深部调驱技术

油田经过长期注水开发,注采井网遭到损害,油藏平面波及系数和纵向波及系数变差,水驱效果变差,储量未得到有效开发。深部调驱技术是以深部调剖为主,在＂调＂的基础上又结合了＂驱＂的效果,并具有提高波及系数和驱油效率的双重作用。介绍PI选层决策技术、调驱处理半径的确定以及现场施工常用参数的确定。     

泡沫驱前调剖提高采收率室内实验

海上油气藏疏松砂岩地层经过长期注水开发后,其高渗透层易形成大型窜流通道,非均质性进一步增强,单独实施泡沫驱会导致泡沫在窜流通道中突进,造成无效驱替,因此有必要在泡沫驱前进行调剖。通过室内实验研究,利用3层非均质岩心模拟高渗透强非均质性油藏,进行单独泡沫驱和调剖后泡沫驱。实验结果表明:一次水驱后先进行调剖再进行泡沫驱的最终采收率比一次水驱后直接进行泡沫驱提高了18.0%,最终采收率达50%以上;增大泡沫注入量,有利于提高采收率,最优泡沫注入量约为0.4倍孔隙体积;对于层间非均质模型来说,选用高强度改性淀粉强凝胶作为调剖剂,会优先选择性封堵高渗透层,迫使后续泡沫进入中、低渗透层,从而有效改善吸液剖面,大幅度提高采收率,相对于一次水驱采出程度可提高36.0%。     

普通稠油油藏组合式提高采收率技术—以渤海SZ36-1油田为例

以渤海SZ36-1油田油藏地质特征和流体性质为研究对象,以黏度和采收率为评价指标,开展了调驱剂、封窜剂和冷采剂筛选和基本性能评价,进行了调驱、封窜、冷采以及"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞组合措施增油效果物理模拟。结果表明,封窜剂(改性淀粉类,主剂浓度80000 mg/L,辅剂浓度2150 mg/L)较调驱剂(Cr3+聚合物凝胶,聚合物浓度4000 mg/L,聚合物与Cr3+质量比180∶1)具有良好的抗稀释和抗剪切性,按油水体积比1∶5将冷采剂与原油混合后会形成油内相、水外相(O/W)乳状液,促使原油黏度降低(黏度为540 m Pa·s的模拟原油经冷采剂乳化后的黏度降为3.4 m Pa·s),渗流阻力减小。随岩心非均质性增强,水驱采收率减小,"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞组合措施的增油效果提高,两个措施间采收率增幅差值增加,表明封窜剂转向作用效果增强,促使后续冷采剂更多地转向进入中低渗透层,原油降黏范围增加,作用效果增强。在高、中、低渗透率分别为6000×10-3、2000×10-3、200×10-3μm2的非均质岩心上,单独调驱、封窜和冷采、"调驱剂+冷采剂"和"封窜剂+冷采剂"段塞措施的提高采收率分别为25.5%、33.9%、6.1%、30.4%、39.9%,"封窜剂+冷采剂"复合段塞的液流转向效果较好,采收率增幅较大。     

模拟多元热流体采油温度循环、CO2-O2环境中 3Cr钢的腐蚀行为

在模拟不同多元热流体采油温度循环条件(100℃×72h→60℃×72h→100℃×72h→60℃×72h,100℃×72h→60℃×72h→100℃×144h,100℃×72h→60℃×216h,分别记为1~#,2~#,3~#方案)、CO_2-O_2环境中对3Cr钢进行浸泡腐蚀试验,研究了试验钢的腐蚀速率、腐蚀形貌及腐蚀产物物相组成。结果表明:在1#和2#方案下试验钢的腐蚀速率相近,3~#方案下的腐蚀速率最小,较前二者分别下降了15.0%和14.74%;在3种方案下,试验钢表面均存在点蚀坑,其腐蚀产物膜分为两层,内层膜较致密,但存在许多微小的裂纹,外层膜疏松,存在许多孔洞;腐蚀产物均主要由Fe_2O_3、FeCO_3、FeOOH和Cr(OH)_3组成。     

陡坡带厚砂岩油藏地层划分与对比——以JX油田5、6井区为例

针对JX油田5、6井区东营组构造陡、含油范围窄、砂地比高的特点,为典型的构造坡折带厚砂岩油藏。通过恢复古地貌及选取稳定标志层,建立地层对比约束框架。利用测井及岩心资料,划分地层的沉积旋回,开展多井间沉积旋回对比,建立JX油田5、6井区精细地层对比格架。通过断点识别、井震标定及油水系统分析对地层对比结果进行检验,最终将JX油田5、6井区划分为9个油层组。根据地层对比结果,结合油藏数值模拟研究,将5、6井区东营组划分为7套开发层系,采取高部位采油、低部位注水的方式进行开发。生产实践证实,油田开发取得了较好效果。     

