

海上油田利用多元热流体热采技术开采稠油取得了较好的效果,但在多元热流体吞吐热采生产期间,大量气体的产出增加了生产流程的负荷,同时这类气体的释放是一种能量的浪费。通过对多元热流体吞吐井的返出气成分进行分析,研究返出气对原油的影响,探索了一套多元热流体综合利用技术。将多元热流体返出气注入到井组中,利用类似烟道气驱替的作用来提高井组的采收率,提升多元热流体技术的经济附加值,发挥多元热流体技术独一无二的技术和经济优势,达到降本增效的目的。     

海上稠油多元热流体吞吐增产机理室内实验研究

通过室内实验研究了多元热流体吞吐技术的增产机理,主要包括降粘机理、提高采收率机理、增能保压机理和协调增产机理。研究结果表明:多元热流体可有效降低南堡稠油的粘度,降粘率达到90%以上;多元热流体中非凝析气体能够大幅度降低稠油与热流体之间的界面张力,降低稠油粘度,其中二氧化碳可使南堡稠油粘度降低50%~90%,氮气为10%~30%,同时多元热流体中非凝析气体可以较长时间维持和补充地层能量,有利于提高蒸汽波及效率,提高蒸汽利用率;多元流体吞吐对南堡稠油开采具有明显的协同增产作用。     

稠油开采技术及研究进展

介绍了稠油开采技术,包括热采方式和冷采方式。热采方式有蒸汽吞吐、多元热流体吞吐、蒸汽驱油、蒸汽辅助重力卸油、火烧油层、THAI、微波加热采油;冷采方式有适度出砂冷采、化学驱、CO_2采油、微生物采油。对各种稠油开采技术的原理、特点及适用情况进行了综合分析,并对稠油开采技术的研究方向提出了建议。     

超稠油氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术研究

对辽河油田杜32块起稠油油藏进行提高蒸汽吞吐开采效果的综合研究，从机理、室内实验、数值模拟等方面研究氮气、溶剂辅助蒸汽吞吐开采技术。筛选出高效溶剂，测试驱油效率，根据数值模拟结果，提出注1／3溶剂段塞加氮气辅助蒸汽吞吐开采可以使采收率增加4．0%，增油成本为436元／t，为超稠油油藏的有效开发提供了理论依据。图3表3参23     

浅层特超稠油油藏氮气辅助蒸汽吞吐提高采收率研究与应用

新疆浅层特超稠油油藏由于原油粘度高，埋藏浅，地层温度低，天然能量不足，油藏流体不具备流动性；注蒸汽热采，随吞吐轮次增加，递减加大，采油速度降低，存水率升高，油汽比下降，效果变差，开采难度加大。为提高特超稠油开发效果，在普通稠油油藏注氮气辅助吞吐取得了很好效果的基础上，通过对特超稠油注氮气作用机理研究、物理模拟研究、注蒸汽加氮气吞吐数值模拟研究，确定油藏物性界限条件、氮气注入方式及合理的注采参数与时机。进行特超稠油注氮气提高开发效果试验取得成功，并首次大规模工业化注氮应用于新疆九7＋8区齐古组浅层特超稠油油藏开发，效果显著。为改善特超稠油开采效果，提高吞吐阶段采收率，减缓特超稠油产量递减提供一条有效途径。     

特、超稠油油藏三元复合吞吐工艺参数优化研究

为改善南阳盆地特超稠油油藏蒸汽吞吐开采效果,通过室内驱油实验研究CO_2与油溶性降粘剂辅助蒸汽吞吐对原油采收率的影响。结果表明:CO_2与油溶性降粘剂辅助蒸汽吞吐采收率(77.8%)显著高于常规蒸汽吞吐采收率(40.8%);利用特超稠油三元复合吞吐技术能够在降低注汽压力的同时,扩大蒸汽波及范围即降粘区域,从而提高原油采收率。     

国内油田三次采油提高采收率主体技术进展（下）

化学驱、气驱和稠油热采是我国三次采油提高采收率（EOR）的三大主体应用技术。本篇重点阐述我国气驱（包括CO2捕集、驱油与埋存一体化的CCUS技术、烃气驱、N2驱及空气驱）及稠油热采（包括蒸汽驱、蒸汽吞吐、蒸汽辅助重力驱、多元热流驱/吞吐、火烧油层）技术及应用新进展。     

海上多元热流体吞吐与蒸汽吞吐开采效果对比

多元热流体（热水、Ｎ２、ＣＯ２ 的混合物） 热采技术作为近年来兴起的海上开采新技术,加热范围和吞吐效果与蒸汽不同。利用物理模拟实验方法定量研究Ｎ２ 和ＣＯ２ 的溶解降黏作用,根据海上油田实际地质油藏参数建立水平井单井数模模型,通过蒸汽和多元热流体注入热焓相同和注入热水量相同２ 种方案,对水平井吞吐加热半径和最终采收率进行研究。结果表明：多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大,提高多元热流体中蒸汽的干度,可最大限度发挥Ｎ２ 和ＣＯ２ 的增产作用。现场应用显示,产能提高１􀆰 ６ 倍,数模预测井控储量采收率可在冷采基础上提高近１０ 个百分点,为渤海油田数亿吨非常规稠油寻找到有效开发方向。     

海上稠油油藏多元热流体吞吐开采技术优化研究

针对我国渤海A油田稠油油藏原油粘度高、冷采效果差的问题,在分析多元热流体吞吐开采机理的基础上,开展了多元热流体吞吐数值模拟研究,对多元热流体吞吐参数进行了优化,并针对该油田进行开发井网部署,制定多元热流体吞吐整体开发方案,预测开发效果。现场先导试验表明:对稠油油藏进行多元热流体吞吐开发,可以有效提高油井产能,改善开发效果,对海上稠油油藏开发模式的转变具有重要的指导意义。     

胜利单56超稠油油藏蒸汽驱先导性试验

目前稠油油藏主要采用蒸汽吞吐的方式开发,吞吐采收率低.为了提高热采稠油油藏的采收率,从2008年起,胜利油田开展了中深层稠油油藏蒸汽驱配套技术的研究和攻关,在对超稠油不同汽驱方式数值模拟的基础上,开展了超稠油油藏蒸汽驱先导性试验.通过单56超稠油油藏4个井组的矿场先导性试验表明,蒸汽驱有利于提高超稠油油藏蒸汽波及系数和...