排6南微生物吞吐应用研究

排6南位于春风油田西南部,采用热采注蒸汽吞吐开发,年油汽比0.58,属低效热采开发油藏。油藏温度下脱气原度19683mPa·s左右,油层厚度4～10m,油藏温度33℃,为边底水浅薄层特稠油油藏,针对排6南油藏原油粘度高、含水高,热采效率低等开发矛盾,采取功能性激活剂延长微生物激活时间的基础上,调整渗流通道;常规激活剂及菌液降低原油粘度,提高原油流动性,达到控水稳油,从而提高油井产量。室内通过激活剂配方的优化和高效润湿降粘细菌的筛选获得4号常规激活剂以及功能性激活剂配方和一株外源润湿降粘菌WJ-21,将内外源复合进行性能评价,乳化指数达到100%,降粘率达到97%,润湿性改变效率70%。2015年-2018年在排6南实施微生物吞吐9口经井16轮次,增油9308吨,平均单井增油1034吨,平均每轮次吞吐增油582吨,具有广泛的应用前景。     

春风油田特稠油油藏微生物吞吐技术研究及应用

排6南位于春风油田西南部,为浅层特稠油油藏,油藏温度下脱气原油粘度19683mPa·s,油层厚度4～10m。CFP6-P44井地层温度29℃脱气原油粘度为25440mPa·s,含水100%。针对其原油粘度高、含水高,热采效率低等开发矛盾,采取内外源复合吞吐工艺,乳化分散降低原油粘度,改善油水流度比,提高油井产量。室内通过激活剂配方的优化和高效降粘细菌的筛选获得4号激活剂配方和三株外源嗜烃菌1-2-1、1-2-2、3-2-1,将内外源复合进行性能评价,乳化指数达到100%,降粘率达到97%。在P6-P44实施内外源微生物单井吞吐,含水最低降至79. 6%,日产油最高4. 1t,累计增油171t,投入产出比大于1∶5,具有良好的应用前景。     

春风油田稠油氮气泡沫辅助蒸汽吞吐研究

准噶尔盆地西缘春风油田应用水平井、降黏剂、氮气、蒸汽有效开发了薄浅层超稠油高渗透砂岩油藏主体部位,但排6南区块油水过渡带油井含水上升快、蒸汽吞吐油汽比低,为此开展了氮气泡沫辅助蒸汽吞吐研究。氮气在多孔介质中与起泡剂形成氮气泡沫,能够堵塞大孔道。实施氮气泡沫辅助蒸汽吞吐5井次均获得成功,盘活了油水过渡带储量,为同类井治理提供了技术储备。专门研发的氮气泡沫整体撬块堵调设备矿场应用获得成功,降低了措施费用。     

改善超稠油高轮次吞吐效果的技术研究及应用

王庄油田超稠油蒸汽吞吐进入高轮阶段后,存在着吞吐效果变差,周期产油量下降,吨油成本上升等问题.在认真分析了影响高轮井开发效果的主要因素后,有针对性地提出并采取了组合式吞吐、间歇蒸汽吞吐、多元式吞吐等多种技术对策,打破了以往单一的吞吐模式,提高了热利用率,改善了高轮井吞吐效果.这些技术措施对其它超稠油和稠油油藏开发是有借...     

互层状超稠油油藏调剖助排技术研究与应用

兴隆台超稠油油藏因为原油粘度高、纵向及平面上非均质性、井距近等因素影响,井间汽窜干扰、周期吞吐时间短等矛盾突出.为此,在原有技术的基础上,将高温暂堵调剖和驱油助排结合,研发了调剖助排技术,现场应用后,在抑制汽窜的同时,降低产出液粘度,改善了吞吐效果.在超稠油吞吐开发领域内,实现了整体的工艺创新.     

川北油田微生物吞吐采油技术研究

微生物采油技术按驱替方式可分为微生物吞吐采油技术和微生物驱油技术,微生物采油是现代生物技术在采油工程领域开拓性的应用,特别是对于高含水和近枯竭的老油田更显示出其强大的生命力。论文介绍了根据川北油田地质特征和开发特点,以川北油田实际油水样结合中原油田菌种进行的微生物采油室内实验研究成果及川北油田微生物吞吐采油矿场试验状况。结果表明:川北油田油藏地质条件适合微生物吞吐采油条件,优选菌种对川北油田原油的含蜡量降低幅度在25.5%~32.4%、降粘降幅在1.7%~17.1%、降低油水界面张力幅度在2.7%~21.5%,具有良好的微生物吞吐采油效果。但从矿场唯一一口井(cs47井)开展微生物吞吐采油试验的试验情况看,微生物吞吐采油增产效果并不明显,因此需要深入地进行研究。     

