河南油田超稠油油藏热化学辅助蒸汽吞吐技术研究

超稠油油藏开发是世界性难题,河南油田利用热化学辅助蒸汽吞吐技术成功实现了超稠油油藏的高效开发。分析了氮气和降黏剂改善蒸汽吞吐效果的机理,通过室内实验方法评价优选降黏剂,应用数值模拟方法进行了注汽强度、氮气注入量、降黏剂注入量等因素对开发效果影响的研究。该技术在河南油田超稠油油藏开发中得到了广泛应用,平均单井周期产油量提高117 t,含水率降低8%,油汽比提高0.12,取得了良好的开发效果,具有一定的借鉴意义。     

低渗稠油油藏热化学复合驱油体系实验

叙利亚O油田Sh-B油藏为典型的低渗稠油油藏,具有埋藏深、渗透率低、原油黏度大等特点,蒸汽吞吐注汽难,注汽质量差。针对这些问题,开展了低渗稠油热化学复合体系室内研究,筛选、复配了适合该油藏稠油的油溶性降黏剂、高温驱油剂,并评价了伴注CO2、高温驱油剂和油溶性降黏剂在低渗稠油开发中的效果及其可行性。结果表明,添加降黏剂能使降黏率达到78%以上,高温驱油剂显著降低界面张力,注入CO2能够明显改善O油田稠油开采效果,150℃条件下热化学复合体系最终驱替效率达到91.65%。热化学复合体系能够显著改善低渗稠油油藏开发效果,提高油藏采收率,为国内外低渗稠油油藏开发提供借鉴。     

超稠油油藏HDCS开采技术优化

针对胜利油田广9区块超稠油油藏HDCS开采过程中存在的问题,通过油藏数值模拟分析了HDCS的降黏作用机理,优化了HDCS吞吐各周期降黏剂、CO_2与蒸汽的注入量,提出HDCS吞吐后期开采方式应转为HNS吞吐。研究结果证实:降黏剂、CO_2与蒸汽先后注入地层具有滚动接替、协同降黏作用,降黏剂的作用范围主要集中在近井地带0~2.4 m,CO_2的受效半径大于降黏剂,约为6.4 m,蒸汽的作用范围最大,受效半径约为11.2 m。从经济角度出发,HDCS吞吐4周期时,应停止注入降黏剂,转入HCS开发;吞吐7周期时,停止注入CO_2,转入蒸汽吞吐开发。HDCS吞吐8周期后,近井地带温度逐渐升高,原油黏度大幅度降低,地层能量逐渐衰竭,产油量下降较快。通过优化得出,HDCS吞吐8周期后转HNS吞吐4周期的总产油量最高。     

稠油油藏降黏化学驱注入方式优化

降黏化学驱是稠油油藏蒸汽吞吐后的有效接替生产方式，其注入方式对开发效果影响较大。基于降黏化学驱的驱油机理，建立油藏数值模拟模型对蒸汽吞吐后降黏化学驱动态特征进行了分析，基于注采能力和开发效果对注入段塞顺序进行了优化，并基于净现值法建立了蒸汽吞吐后降黏化学驱注入参数的优化模型，将油藏数值模拟技术和粒子群算法相结合，求解获得最优注入参数。研究结果表明，蒸汽吞吐后降黏化学驱可以有效降低地层中原油的黏度，含水率在快速上升后出现明显的下降；先注降黏剂后注聚合物为最佳注入段塞顺序；通过优化，目标区块最优降黏剂质量分数为0.28%，最优聚合物的质量分数为0.32%，最优降黏剂注入量为0.40 PV，最优聚合物注入量为0.36 PV。优化结果可有效提高稠油油藏的开发效果，注入方式优化方法对指导稠油油藏蒸汽吞吐后降黏化学驱的开发实践具有重要的意义。     

