北过蒸汽驱汽窜控制技术初探

为改善过渡带地区的开发效果,在北过三四条带开展了蒸汽驱现场试验.在试验区转注蒸汽1年后,整体未见增油效果,但部分油井采出液温度上升幅度较大,出现蒸汽突进的现象.分析其原因,主要是蒸汽及热水的窜进造成的.汽窜产生的原因主要有地层压力不均衡、注采井距差异、地层构造影响、储层非均质性和注汽操作不当等.此外,蒸汽干度过低、注入体系不易压缩还会造成热水窜.通过分析比较凝胶类高温调剖工艺、高温泡沫调剖工艺、双激发无机非金属调剖工艺、分层注汽工艺、动态调整控制技术等汽窜防治的主要措施,给出了不同汽驱阶段的优化措施.对试验区内两口采油井——北4-30-RB263井、北4-3-B63井进行了汽窜原因案例分析,并提出了解决对策.鉴于稀油油藏的井段长、小层多,井简中蒸汽超覆严重,汽窜控制难度大,建议初期试验应采用高温调剖技术.     

超稠油氮气泡沫凝胶调剖体系的研究与应用

辽河兴隆台超稠油油藏具有压实弱、胶结疏松、大孔高渗等特点,原油黏度高、非均质严重、近井距设计、井间动用差异大,导致蒸汽吞吐过程中汽窜干扰突出,影响生产效果.通过室内高温实验,综合泡沫发泡剂、凝胶体系、驱油助排剂的各自优点,复配出氮气泡沫凝胶体系.与普通凝胶相比,氮气泡沫凝胶体系具有较高的热稳定性和剪切稳定性,具有高选择性、高封堵能力、低油层伤害的优势,具备可靠的应用基础和条件.该体系在高温状态下利用泡沫贾敏效应实现对油井的调剖,利用凝胶提高泡沫的稳定性.其中,泡沫能够扩大封堵范围,降低对油层的伤害;消泡后,氮气可起到增能作用,有效抑制汽窜,改善措施井生产效果.2010年以来,现场应用51井次,结果表明,该体系可有效封堵汽窜大孔道,减缓汽窜影响,调整蒸汽流向,改善吸汽剖面,大幅提升剩余稠油的开发水平.     

蒸汽驱用耐高温堵剂性能研究

注蒸汽稠油开采过程中,高温蒸汽极易在油藏内大孔道和高渗透层形成窜流,导致吸汽剖面不均匀,蒸汽利用率和体积波及系数降低,注汽开发效果变差。提高蒸汽驱波及系数和稠油开采效率的最有效方法是调整蒸汽注入剖面和封堵水窜通道。聚合物耐温性能较差,高温下易降解,严重影响聚合物调整蒸汽注入剖面的效果。用硝基腐殖酸钠作为主剂,甲醛和间苯二酚作为交联剂,制得一种高温堵剂,并对其性能进行评价。结果表明:120℃下高温堵剂的最优配方为硝基腐殖酸钠9%+甲醛2.0%+间苯二酚1.5%,成胶时间为19h;最佳适用pH值为7～9;该堵剂耐盐性能良好,最高可耐NaCl和CaCl2浓度分别为40000mg/L和8000mg/L;该堵剂的初始黏度为10.3mPa.s,泵入性能良好,易于输送和注入;经硝化处理的腐殖酸钠可耐290℃以上的高温,完全满足控制蒸汽驱汽窜的温度要求;该堵剂对不同渗透率的岩心都有良好封堵效果,封堵率在95%以上,并具有堵大不堵小的特性。     

复合段塞堵水技术在欢17块油藏的应用

欢喜岭油田欢17块兴隆台油层为底水稠油油藏,受边底水影响,在油藏进入中后期开发以后,虽然实施了注灰堵水、避水侧钻等措施,但油井水淹程度不断加剧。通过对欢17块水淹状况、剩余油分布进行研究,确定了堵水实施区域,并应用了复合段塞堵水技术。调堵剂为弱凝胶、强凝胶和耐高温封口剂三个段塞组成的深部化学调堵剂。药剂封堵半径设计为15～20m,药剂处理量为600～1200t。调堵剂采用现场配制、连续搅拌、随用随配;施工注入应用了专为注聚合物类堵剂而设计的单柱塞双缸TDB堵水泵。现场应用表明,深部化学调堵剂具有选择性好、可大剂量使用、凝胶强度高、耐高温蒸汽冲刷等特点,满足了欢17块油井堵水需要;复合段塞堵水技术可有效控制欢17块边底水推进速度,实现了区块产量整体上升,累计增油11483t。     