超稠油开发中后期挖潜增效对策

特种油开发公司以热采超稠油开发为主,主要依靠注蒸汽热采开发,目前已进入吞吐开发中后期,随着轮次增高、井况变差、高含水等原因导致油井开采效果逐渐变差,低效井占到油井开井数的三分之一。油价下跌因素影响,低效井效益变差,必须进行挖潜增效。对该类井现状、分布及低效原因进行分析,并进行治理对策研究,通过针对性治理促使低效井生产效果得到改善,效益升级,实现超稠油开发中后期挖潜增效。     

南堡陆地油田二氧化碳多轮吞吐技术发展方向研究

南堡陆地油田二氧化碳吞吐自实施以来增油效果显著,是目前重要的增油措施之一,但随着首轮吞吐的失效,面临多轮吞吐简单注入二氧化碳效果越来越差,单井增油逐轮减少,二氧化碳换油率下降,吨油成本不断上升,寻找适合的技术势在必行。本文分析了二氧化碳多轮吞吐的增油机理,总结对比了南堡陆地油田的多轮吞吐井实施效果,提出了下步多轮次二氧化碳吞吐技术发展方向。     

单56块超稠油油藏提高蒸汽吞吐采收率研究

单家寺单56块超稠油油藏在2001年投入开发,随着开发时间的延长,逐步进入高轮次吞吐阶段,最高吞吐周期达到12个,暴露出油井含水升高、井距偏大、停产井增多、井网不完善等问题,开发效果逐渐变差。为进一步提高蒸汽吞吐采收率,探索今后的工作方向,本文利用数值模拟技术,开展了超稠油油藏剩余油分布规律研究和井网加密调整优化研究,得出了井网加密的技术政策界限,使该块井网由141米×200米加密为100米×141米,经过实施,改善了开发效果,提高了超稠油油藏采收率,为同类型稠油油藏提供了借鉴经验。     

深层特超稠油冷采技术研究

针对罗家深层特稠油研制高效降粘体系GXJN.实验室内GXJN用量1.5‰可将特超稠油粘度降低至300mPa·s以下.罗家区块罗904井采用GXJN体系冷采吞吐,日液、日油均大幅提高,含水明显下降,效果远好于上周期热采吞吐.     

浅层稠油热采水平井高温堵水技术研究及应用

本文针对排6南区稠油油藏水平井蒸汽吞吐开采,存在地层非均质性、边底水水侵严重的问题,选用耐高温复合凝胶堵水体系,该堵水体系具有初始粘度低,热温稳定性良好,封堵强要高,有效期长且能够通过水平井防砂管柱等优点。设计注入主体深部封堵段塞200m~3,强化段塞130m~3。实施堵水前该井高含水99%关井;堵水后开井峰值日产液38.6m~3/d,日产油22.9t/d,含水40.6%;最高日增油22.9t/d,含水下降59.4%,累计增油2000多吨。     

分支水平井技术在薄层超稠油中的应用

针对超稠油油藏锦25-32-26断块于楼油层由于原油粘度高、油层薄而导致直井蒸汽吞吐效果较差的问题,通过部署分支水平井并结合二氧化碳吞吐、高温降粘等配套工艺增产措施有效提高了热采周期产量,与直井相比平均周期产量由228t提高到625t,取得较好的吞吐效果.锦25-32-26块分支水平井成功经验对其它薄层稠油、超稠油油藏进一步提高吞吐开发效果具有重要借鉴作用.     

超稠油低周期助排增产技术研究与试验

随着超稠油的大规模开发,中低周期超稠油井采出程度差、吞吐周期短、回采水率低、地层存水多等矛盾严重影响了超稠油的开发效果,本文论述该助排增产技术在蒸汽吞吐开采超稠油的基础上,有针对性的添加化学处理剂,达到蒸汽热能与化学处理剂化学作用的有机结合,降低地层流体的渗流阻力,改变岩石润湿性,提高油井产液能力,改善超稠油开发效果。与传统的化学助排类措施相比针对性更强,实用性更高,现场试验表明,平均措施周期3.1,措施成功率92.8%。累计措施增油47987.6t,创效7272.3万元,投入产出比为1∶10.7。取得良好的措施效果,具有广阔的应用前景。     