超深层低渗透稠油CO2增溶降黏体系研发与应用

目前采用CO2吞吐开采超深层低渗透稠油油藏无法达到经济产能,即使使用降黏剂和CO2辅助热采开发也存在降黏效果差、单井产能低和油藏开发难度大等问题。通过使用分子体系设计和实验验证,对CO2增溶降黏剂进行研发,利用化学剂本身降黏功能和增强CO2溶解原油的能力,将化学降黏与CO2开采两种稠油开采技术进行有机结合,达到降低稠油黏度以及增强稠油流动性的目的。研制的增溶降黏剂可使CO2溶解度增大7倍,降黏率高达99.2%,有效解决了超深层低渗透稠油降黏范围小的难题。矿场应用结果表明,试验井周期平均日产油量达到原日产油量的2.5倍以上,取得了良好的效果。     

春风油田浅层超稠油HDNS技术研究

针对准噶尔盆地西缘春风油田浅层超稠油油层薄、地层热损失严重的难题,提出了水平井、降黏剂、氮气、蒸汽强化热采方式（HDNS）。氮气降低岩石导热系数,降低薄层稠油油藏沿上部盖层的热量损失。地层内氮气向上超覆,起到地层保温作用。降黏剂有效降低原油黏度,大幅降低了地下原油屈服值和原油能够流动的临界温度,延长了生产周期,增加了周期产油量。配套了注采一体化管柱和水平井大斜度泵工艺。春风油田应用HDNS技术已经建成产能61．7×10^4t／a,采油速度大于3％。     

底水稠油油藏水平井二氧化碳吞吐研究

兴北油田垛一段稠油油藏油层厚度薄,底水活跃,为解决开发过程中底水突进、采收率低的问题,在室内进行降黏剂浓度筛选和水平井CO_2吞吐参数优化的基础上,结合4口水平井的开采现状,开展了CO_2吞吐现场试验。研究表明:提高水平井CO_2吞吐效果的关键是降黏剂筛选、优选CO_2合理的注入量和控制采油强度;在水平井CO_2吞吐试验中先注入降黏剂,后注入CO_2,可降低注CO_2过程中沥青沉淀对油层的伤害;水平井CO_2吞吐转抽后,通过降低抽油泵排量,可控制底水锥进。截至2016年10月,4口井5井次累计注入降黏剂为23 t,累计注入CO_2为5 627.45 t,累计增产原油为2 560.17 t,换油率为0.31~0.85,平均为0.45。该项研究有效降低了CO_2对储层的伤害和CO_2的注入压力,减少了CO_2注入的盲目性,延长了水平井CO_2吞吐的有效期,提高了换油率,对同类薄层稠油底水油藏开展水平井CO_2吞吐具有一定的借鉴意义。     

春风油田排601区块浅层超稠油HDNS技术先导试验效果评价

准噶尔盆地西缘春风油田排601区块属于浅层超稠油,由于原油黏度高、埋藏浅、地层温度低、天然能量不足,油藏流体不具有流动性。常规试油无产能,直井热采低产,水平井热采获得工业油流。经过综合研究,决定采用HDNS(水平井+降黏药剂+氮气+注蒸汽)技术。通过物理模拟开展了HDNS机理研究,利用数值模拟和油藏工程方法优化了各项技术参数。2010年进行了HDNS技术开发先导试验,已投产的57口产能井均获得了工业油流,经济效益显著,说明HDNS技术是开采浅层超稠油的有效技术。     

新型高效稠油降黏剂

针对胜利油田稠油油藏特点,开发研制出了高效稠油降黏剂ICA-2。考察了降黏效果的各种影响因素(浓度、原油黏度、温度)以及稠油降黏剂在油砂和高岭土上的吸附损失,新型高效稠油降黏剂对5000～30000mPa.s的稠油降黏率在90%以上;在油砂上的最大吸附量为46.07μg/g,在高岭土上的最大吸附量为125.23μg/g。新研制合成的高效稠油降黏剂具有使用量小、降黏率高和吸附损失小的特点。     

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     

春风油田排601块浅层超稠油HDNS技术优化及决策系统开发

针对准噶尔盆地西缘春风油田排601区块浅层超稠油油藏,"浅"、"稠"、"薄"、"低"的特点,采用HDNS(水平井+降黏药剂+氮气+注蒸汽)工艺开发。通过数值模拟和油藏工程方法优化了HDNS工艺的各项技术参数,通过近2 a的应用,取得了较为显著的经济效益,实践证明HDNS技术是开采浅层超稠油的有效手段。     

