海上厚层稠油油藏细分开发层系研究与实践

渤海JX油田油层厚度大、层间非均质性强、地下原油黏度大,水驱开发过程中易发生层间干扰及边底水锥进现象,严重影响油井的产能。通过理论分析和数值模拟等手段,研究了海上复杂厚层稠油油藏开发井网,深入剖析了厚层稠油油藏细分开发层系的必要性及水平井的关键参数。应用实践及效果评价表明利用水平井细分开发层系开发厚层稠油油藏效果良好。     

海上稠油油田采油速度变化规律综合研究(64)

为了综合考察油田地质及开发因素,保证高效开发,针对海上稠油油田注水开发的采油速度及相关指标进行理论分析.基于相渗曲线及含水率与采出程度的关系,探讨不同含水率下采油速度、年产油量自然递减率、剩余可采储量采油速度理论关系曲线计算方法.通过实例计算,观察某区块采油速度及相关指标变化规律,认为目前含水阶段实际年产油量自然递减率相比理论值偏高,剩余可采储量采油速度呈递减趋势.     

海上稠油高效开发新模式研究及应用

以海上稠油油藏为对象,以技术可行性为前提,从提高开发效益的角度出发,提出加速该类型油藏开采的新模式.新模式的指导思想是在投产初期就尽可能地提高采油速度,并尽可能延长高速开发的时间,以达到最大采收率.新模式模糊了一、二、三次采油的界限,把三阶段的系列技术集成、优化和综合应用.在开发技术策略上,施行提前注水、注水即注聚、注水注聚相结合的原则,建立了以聚合物驱为主的提高采收率技术体系和以钻井压裂、适度防砂、电潜螺杆泵为主的钻采工艺配套技术体系.采用新的开采模式,海上稠油油藏的采收率将有可能在原模式基础上提高5%～10%,甚至更高,显著提高油气资源的利用率,对于石油资源相对紧缺的我国具有十分重要的意义.     

海上平台热采放喷气扩散数值模拟研究

为确保海洋稠油热采平台的安全生产,建立海上平台热采放喷气扩散数学模型,利用ANSYS Fluent软件对蒸汽吞吐热力开采过程中气体的扩散进行模拟计算,量化热采放喷过程对平台的影响,从而指导平台设备设施总体布置。以旅大21⁃2油田为例进行分析,由于放喷后期甲烷含量升高,且放喷气量减小造成扩散速度慢,放喷气容易在蒸汽锅炉等较高的设备间富集造成安全隐患。通过优化放空系统参数和设备布置方案,最大限度降低了热采放喷和冷放空对安全操作的影响,并减小平台面积5.9%。建立的模型考虑了平台主要设备结构、气体组分、风速、湍流脉动等因素的影响,满足工程精度要求,研究结果为热采平台的安全设计提供可靠依据。     

稠油流变性的测量和研究

用ＲＶ２０旋转粘度计和地层条件毛细管流变仪测量了不同油田脱气稠油的流变性,研究了温度对稠油流变性的影响,建立了对应于不同温度的流变模式和适切的本构方程,指出对于稠油存在某一临界温度Ｔｃ,当温度高于Ｔｃ时,稠油可以视为牛顿流体;当温度低于Ｔｃ时,稠油存在初始剪切应力,可以用Ｂｉｎｇｈａｍ型本构方程描述,为了研究稠油在地层中的流变性,采用地层条件毛细管流变仪更为合适。     

稠油泡沫驱起泡剂体系的研究

稠油油田泡沫驱过程中,单一起泡剂性能不稳定,针对这一难点问题,设计了一种新型泡沫驱起泡剂体系。采用Waring⁃Blender搅拌法,以泡沫综合指数和耐温抗盐性能为评价指标,对初步筛选得到的甜菜碱、十六烷基三甲基溴化铵（CTAB）、十二烷基苯磺酸钠（SDBS）和十二烷基硫酸钠（SDS）4种起泡剂进行优选,最优起泡单剂为甜菜碱、CTAB。将两种起泡单剂进行不同比例的筛选,最终优选出质量比2∶1的CTAB与甜菜碱体系,并对其进行洗油能力测试和填砂管模拟实验。结果表明,该起泡剂体系耐温抗盐性好,洗油能力强,并且在填砂管模拟实验中对蒸汽驱加泡沫驱与蒸汽泡沫交替注入驱两种驱替方式进行对比,发现将蒸汽和泡沫流体交替注入油藏的驱油方式得到的原油采收率可达60.7%,具有一定的参考价值。     

