稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术

为进一步提高稠油蒸汽吞吐井的防砂有效期,从防砂工具、充填材料及充填工艺等方面对长效防砂技术进行了研究。根据充填口重复开关的思路设计了充填工具,并对其密封件的材料进行了优选,研制了长效防砂工具;利用多层覆膜方法研发了耐高温高强度覆膜支撑剂;采用多段塞充填工艺进行施工,形成了稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术。长效防砂工具密封件4轮次吞吐试验后,其压缩永久变形率小于55%、抗拉强度8.9 MPa、拉断伸长率102%,能满足蒸汽吞吐井防砂要求;耐高温高强度覆膜支撑剂耐温300 ℃,4轮次吞吐试验后固结强度7.1 MPa、渗透率96 D,完全满足蒸汽吞吐井防砂生产要求;多段塞充填工艺降低了防砂成本及后期处理难度。稠油油藏蒸汽吞吐井长效防砂技术在胜利油田11口井进行了现场应用,平均防砂有效期长达930 d,满足了蒸汽吞吐井对防砂的要求。      

适用于蒸汽吞吐井防砂的FSJ—V耐高温树脂涂敷砂

用商品含硼酚醛树脂FB，含胺类化合物的树脂固化剂，粒径0．4－0．8mm的石英砂，商品偶联剂KH550制成了蒸汽吞吐井防砂用的耐高温树脂涂敷砂FSJ－V，树脂砂预混物相继在70℃固化72h，120℃固化3h，140℃固化5h,180℃固化2h,320℃固化4h，制成固结砂样，根据固结砂样的抗压和抗折强度确定了以上4个组分的质量比为：10：0．9－1．1：100：0．15－0．20，这种固结砂样能耐清水，卤水，原油和10％盐酸长时间（5－30d)浸泡，但不耐强碱（5％，NaOH溶液），70℃固化72h的固结砂样在≤300℃下热老化24h后，保留的抗压和抗折强度均不低于固砂施工的要求指标（≥6．0和≥3．5MPa)，简介了使用树脂涂敷砂FSJ－V在12口蒸汽吞吐井固砂的效果，平均注汽温度300℃，注汽强度192t/m.d，采液强度8t/m.d条件下，防砂有效期307d。     

高温蒸汽吞吐油井用复合树脂防砂剂的制备及性能研究

为获得适合高温蒸汽吞吐热采井使用的防砂剂, 将 F-51型酚醛环氧树脂和 E-39D型双酚 A环氧树脂 （质量比 1∶3） 复配, 再与固化剂 4-甲基咪唑、 硅烷偶联剂和环氧活性增韧剂反应制得复合树脂防砂剂。通过测量固结岩心的抗压强度优化了复合树脂防砂剂固化的配方, 研究了固结岩心的耐温、 耐酸碱和渗透性。结果表明, 复合树脂防砂剂固化的最佳配方 （以石英砂质量为基准计） 为： 10%复合树脂、 1.0% 4-甲基咪唑、 0.25%偶联剂、 2.5%活性增韧剂。按此配方在 60℃下固化 2 d得到的固结岩心的抗压强度约为 13 MPa; 固结岩心耐温性较好, 在 260℃下放置 7 d后的抗压强度为 11.99 MPa; 固结岩心在 5%酸碱溶液、 饱和 NaCl溶液和柴油中浸泡 7 d后的抗压强度均大于 3.5 MPa, 满足正常注汽及采油强度要求; 固结岩心渗透性较好, 渗透率为 70.21 μm², 满足高温蒸汽吞吐热采井稠油开采的要求。图7表5参13     

适用于蒸汽吞吐井防砂的FSJ-Ⅴ耐高温树脂涂敷砂

用商品含硼酚醛树脂FB,含胺类化合物的树脂固化剂,粒径0.4～0.8 mm的石英砂,商品偶联剂KH550制成了蒸汽吞吐井防砂用的耐高温树脂涂敷砂FSJ-Ⅴ.树脂砂预混物相继在70℃固化72 h,120℃固化3 h,140℃固化5 h,180℃固化2 h,320℃固化4 h,制成固结砂样.根据固结砂样的抗压和抗折强度确定了以上4个组分的质量比为:10∶0.9～1.1∶100∶0.15～0.20.这种固结砂样能耐清水、卤水、原油和10%盐酸长时间(5～30 d)浸泡,但不耐强碱(5% NaOH溶液).70℃固化72 h的固结砂样在≤300℃下热老化24 h后,保留的抗压和抗折强度均不低于固砂施工的要求指标(≥6.0和≥3.5 MPa).简介了使用树脂涂敷砂FSJ-Ⅴ在12口蒸汽吞吐井固砂的效果:平均注汽温度300℃、注汽强度192 t/m*d、采液强度8 t/m*d条件下,防砂有效期307 d.     