敏感性普通稠油水驱油藏化学降黏实践

针对金8块强水敏普通稠油油藏水驱采收率低、蒸汽吞吐注汽困难的问题，开展了化学降黏研究，并选取2个井组进行矿场先导试验，通过室内研究和矿场实践证实了该技术的可行性。研究表明：多孔介质中原油、降黏剂、固相模型相互作用发生原油乳化分散、岩石润湿性改变、液滴变形和架桥封堵3项作用，从而实现降低原油表观黏度、剥离原油及扩大波及体积的作用。水驱后注入0.3倍孔隙体积降黏剂溶液，水驱残余油被分散乳化，由不可动油变成可动油重新流动，含水下降，采收率提高了7.29个百分点。采用数值模拟方法对试验井组进行设计，在目前反九点水驱井网上，先注入单一化学降黏溶液，当含水超过75%时添加泡沫进行降黏复合驱，化学剂段塞注入量应为0.4倍孔隙体积。对比试验井组注水和化学降黏开发1 a的指标，化学降黏具有减缓含水上升速度、提高采油速度、增加驱替见效期、提高储层吸水能力和提升开发经济效益等优势。该成果对同类油藏具有重要借鉴意义。     

板桥底水稠油油藏水平井微生物降黏技术

针对板桥油田稠油油藏油水黏度比大、含水高、采出程度低的问题,进行了原油黏度的影响因素、内源微生物的筛选、激活剂的筛选、内源微生物的理化性能、生物表面活性剂和复配降黏剂降黏效果的室内实验研究.研究表明,微生物和化学助剂复配有很明显的降黏效果,降黏率约为90％.现场试验证明,微生物复合降黏剂降低了原油黏度,使油井单井产量明显提高.该项研究对同类油藏具有一定的借鉴意义.     

油溶性降黏剂降黏性能研究

针对胜利油田现河稠油,研究了7种油溶性降黏剂(Y-1～Y-7)及其复配体系的降黏性能,考察了降黏剂加量、原油含水率对降黏效果的影响,研究了降黏剂对蒸汽驱油效果的影响。结果表明:当油溶性降黏剂质量分数小于5%时,原油降黏率随降黏剂加量的增加而迅速增大,之后增加缓慢,加量为15%时的降黏率可达90%以上(Y-4除外)。Y-3和Y-7按质量比1:1复配后的降黏效果最好,总加量5%、10%时的原油降黏率分别为76.1%和93.14%。不含降黏剂时,随原油含水率增加原油黏度先增加后降低,原油含水50%时的黏度是不含水原油的3.9倍,形成W/O型乳状液。不同含水率下,加入降黏剂后原油黏度大幅降低;随含水率增加,原油降黏率先降低后增加,含水率10%时达到最低(Y-1除外)。稠油蒸汽驱前注入0.009～0.027 PV油溶性降黏剂,采收率增幅为2.8%～6.0%。     

边底水稠油油藏水溶性降黏剂吞吐技术研究

针对胜利油田沾29块边底水稠油油藏蒸汽吞吐开发过程中油井含水率高、日产油量低的问题,利用岩心驱油实验和微观可视化设备,研究了应用水溶性降黏剂提高稠油采收率的机理;运用非线性混合法则,实现了水溶性降黏剂在数值模拟中的表征;利用数值模拟方法,建立了水溶性降黏剂吞吐数值模型,优化得到了沾29块水溶性降黏剂吞吐的开发技术界限。研究结果表明:相对于水驱,水溶性降黏剂驱油效率提高了4. 6%;水溶性降黏剂提高采收率的主要机理是形成水包油乳状液,可降低原油黏度及界面张力,减少残余油饱和度;非线性混合规则表征了原油黏度随水溶性降黏剂浓度的非线性变化规律;沾29块开发方案中,水溶性降黏剂吞吐的注入浓度为3%～4%,周期注入量为500～600 t;水溶性降黏剂吞吐措施有效期达396d,平均日增油为3. 1 t/d,矿场实验取得了良好的开发效果。研究成果对于改善边底水稠油油藏开发效果具有重要意义。     