热化学储热技术与研究现状

可持续能源绿色发展是实现“双碳”目标的战略基础。其中,聚光太阳能技术、风能、潮汐能等新能源有相当高的研究价值,但其能量密度低、不连续、不稳定性等缺点明显,因此需要与储热技术相结合。热化学储热具有能量损失小、储能密度高等优势,受到各界的重点关注。总结了热化学储能技术的研究前沿,及改善储能材料性能的方法,如：加热加压、加入活性剂或催化剂等,并对储热单元的结构以及内部组分进行探索改进(如：蜂巢、微米管、添加支撑剂以及造孔剂)。此外,计算流体力学仿真在储能单元设计中起到重要作用,在减少实验的情况下,可以得出理论最优解。计算机模拟的低成本以及高准确性使其具有很好的研究前景。     

海上稠油油藏RPM测井解释模拟方法研究

随着海上S油田剩余油的深入开发,RPM测井正广泛应用于油藏动态监测之中。而国内RPM碳氧比饱和度测井的解释方法依赖于大量典型地层和井眼条件组合的庞大数据库,如何简单、直接地对RPM碳氧比测井资料进行解释成为了急需解决的问题。因此考虑井眼尺寸、井眼流体、套管尺寸、水泥环厚度、孔隙度、地层流体等影响因素建立地层真实模型,采用MCNP蒙特卡罗软件进行模拟,结果与理论一致。然后利用建立的蒙特卡罗解释图版对现场两口实际生产井RPM测井资料进行处理,计算含水饱和度相对误差分别为2.37%、8.29%,井眼持水率相对误差分别为3.12%、8.16%,取得了较好的应用效果。     

低渗稠油油藏注水降粘物模研究

综合分析国内外稠油注水开发和降粘技术,提出在低渗稠油油藏注水的同时加入降粘剂以达到驱油、降粘目的的思路。同时在相似定理基础上进行物理模拟,通过模拟结果分析,优化施工时的压力参数。     

稠油蒸汽驱动态规律研究

从辽河油区蒸汽驱的开发实践中，提出了采出速度对应曲线，水驱特征曲线，注采特征曲线和Ｌｏｇｉｓｔｉｃ模型４种动态变化规律，并对这些规律的应用进行分析，通过曙１－７－５块和杜１６３井区的实际资料验证，这些动态规律在蒸汽驱开发公司中是切实可行的，它将为辽河油区及国内热采稠油的大规模转驱，产生重要的指导和借鉴意义。     

重柴油低温催化裂化催化剂的研究

以石油三厂的常三线油和直馏汽油为混合油料 ,采用不同类型催化剂 ,在较低温度下催化裂化 ,生产低凝点柴油、液化气及高辛烷值汽油。结果表明 ,采用自制ZSM - 5催化剂 ,汽油 -重柴油混合物料配比为 1∶1.5(质量比 ) ,反应温度为 35 0℃时 ,气体产率为 36 .5 3% ,汽油产率为 36 .73% ,苯胺点为 2 0 .6℃ ,柴油产率为 2 2 .75 % ,凝点可达 - 2 2 .5℃ ;在相同的操作条件下 ,同商业用HZSM - 5、NaZSM - 5催化剂比较 ,气体产率和柴油产率有所提高 ,柴油凝点分别降低了 10 .5℃、2 5 .5℃ ,汽油的辛烷值得到大幅度提高。可以看出 ,自制ZSM - 5催化剂能增加气体和柴油产率 ,降低柴油凝点 ,而汽油的辛烷值得到提高 ,同时催化裂化温度比同类型催化剂都低     

驱油剂对稠油注空气低温催化氧化过程的影响规律

为了提高空气驱的安全性及稠油改质,通过静态氧化实验研究了驱油剂对稠油低温催化氧化性能的影响规律。结果表明,研究选用的驱油剂都可以提高耗氧速率,特别是NaOH 和PAM 对耗氧速率的影响最为明显。通过族组成分析驱油剂对原油成分的影响,研究发现,低温催化氧化使原油中的饱和分和芳香分向胶质和沥青质转化,而纳米微粒Fe₃O₄ 却可以明显的反转这种变化。研究结果对驱油剂的选取、提高空气驱油技术的安全性及扩大空气驱的应用具有一定的指导意义。     

重油加氢技术现状与展望

叙述了世界各国渣油加工技术发展概况，着重阐述了重油加氢技术的特点和发展趋势，提出我国炼油工业的几点建议。     

辽河油田稠油及老化油物性分析

对辽河油田稠油及老化油进行物性分析,为研究老化油和稠油的处理工艺技术打下基础。结果表明,按密度分类法可知,辽河油田稠油为中质原油,而老化油为重质原油。实沸点蒸馏结果表明,辽河油田稠油和老化油初馏点相当,稠油和老化油的汽油馏分（小于200℃）收率分剐为7．70％,2．70％;柴油馏分（200～350℃）收率分别为19．81％,10．45％;蜡油馏分（350-425℃）收率分别为12．27％,10．19％;渣油馏分（大于425℃）收率分别为6．82％,13．94％。稠油各馏分收率高于老化油各馏分收率,稠油总收率为46．60％（到464℃）而老化油总收率为37．28％（到500℃）。     

