水平井、氮气及降黏剂辅助蒸汽吞吐技术——以准噶尔盆地春风油田浅薄层超稠油为例

针对准噶尔盆地春风油田埋藏浅(400～570 m)、地层温度低(22～28℃)、储集层薄(2～6 m,平均3.5 m)、地下原油黏度高(50 000～90 000 mPa.s)但热敏性好、适合热采的特点,提出了综合水平井、降黏剂、氮气、蒸汽的复合开发稠油方式(HDNS),并在排601砂体北部实施了HDNS开发先导试验。结果表明:油套环空注氮气,可起到隔热作用;利用氮气膨胀性高的特点,补充地层能量;地层内氮气向上超覆,对地层有保温作用。HDNS各要素的综合作用显著提高了蒸汽波及体积、驱油效率和原油流动能力,降低了原油黏度。春风油田应用HDNS技术已经建成产能40×104t,采油速度3.0%,实现了低品位浅薄层超稠油的高速高效开发。     

浅薄层超稠油水平井蒸汽吞吐后转换开发方式研究

以新疆油田某典型区域为研究对象,应用油藏数值模拟方法,对浅薄层超稠油水平井蒸汽吞吐后转换开发方式进行研究。结果表明,直井注汽水平井采油组合转蒸汽驱是较好的开发方式,合理注采参数为：注汽强度为1.68-2.02 m3/（hm^2·m·d）,采注比为1.2-1.3,井底蒸汽干度大于0.4。该研究结果对浅薄层超稠油水平井蒸汽吞吐后转换开发方式研究具有指导意义,也为稠油油藏水平井下步转换开发方式提供了思路。     

浅薄层超稠油油藏水平井开发效果影响因素分析

新疆克拉玛依油田XA+B区水平井开发初期产量较高,随着水平井的规模应用、吞吐轮次增加,各类问题水平井也逐渐增多,低效水平井比例大,严重影响开发效果。为给下一步改善水平井开发效果、更好地开发该油藏提供依据,通过矿场实际生产数据,综合采用数理统计、油藏工程分析和数值模拟方法分别从单井控制储量、油层厚度、油层发育的连续性、原油黏度、水平井纵向位置、水平段长度对开发效果的影响进行了研究,进而对影响水平井开发效果的主控因素进行了分析。研究表明,原油黏度高、油层发育差、工程因素、直井汽窜是导致浅薄层超稠油油藏水平井蒸汽吞吐效果不理想,产量递减快,采油速度较低,采出程度偏低,开发效果差异大的主控因素。     

氮气泡沫在浅薄层超稠油油藏开发中的适用性

春风油田排601中区、排6南区新近系沙湾组超稠油油藏具有埋藏浅、油层薄、原始地层压力小、地下原油黏度高等特点,主要采用水平井-降黏剂-蒸汽-氮气复合开发模式。多轮次吞吐后,地层压力下降,边底水突破油水界面发生锥进,面临油井排水期长、周期累计产水量增加、有效生产时间变短等问题,导致最终采收率较低。为此,开展了氮气泡沫辅助蒸汽吞吐实验,通过室内实验和数值模拟,进行泡沫适用性筛选及注入参数和工艺优化。现场应用效果表明,在边底水入侵区块采用氮气泡沫辅助蒸汽吞吐,较上一周期平均排水期缩短8.3 d,含水率下降32.2%,累计产油量增加2 606.0 t;在吞吐高周期区块,注入氮气泡沫可使周期含水率降低8.6%,累计产油量增加1 668.0 t,表明氮气泡沫可有效提高地层能量和封堵大孔隙通道,达到调整吸汽剖面的目的,在提升最终采收率方面起到了关键作用。     

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％。     

应用水平井复合采油及配套技术开发薄浅层超稠油

针对春风油田薄浅层超稠油举升热损失大的难题,研究了水平井复合采油技术,配套完善了薄浅层储层预测技术、注人参数优化技术、水平井大斜度泵、流化床燃煤锅炉高干度注汽技术。根据热化学相结合原理,在蒸汽中添加油溶性降黏剂及氮气,氮气与蒸汽在水平井段上部形成蒸汽腔室,能隔热保温驱油;氮气导热系数是上覆岩石导热系数的1%,注入的氮气可阻隔岩石吸收蒸汽中的热量;氮气与蒸汽对降黏剂产生了多重介质混合搅拌作用,进一步改善了原油流动性能,解决了井筒举升问题。在春风油田已建成产能65×10~4t/a,采油速度3.0%。     

河南油田浅薄层稠油热化学蒸汽吞吐技术

针对河南油田浅薄层稠油油藏特点,分析了油田开采后期存在的主要问题,研究应用了以降黏辅助吞吐技术、氮气泡沫调剖技术、氮气泡沫抑制边水技术为主体的浅薄层稠油热化学蒸汽吞吐技术,并对各技术参数进行了优化设计。河南油田3年来应用稠油热化学蒸汽吞吐技术累计增油11.51×104 t,提高采收率2.2%,为稠油热采后期提高原油采收率提供了技术支撑。     