胜利油田深薄层超稠油多元复合开采技术

胜利油田超稠油埋藏深、储集层薄、原油黏度大、胶质和沥青质含量高,采用目前成熟的稠油开发方式无法有效动用。结合超负压泡沫混排技术、高效油溶性降黏剂降黏技术、CO2非混相驱油技术和蒸汽吞吐技术,提出深薄层超稠油多元复合开采技术。针对多元复合开采技术的开采机理,进行相关实验:①测定泡沫黏度以及泡沫悬砂、冲砂性能;②油溶性复合降黏剂与常规降黏剂降黏效果对比实验和破乳实验;③CO2破乳能力实验。实验表明:泡沫具有良好的悬砂、冲砂性能;复合降黏剂的降黏效果远好于二甲苯,复合降黏剂和CO2均具有很好的破乳效果,原油乳化程度越高,破乳效果越好。现场试验显示多元复合开采技术开发深薄层超稠油具有良好效果。图5表4参14     

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200 000 mPa?s，含油饱和度大于0.6，渗透率大于1 000 mD。     

GCS-YR 油溶性降黏剂的研制与应用

河南油田稠油属于特、超稠油,采用蒸汽吞吐辅助注降黏剂技术可实现经济有效开采,但在开采初期,地层中含水较少,水溶性降黏剂对油包水型乳状原油难以起到降黏效果,为此,研制了耐高温油溶性降黏剂。利用正交实验方法进行了GCS-YR 油溶性降黏剂的配方实验,确定了基本配方为:3% 乙酸乙烯酯共聚物ZJ-3+2% 脂肪胺聚氧乙烯聚氧丙烯醚ZJ-4+1% 酯化改性聚醚ZJ-5+20% 四氢萘ZZJ-6+74% 溶剂油RJ-5,通过室内实验确定了最佳加药质量分数为3%。室内实验表明,该配方耐温350 ℃,对低含水原油降黏率可达80% 以上,并且与油田用AR 型集输破乳剂具有良好的配伍性。该降黏剂在井楼油田进行6 井次现场试验,平均单井产量提高41 t,平均油气比提高0.03。GCS-YR 型油溶性降黏剂适用于河南油田蒸汽吞吐后的稠油开采,可提高河南油田稠油油藏采收率。     

水平井注CO2、降黏剂复合热采技术在毛8块的应用

针对毛8块中深层、中低渗、低温低压普通稠油的油藏特征,进行了CO2与毛8块原油溶解降黏实验,在此基础上开展了10口水平井的CO2、降黏剂复合热采技术矿场试验,对影响热采效果的因素进行了分析.结果表明,水平段长度、钻遇率、油层物性及注汽质量等是影响热采效果的主要因素.     

应用滴注高温防乳降黏技术效果显著

高升采油厂工艺研究所通过应用滴注高温防乳降黏技术，使油井产量一直处于低谷的高37017井平均日产油量达到了12．5t。以往吞吐井化学降黏采用前置式施工工艺一次性注入地层，由于不同流体在地层流通通道内的段塞作用，使它们很难均匀混合，从而使绝大部分降黏剂很难发挥作用，影响了吞吐效果。为此进行降黏剂滴注技术研究，以解决高升稠油存在的生产难题。滴注设备是实施滴注技术的重要手段。从滴注设备应满足注汽参数的要求这个要点出发，选取适当滴注泵以满足大、小锅炉注汽的要求。并着手耐高温降黏剂的室内试验研究。通过对降黏剂的耐温性能测定、静态洗油性能评价、乳化性能测定、对采出液脱水性能影响等试验，测试出该降黏剂驱油效果好，可与原油形成不均匀相的水包油乳化液，产出液黏度降低有利于返排，不影响原油脱水。不含有机硫、有机氯，对原油后期加工无影响。该降黏剂有很好的耐高温能力，能提高产品的适应能力。经过严格筛选后，科研人员选取高3618块高37017井为试验井，在注入蒸汽的同时采用滴注方式向地层注入高温降黏剂，使降黏剂均匀分散在蒸汽中，随蒸汽一起进入地层，在蒸汽加热稠油的同时，降黏剂与原油充分接触，从而扩大降黏剂的波及面积及体积，有效降低原油黏度，提高降黏剂的利用率，达到降掺稀油的作用，从而提高单井原油产量。