SN胶结剂用于蒸汽吞吐油井防砂

针对稠油油藏原油粘度高，胶结疏松，出砂严重和高温蒸汽吞吐采油的特点，研究了无机盐胶结材料SN在高温化学防砂中的应用问题。本文从高温化学防砂原理入手，对胶结温度对固结体抗折强度和渗透率的影响因素进行了分析，运用正交设计实验法确定了胶结剂与石英砂比例，石膏、硅粉加量，在现场一口井的初步试验中取得了良好效果。     

蒸汽吞吐井糠醇树脂固砂剂的室内研究

针对高温蒸汽吞吐井由于出砂导致地层不稳定的问题，研究了以糠醇预聚体（KAR）、乙酸乙酯（AC-2）和硅树脂（M15）为主要成分的高温覆砂，并考察了单剂加量、剂砂比、固化温度和固化时间对高温覆膜砂固结强度和渗透性能的影响。试验表明：随着刑砂比的增大、固化时间的延长、砂粒粒径的增大、渗透率的升高，固砂体抗压强度降低。通过研究筛选出了胶结剂组成：80．0％KAR＋8．0％AC-2＋8．0％M15＋0．8％KH550＋3．2％苯甲磺酰氯（SC-2），在试验条件下固砂体抗压强度大于9MPa，渗透率大于0．2μm^2，且固砂体的耐介质性较好。     

稠油油藏蒸汽吞吐防砂完井产能评价新方法

在优选防砂完井方式时,当量产能比为目前主要的产能评价指标。但对于稠油蒸汽吞吐而言,产能预测模型缺乏考虑防砂的影响,加上蒸汽的降黏增产作用,使得传统评价方法对吞吐井防砂、注汽的适应性较差。通过提出复合产能比和最终产能比两个新概念,表征了防砂前后蒸汽吞吐井产能的变化,使用最终产能比作为新评价指标的计算结果更直观、更便于应用。为计算最终产能比,建立了防砂完井产能新模型,该模型针对防砂和蒸汽吞吐的特点,根据非等温分布加热半径计算公式和达西定律,考虑了高温蒸汽对原油黏度的影响,引入防砂表皮系数,从而实现了防砂和蒸汽吞吐的耦合。应用结果表明,防砂措施对蒸汽吞吐井产能的影响更加明显,表现为各防砂方式的最终产能比均低于当量产能比。其中,压裂充填防砂具有增产作用,但相较于常规开采井,该方式对蒸汽吞吐井的增产效果有所降低。从油井流入动态的角度进行验证的结果表明,新指标对稠油蒸汽吞吐井的产能评价更具意义,且预测误差在允许范围内。     

稠油油藏蒸汽吞吐防砂完井产能评价新方法

在优选防砂完井方式时,当量产能比为目前主要的产能评价指标。但对于稠油蒸汽吞吐而言,产能预测模型缺乏考虑防砂的影响,加上蒸汽的降黏增产作用,使得传统评价方法对吞吐井防砂、注汽的适应性较差。通过提出复合产能比和最终产能比两个新概念,表征了防砂前后蒸汽吞吐井产能的变化,使用最终产能比作为新评价指标的计算结果更直观、更便于应用。为计算最终产能比,建立了防砂完井产能新模型,该模型针对防砂和蒸汽吞吐的特点,根据非等温分布加热半径计算公式和达西定律,考虑了高温蒸汽对原油黏度的影响,引入防砂表皮系数,从而实现了防砂和蒸汽吞吐的耦合。应用结果表明,防砂措施对蒸汽吞吐井产能的影响更加明显,表现为各防砂方式的最终产能比均低于当量产能比。其中,压裂充填防砂具有增产作用,但相较于常规开采井,该方式对蒸汽吞吐井的增产效果有所降低。从油井流入动态的角度进行验证的结果表明,新指标对稠油蒸汽吞吐井的产能评价更具意义,且预测误差在允许范围内。     