浅薄层稠油水平井混合气与助排剂辅助蒸汽吞吐研究

为进一步研究水平井混合气（烟道气）与助排剂辅助蒸汽吞吐技术在浅薄层稠油油藏的应用,利用室内物理模拟实验对辅助方式的驱油效率和封堵能力进行评价,并通过数值模拟方法对研究区块适合水平井混合气助排剂辅助蒸汽吞吐的地质界限及最优参数进行限定和优化。研究结果表明,混合气助排剂辅助蒸汽驱的驱油效率比纯蒸汽驱、蒸汽助排剂驱和蒸汽氮气助排剂驱分别高出16.2%、11.0%和8.0%。混合气助排剂综合作用形成的泡沫封堵能力优于其他辅剂。研究区块适用于该技术的临界有效厚度随渗透率的增加而减小,临界渗透率随有效厚度的增大而增加。在确定研究区块地质界限的基础上,通过不同的渗透率和有效厚度组合,得到适合于该区块的注入参数,即混注比、注汽强度和混合气助排剂注入量的优化图版和取值范围。在实际区块2口水平井的成功试验,为该技术在浅薄层稠油油藏的扩展应用提供了借鉴。     

提高浅薄层稠油高周期吞吐效果方法研究

河南油田稠油油藏埋藏深度90-1 100 m,单层厚度1-4 m,层系组合厚度3-10 m,油层温度下脱气原油粘度90-160 000 mPa·s,具有“浅、薄、稠、散”特点。经过近二十年的稠油开采技术攻关,逐步形成了浅薄层稠油高周期吞吐配套开采技术,成功地将大于3 m的薄层稠油投入工业性开发,原油粘度界限增大到80 000 mPa·s,拓宽了稠油注蒸汽开采领域,使井楼、古城油田基本实现蒸汽吞吐综合不递减,吞吐采收率进一步提高到30．7％,油汽比达0．4,采油成本降低23％-30％,取得了较好的开发效果。     

超稠油藏物理模拟试验研究

采用真空物理模拟实验方法，研究了克拉玛依油区风城油田超稠油油藏水平共蒸汽驱的最佳注入率，不同竖井注汽，水平井生产的驱替方式对生产效果的影响以及蒸汽驱对油藏温度变化的影响。认为：用水平井蒸汽驱开发超稠油藏，能够有效地提高油藏温度，降低原油粘度，改善油藏内流体的流动性。从而为提高超稠油油藏原油采收率提供了参考依据。     

冷家堡油田冷37块超稠油热采工艺技术

针对辽河油区冷家堡油田深层超稠油特点，提出应用注化学添加剂辅助蒸汽吞吐热力采油方案，优化设计注汽、采油工艺，形成配套稠油开采技术，并在冷３７－４０－１８井进行矿场试验，成功地把超稠油采到地面，日产油２０～４０ｔ，为开采超稠油提供了技术和经验。     

超稠油水热催化裂解反应前后性质变化

为了更好地应用水热催化裂解技术对稠油进行开采,明确稠油性质变化的本质,对胜利油田超稠油进行微乳液纳米镍催化降黏剂水热催化裂解实验研究。实验结果表明,水热催化裂解反应后,稠油黏度大幅度降低,稠油中胶质、沥青质的含量下降,硫含量大幅降低,氮含量略减少。稠油氢碳原子比增加,平均分子质量减小。族组分中沥青质的平均分子质量减小幅度最大,说明沥青质裂解对稠油黏度的降低和平均分子质量的减小起到了关键作用。该研究为日后稠油水热催化裂解降黏技术的推广提供了技术参考。     

热采水平井整体开发草13块砂砾岩薄层特稠油

热采水平井技术是科学有效开发稠油油藏的重要手段。以胜利油田草13块为例，系统论述了利用热采水平井整体开发具有边底水的砂砾岩薄层特稠油油藏的开发程序和研究方法。在油蒇精细描述的基础上，通过热采筛选、产能评价、直井和水平井数值模拟、开发方式优化及指标预测等油藏工程研究技术方法，综合论证了利用热采水平井整体开发草13块的必要性和可行性，总结了砂砾岩薄层特稠油油藏水平井油藏工程设计中应遵循的原则，并在生产实践中见到明显效果，为胜利油田其它区块和类似油田的开发提供了借鉴和指导。     

薄储层超稠油热化学复合采油方法与技术

中国已发现厚度小于6 m、原油粘度大于50 000 mPa·s的薄储层超稠油低品位储量7×10⁸ t,是重要的战略储备资源。由于原油粘度高、薄储层散热快、热利用效率低,传统注蒸汽热采技术产量低,难以经济有效动用,亟待突破形成新型稠油热采配套技术。经过多年的研究与实践,创建了稠油热化学复合采油方法:研发了超稠油专用降粘剂,阐明了"汽剂耦合降粘、氮气保温增能、热剂接替助驱"热化学复合采油机理,自主研发了热化学复合采油数值模拟软件,建立了注采工艺参数优化图版。攻关形成了水平井裸眼筛管防砂完井工艺及配套工具、热采水平泵注采一体化工艺、稠油热采采出水余热梯级利用和资源化回用方法等薄储层超稠油高效开发关键技术,在新疆准噶尔盆地春风油田建成了年产百万吨薄储层超稠油生产基地,连续5年稳产100×10⁴ t以上。形成的稠油热采升级换代技术,可大幅度提高石油资源利用率和老油田采收率,对保障国内原油稳产上产具有重要意义。     

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。     

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。     

春风油田排601区块浅薄层超稠油汽窜井治理技术

春风油田排601区块属于浅薄层超稠油油藏,由于油稠、地层非均质以及钻井轨迹的影响,先期开发的北区已出现9个井组、23个井次的热干扰现象,严重影响了蒸汽吞吐的开发效果。为解决热干扰问题,采取了组合式蒸汽吞吐和氮气泡沫调剖等措施,有效抑制和利用了汽窜,提高了蒸汽热能利用率,改善了油层动用状况,油井的周期产油量和油汽比均得到了提高。