稠油厚油层聚驱驱油效率和波及系数贡献研究

M断块属于稠油厚油层油藏,进入聚合物驱开发后如何进一步挖潜和提高采收率尤为重要。过去在提高采收率理论研究过程中主要关注的是波及体积和驱油效率对采收率的影响,对于波及体积和驱油效率对提高采收率的贡献研究较少。现有方法确定的驱油效率和波及系数存在精确度低的缺陷,且计算可靠性和准确性也无法得到验证。采用室内物理模拟实验手段,以电阻-含油饱和度关系曲线为研究基础,研究了M断块聚合物驱油过程中不同层位及不同位置驱油效率与波及体积的变化特征,探讨了聚合物驱驱油效率与波及体积对提高采收率的贡献值。结果表明,聚驱主要贡献为扩大各层波及体积,中渗层对于采收率贡献达到61.79%,其次是高渗及特高渗透层,贡献率为34.48%,而低渗层仅为3.73%。     

海上低渗油田产能评价与提产措施优选——以西江油田为例

鉴于开发特殊性,海上低渗油田的提产措施优选与实践较为缺乏,导致其经济高效开发面临着严峻挑战。目标区块属于典型海上低渗油藏,受非线性渗流、储层污染、强非均质性等不利因素制约,表现出产能低、递减率快、含水率高等特征。结合多孔介质渗流理论与油藏启动压力梯度,基于多种开发方式下产能数学模型,立足于目标区块实际地质情况,对不同开发方式的提产效果进行预测和比较,为提产措施优选、合理开发方案制定与生产部署提供有力支撑。结果表明,与现有生产数据对比,产能方程的符合率达到85%。水平井相对于直井的开发优势会随着层厚的增加而减弱,当层厚超过45 m时,二者产能倍比小于5。薄层开发时,建议15 mD以下采用分段压裂水平井,反之使用多分支井。研究结果将为海上低渗油田提产措施优选、开发方案调整提供理论指导与实践参考。     

埋地超稠油管道温度场分析

对超稠油埋地热油管道进行传热分析．建立管道与土壤温度场模型，并进行数值模拟计算分析。通过现场实验采集数据与数值模拟计算相比较，结果表明，当前保温措施能够满足工程要求。     

稠油二氧化碳降粘的化学机制研究

为认识二氧化碳降粘的化学机制,考察了不同压力下二氧化碳在胜利稠油中的溶解度、二氧化碳处理对稠油化学组成的影响以及超临界二氧化碳对稠油的萃取行为。结果表明,二氧化碳在稠油中有很高的溶解度,可达105 kg/m3,但不改变稠油的化学组成;超临界二氧化碳萃取过程中,对饱和分的溶解能力强于胶质和沥青质,会破坏稠油的胶体化学结构。二氧化碳降粘主要来自于稀释作用,但胶体体系改变后,会释放出溶剂化层中的小分子,减小分散相体积,降低体系粘度。     

重质原油水热裂解降黏技术研究进展

随着常规原油产量下降,重质原油的开采和应用逐渐受到人们重视,但是重质原油密度高、黏度大、开采难度大是重质原油开采所面临的问题。重质原油的降黏方式有很多种,其中改质降黏和非改质降黏是重质原油降黏的两种重要方式,非改质降黏技术有加热降黏、掺稀降黏、化学降黏等,改质降黏有两种方法,分别为水热裂解和轻度热裂化。水热裂解降黏技术是基于热裂化之上更高效的一种降黏方法,在适当的反应条件和适合的催化剂条件下,能显著降低重质原油的黏度,是一种应用前景较好的重质原油开采技术。     

普通稠油降黏剂驱与聚合物驱微观驱油机理

优选适用于胜利油田孤岛中二中区块普通稠油的聚合物体系及降黏剂体系,对比采收率及其微观驱油机理。结果表明,水驱油的采收率只有41.1%,微观玻璃刻蚀模型显示存在大片残余油、油块及油膜。质量分数为0.3%XJ+0.2%OP-10复配降黏剂体系在水驱基础上可提高采收率18.67%,主要依靠大油滴变形重新运移,乳化作用降低稠油流动阻力,油滴对油膜的推拉及油膜拉丝剥离作用提高洗油效率。质量浓度为1 500 mg/L AP-P5聚合物驱在水驱基础上提高采收率18.55%,主要是通过增大波及面积及聚合物对油膜和盲状残余油的拉扯作用来提高采收率,相比降黏剂驱,更具优势。