有机硅树脂防砂剂的研制及应用

本文介绍了有机硅树脂防砂剂的研制与应用,简述了有机硅与不饱和聚酯树脂的因化、增孔机理、耐热及耐水性能。实践证明,对于孤岛、孤东油田稠油疏松砂岩油藏后期高含水油井的防砂(含水80%～90%),有机硅树脂防砂剂具有独特的效果。     

孤东油田稠油注蒸汽开采防砂及配套工艺应用

分析研究了孤东油田稠油区块地质特点和蒸气吞吐开采中防砂及配套工艺存在的问题,优化了一套适合孤东稠油区块注蒸汽开采的防砂及配套工艺。现场应用表明,“涂敷砂＋金属棉滤砂管”复合防砂方法适合于孤东油田稠油疏松砂岩油藏蒸汽吞吐开采,成功率高,有效期长,注蒸汽后配套过泵电加热工艺,可提高稠油注汽开采效果延长注汽周期,优化射孔工艺和防膨预处理是提高泥质疏松砂岩藏防砂成功率的有效措施。     

化学吞吐开采稠油试验研究

化学吞吐是稠油油藏开发的一条新途径。该方法是将化学吞吐液从原油生产井注入油层，利用化学吞吐液与原油之间的低界面张力特性，使高粘度的稠油乳化，产生低粘度的水包油型乳状液，增加原油流动性能，提高油井产能来增加原油产量。本文通过实验室试验筛选出了ＳＴＱ－１化学吞吐液配方，并对配方在实验室进行了评价。该配方与胜利油田某种原油具有超低界面张力，低于１．０×１０－３ｍＮ／ｍ，具有良好的原油乳化降粘效果和粘土稳定性。室内吞吐模拟试验表明，该吞吐液能起到良好的吞吐采油作用。在胜利油田纯梁采油厂进行了现场吞吐实验，取得了成功，使油井从吞吐作业前的日产油０．２ｔ增加到１．４ｔ，在注水转注前累计增产原油６０．０ｔ。     

二氧化碳吞吐开采稠油影响因素实验研究

在实验室内使用化学药剂进行反应,就地生成二氧化碳,利用国内某油田的稠油样品开展了连续二氧化碳吞吐+水驱油、二氧化碳吞吐+水驱交替实验,并对不同原油黏度、不同物性及不同含油饱和度的岩心进行了驱油效率的对比分析。实验结果表明,原油黏度较小、物性较差、含油饱和度较高的岩心驱油效果较好。     

复合吞吐技术改善F油田超稠油SAGD生产研究

针对超稠油蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开发存在的蒸汽腔发育不均衡、水平段动用程度低的问题,开展了复合吞吐改善SAGD开发效果研究。高温高压三维SAGD物理模拟结合数值模拟论证了复合吞吐的可行性,阐述了高温分散剂、氮气和蒸汽复合蒸汽吞吐机理,优化了注采参数。研究表明:高温分散剂具有一定的混溶作用和分散作用,可提高SAGD注采井间热连通程度,高温分散剂+氮气+蒸汽复合吞吐可有效改善SAGD蒸汽腔发育程度,提高SAGD开发效果,19口措施井组现场实施后平均单井原油增产4.6 t/d。     

提高低效热采吞吐井开发效果的技术发展动向

目前我国稠油开发以蒸汽吞吐为主,但随着蒸汽吞吐轮次的增加,周期产油量、油气比下降,含水率高,开采效果变差,且蒸汽吞吐采收率较低,一般在20％左右。针对这一问题,采取各种措施提高蒸汽吞吐后期的开采效果,主要包括多井整体吞吐、一注多采、复合蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层等热采技术和化学吞吐、CO2吞吐等冷采技术以及各种改善蒸汽吞吐效果的工艺措施。综述各种改善蒸汽吞吐效果的工艺技术及其增产机理,分析各种稠油开采技术存在的问题和不足,指出稠油复合开采及水平井应用是稠油开采的发展方向。     