微生物驱油技术在后续水驱阶段的可行性试验

经过近十年的注聚开发,萨南油田南二区葡I组油层处于聚合物驱油后续水驱阶段,目前的注入井注入的溶液是经过处理的油田污水,采油井采出液的平均综合含水是97.6%,区块的采出程度是64.75%,聚合物驱油累计增油390.2万吨,提高采收率19.88个百分点,提高采收率方案设计9.8个百分点。在2011年11月,大庆油田勘探开发研究院对南二区东部的注水井南2-2-P40及井区的4口采油井开展微生物吞吐和微生物驱油现场试验,将对采油井微生物吞吐和对注水井注入微生物菌溶液、聚合物混合溶液组合在一起进行试验,化验注入液和采出液的组分检查微生物菌液的物理化学性质和与岩石及其流体的适应情况,判断微生物菌溶液驱油技术在萨南油田南二区东部葡I组油层经过聚合物驱油后的注入油田污水开发阶段中是否能应用,其应用的效果如何。     

一种新型原油分散降粘助排剂的研究评价及应用

超稠油中低周期油井原油粘度高、采出程度差、回采水率低、严重影响油井开发效果。传统方法在注汽前向井内注入磺酸盐助排剂,改善吞吐效果,现场应用取得一定效果。但磺酸盐助排剂体系表面活性偏低,洗油性能、原油降粘率、润湿性改变性能有限,并且其抗盐及抗硬水能力不强,应用于低周期油井效果不十分理想。因此研究开发新型原油分散降粘助排采油技术,改善中低周期超稠油油井的吞吐效果。本文介绍了新型原油分散降粘助排剂的原理及配方设计,通过室内试验并对其性能进行了相关评价。通过现场应用证明该新型原油分散降粘助排剂能有效改善中低周期超稠油油井的吞吐效果。     

微生物吞吐采油技术在中原油田问世

近日，一种新型微生物吞吐采油技术在中原油田采油二厂濮2-623油井上试验成功，并获得了重要数据。据悉，该技术的成功为已进入高含水开发阶段的中原油田注入了生机。     

利用自生CO2吞吐采油技术提高洼60断块低产油井的采油效果

针对洼60断块特超稠油油藏蒸汽吞中后期随着油井吞吐轮次的不断增高,吞吐效果逐年变差,地层压力也在逐渐降低,低产油井的增加的不利开发局面,根据CO2在地层中驱油机理,结合油井实际情况,2010-2011年在洼60断块实施自生CO2吞吐采油技术23并次.周期累积增油8644吨,提高洼60断块低产油井的采油效果.其技术水平已达到了国内领先的水平,自生CO2助排可做为特稠油提高采收率技术在相似油藏中推广应用.     

微生物对原油的作用

选用兼性厌氧菌,使原油-水体系中烃性质改变、水相酸度增加、表面张力下降、出现乳化现象。以原油为碳源发酵后,油粘度、蜡含量、凝固点均显著降低。在矿场进行了7口井微生物单井吞吐试验,结果表明可有效地清除井筒及近井地带的石蜡,降低原油粘度,改善原油的流动性,提高原油产量。     

稠油注蒸汽层内化学辅助裂解降粘矿场先导性试验

针对目前胜利油田超稠油蒸汽吞吐热力采油技术存在热利用率低、采收率低的问题,采用了注蒸汽层内化学辅助裂解降粘工艺。实验结果表明,该工艺具有较高的超稠油降粘率,粘度反弹不明显,降低了稠油开采难度。在胜利孤东油田2口超稠油井进行了注蒸汽层内化学辅助裂解降粘工艺先导性试验,结果表明注蒸汽层内化学辅助裂解降粘技术可以取代电传统的蒸汽吞吐热力采油技术维持正常生产。试验油井降粘率达80%以上,单井日产油增产60％以上,降粘增油效果明显;同时油井载荷明显下降,耗电明显降低,大大节约了生产成本。     

氮气控水增能在多轮次吞吐稠油油藏中的应用——以排612区块为例

排612区块为浅薄层特稠油油藏,2015年产能建设以来,随着吞吐轮次增加,地层能量下降,边底水推进,导致产量降低、含水上升、周期油汽比降低,开发效果变差。2018年下半年开展注入氮气控水增能试验,措施前后油井生产效果对比,排水期由34天缩短至28天,综合含水由79.5%降至73.4%,周期累油由314 t增至455t,日油水平由3.3t/天提高至4.4t/天,油汽比由0.40提高至0.45,周期生产天数由94天延长至102天。表明氮气在多轮次吞吐稠油油藏中控水增能的效果明显,可有效改善浅薄层超稠油油藏多轮次吞吐后的开发效果。