渤海稠油催化改质降黏实验*

为了探索海上稠油的热催化改质降黏技术的可行性,解决海上稠油的举升和集输问题,针对渤海西部某油田的稠油分析了稠油黏度与族组分关系,选择了PAS、FAS两种阴离子和Zn~(2+)、Cu~(2+)、Mn~(2+)、Fe~(3+)和Ni~(2+)5种阳离子组合共10种催化剂,进行催化改质降黏实验,对比了催化改质前后族组分的变化。研究结果表明:对于该渤海稠油来说,饱和烃和芳香烃含量越高黏度越低,饱和烃对稠油黏度影响明显大于芳香烃,胶质、沥青质含量越高,其黏度越大,沥青质对于该渤海稠油黏度影响略大于胶质,但由于稠油中胶质含量远大于沥青质含量,因此降低胶质含量是该渤海稠油催化改质的必然选择。PAS-Ni的催化降黏效果最好,可以使该渤海稠油黏度从2167 m Pa·s降至566 mPa·s,降黏率为73.88%,PAS-Fe的改质效果次之,稠油黏度降至716 mPa·s,降黏率为66.96%。改质后稠油四组分分析结果表明,催化改质反应主要降低了胶质含量,增加了饱和分和芳香分含量,沥青质含量有小幅度增加。图4表2参13     

海上稠油化学吞吐室内实验研究与现场应用

针对稠油开采过程中,原油黏度高、流动性困难等问题,优选出了用于化学吞吐的乳化降黏体系JN-1,并对该体系进行了室内评价和现场试验。研究结果表明,该体系与原油的界面张力为10~(-2) mN·m~(-1),相对于原油与水的界面张力降低了99.8%,在油水比为7:3下该体系形成的乳状液黏度32.35 mPa·s,降黏率94.11%,具有较强的乳化能力和静态洗油能力,动态驱油实验表明,该乳化降黏体系比单独水驱采收率提高10.4%。通过在南海某稠油油井的现场施工,取得了较好的应用效果。     

解堵型循环洗井液的构建与应用

室内构建了一套具有洗井和解堵双重作用的循环洗井液体系,确定其配方为:20%有机溶剂ZC-RJ2+80%水相(淡水+5%垢转化剂ZC-ZH2+2%缓蚀剂ZC-HS2+2%防水锁剂ZC-SS+2%粘土稳定剂ZC-NW)。室内实验表明,解堵型循环洗井液体系具有较好的溶解有机垢、清洗原油、溶蚀无机垢的能力;在渤海P油田累计应用了8井次,现场应用措施井平均增液1.82倍,增油1.45倍,取得了良好的现场应用效果,推广应用前景广阔。     

封隔器配套用O形圈压缩率优化研究

为优化封隔器配套用O形圈压缩率选用,在对比国内外O形圈设计标准基础上,在不同工况下对某规格的O形圈进行摩擦力和液密、气密试验测试与有限元模拟计算。综合试验与有限元模拟结果,在35 MPa的密封要求下,提出封隔器配套用O形圈的压缩率推荐值为10%～13%。该设计值小于国际标准值,在满足操作工况允许的载荷条件下,摩擦力降低约47.8%,有效地解决了O形圈密封性能和摩擦力之间的协调性问题。     

海上油田规模化多元热流体吞吐关键装备与技术

随着海上南堡35-2油田B平台稠油热采规模化开发,单井注热作业与生产平台的增产增注措施以及常规修井作业交叉,同时受平台甲板面积、外输能力以及生活支持等因素制约,使得目前作业模式难以满足海上稠油热采开发需求,迫切需要一种新的热采开发模式。通过利用生产平台现有的热采资源,同时对LIFTBOAT进行适应性改造,优化注热设备内部结构,合理布局设备摆放格局,改进注热管线连接方式,对多元热流体注热装备所需的场地、水、电、油等进行了合理的配置和优化,基于LIFTBOAT为作业主体设计了一套较为完善的工艺流程,解决了导致南堡35-2油田南区热采作业时效降低问题及多项作业的生活支持问题,满足了海上热采作业的生产和安全需求,为该油田南区高效、经济开采开辟了一个新的开发模式,同时也为渤海湾的中小平台稠油油田开发提供了宝贵经验。