蒸汽-二氧化碳-助剂吞吐开采技术研究

针对辽河油田杜84块生产中出现的问题而进行了二氧化碳吞吐开采,总结出蒸汽-二氧化碳-助剂辅助吞吐开采稠油工艺的技术机理.利用经验方法确定了二氧化碳吞吐开采稠油的热力学物性特征,包括溶解度和粘度.采用数值模拟方法比较了二氧化碳吞吐与常规蒸汽吞吐采油速度和采收率的差别.结合杜84块油藏的实际情况,对二氧化碳吞吐参数进行了研究,确定了适宜的注汽压力、注汽量和施工工艺.最后对施工效果的统计和分析表明,蒸汽-二氧化碳-助剂吞吐工艺可加快采油速度,是开采稠油、超稠油的经济、有效的工艺技术.     

稠油油藏CO_2吞吐参数优选室内实验

L油田属普通稠油油藏,由于油水粘度差异,油藏非均质性强等因素影响,水驱开发效果差。而CO2吞吐技术主要是通过原油降粘和体积膨胀来达到提高采收率的目的。为提高L油田开发效果,通过室内物理模拟实验,分析了CO2吞吐技术在L油田应用的可行性,对影响CO2吞吐效果的影响因素进行总结分析。实验结果表明,CO2注入量、循环周期、注入速度及关井时间等是影响CO2吞吐作业提高采收率的主要影响因素。在选用合理的注入工艺参数条件下,利用CO2吞吐技术可以有效改善L油田开发效果。     

提高蒸汽吞吐阶段采出程度的数值模拟研究

针对辽河油区不同稠油油藏类型，选取典型蒸汽吞吐井进行数值模拟研究。分析了影响蒸汽吞吐开发效果的主要因素是渗透率、地层系数、油层在射孔井段位置。并以此为基础提出了提高该阶段采出程度的三种措施是选注合采、交互式注汽合采及加深注汽管柱注汽。从而不同程度地提高了开发效果。     

GH-高温调剖剂的研制与应用

针对稠油热采井汽窜问题 ,通过室内及现场试验研制出一种新型的高温调剖剂。它是由热固性PF树脂做为成胶骨架与无机物复合 ,在地层温度下反应形成凝胶体 ,具有工作液粘度低 ( 80mPa·s)、便于注入、可在地层温度成胶、成胶时间可调、耐温性能好、封堵强度高、有效期长的特点。通过室内和现场试验证明 ,GH 高温调剖剂适用于稠油热采井高温调剖。     

化学剂吞吐与油井堵水结合技术研究

将化学剂吞吐技术与油井堵水技术相结合的新化学剂吞吐技术能提高化学剂吞吐技术中化学剂的使用效率,充分地发挥了这两种技术的优点,提高了油藏采收率。新化学剂吞吐技术主要包括吞吐剂筛选、堵剂封堵位置的确定和各种工作液的注入技术等。用界面张力等值图法确定吞吐剂的优化配方,用堵剂突破压力梯度法确定堵剂的封堵位置、堵剂间的组合及用量。可视化驱油模型试验及在中原油田的现场试验都证明了这项技术的可行性和有效性。     

常规亲水稠油油藏注水吞吐开发的研究与实践

在油田开发中,稠油油藏在储量和产量上均占有重要地位,采用常规技术手段开发稠油油藏难度大、驱替效果差。本文根据亲水介质水驱油机理和室内注水吞吐试验的结果,提出了改善这类油藏开发效果的新方法——注水吞吐采油开发。该方法利用亲水孔隙介质常规稠油油藏水驱油机理,将井底蹩压的注水井直接转采,经过一段时间的生产后再次将其转注,经过几轮的反复吞吐和油水置换后,可将注入水向油层纵深推进,直到实现正常的水驱开发。根据这一理论,在自来屯油田自19-14断块进行了整体试验,参加实验的7口井均获得成功,表明对亲水的常规稠油油藏采用吞吐开发是可行的。笔者认为这种方法可适用于亲水孔隙介质的常规稠油油藏,也可以适用于油层连通性差以及低渗透的油藏开发。