靖安油田张渠二区底水油藏堵水调剖工艺技术及应用

靖安油田张渠二区长2底水油藏经过20多年的开发,注入水沿砂体展布方向单向突进,大部分井已进入中高含水开发阶段,平面及剖面上的矛盾突出,开发效果变差。立足底水油藏地质规律及见水特征认识,在前期注水井堵水先导性试验基础上,进一步总结分析底水油藏弱凝胶堵剂体系调剖效果,针对单点调剖、大排量施工导致油井水线推进速度快致使油井含水上升过快、措施有效期短等突出矛盾,选择性地开展室内注入堵剂体系评价,优选沉淀型凝胶颗粒堵剂进行室内研究和矿场试验,采用连片、多段塞组合、连续交替注入工艺,并在施工过程中充分结合油井生产动态特征,在段塞设计和工艺参数上再次进行了优化,即增加二次封堵段塞、适当加大了无机堵剂用量和控制施工排量,能有效控制油井底水推近,提高水驱效率。通过近三年的矿场应用与适用性评价,形成了适合底水油藏特征的堵水调剖工艺技术,为保持区块的稳产起到了重要支撑作用。     

应用复合调剖技术提高探40热采区块开发效果

2007年在扶余油田探40区块初次开展了热采试验,取得了非常好的效果。但也存在一些制约热采开发效果及安全因素,部分井发生汽窜,导致吞吐井加热半径缩小、热利用率降低,影响吞吐井的生产效果。为了提高热采效果,避免汽窜发生,开展了适合于扶余油田的复合体系调剖技术的研究。国内稠油油藏汽窜封堵技术的应用实践表明,单一的高温堵剂现场应用效果不理想,有效期短。因此考虑应用聚合物凝胶+预交联体膨性颗粒+粉煤灰/固化剂复合型高温汽窜封堵体系,并先期在实验室开展了复合调剖体系配伍性、抗温性、封堵性实验。在现场试验取得显著效果的基础上,2011~2013年,应用该项技术在探40区块、东9汽窜严重区块开展实施了复合封堵调剖应用,累计实施130口井,没有发生汽窜,平均单井日增油0.7t/d,平均单井累计年增油115t。     

稠油油藏注空气改善开发效果研究与试验

杜80块油藏属超稠油油藏,含油面积为1.68km2,石油地质储量为1012×104t,采用注蒸汽吞吐开发,累积产油89.69×104t,累积注汽254.7×104t,累积油汽比0.38,阶段采出程度7.4%,采油速度0.62。伴随着多轮次蒸汽吞吐开发,油层低压力、低油气比矛盾越来越突出,周期递减逐渐加大,效果越来越差,汽窜呈逐渐加剧趋势,严重影响区块油井产量。提出应用注空气辅助蒸汽吞吐技术改善开发效果。对于稠油油藏,注空气驱油机理主要是燃烧产生的热和蒸汽,使原油降黏。与热力采油和化学采油技术相比,注空气技术在操作成本、采收率、经济效益等方面具有明显优势。理论研究及现场先导试验显示,注空气辅助蒸汽吞吐技术适合于井间气窜不严重、油层温度高(100℃)、油层动用不均衡、地层有倾角、地层压力低、胶质和沥青质含量相对较高的井,可以改善普通稠油、超稠油低产低能问题,恢复地层压力,改善稠油蒸汽吞吐效果。同时,通过合理监测及细化生产管理,亦可保证现场操作安全可靠。     

欢喜岭油田提高稠油采收率技术应用实践

欢喜岭油田稠油油藏经过20多年开发已进入“两高一低”,即高含水、高采出程度和低油汽比的开采阶段,常规蒸汽吞吐开发方式面临诸多矛盾,进一步提高采收率难度大。为此,开展了稠油蒸汽吞吐转换为蒸汽驱、利用水平井技术实现老油田“二次开发”及提高稠油吞吐井开发效果配套技术（包括分层注汽、组合注汽、水平井多点注汽、水平井双管注汽、化学辅助吞吐等）的研究与应用。措施实施后,累计增产原油110.6×104t,创经济效益11.7亿元。     

改善薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的技术探讨

江37区块作为采油九厂第一个稠油开发试验区,已经进行了3年的蒸汽吞吐热采试验,目前油井已进入第四轮蒸汽吞吐开采阶段。随着热采试验的不断深入,试验区的含水上升快、井间干扰严重,油层平面和纵向动用不均、储量动用差等问题日益显现,严重影响了试验区的稠油开发。针对这些问题和矛盾,在研究稠油蒸汽吞吐开发模式和递减规律的基础上,提出了改善蒸汽吞吐阶段开发效果的有效方法和途径,为下步试验区的稠油热采试验提供一定的借鉴。通过现场试验证实,提高蒸汽干度、多井整体吞吐和水平井试验,是改善薄层稠油油藏蒸汽吞吐效果的有效途径,其中提高蒸汽干度可以降低单位注入热量的注水当量,减少近井地带的冷凝水饱和度;多井整体吞吐可以有效解决油井之间因注汽而相互干扰的问题;水平井由于其吸汽能力强,开发效果远好于普通直井。     

氮气泡沫抑制双水平井SAGD井间窜流可视化研究

双水平井SAGD是开发稠油油藏一种有效前沿的技术手段。双水平井SAGD开发稠油油藏时,注采井间局部易发生窜流,导致油井生产汽窜,含水率上升。对此利用二维物理可视化机理模型,以辽河油田曙一区杜84块馆陶油层地面脱气原油为实验原油,研究当水平井注汽开发过程中井间窜流后,注入的氮气泡沫运移、聚集、封堵机理。实验结果表明,由于油水黏度差异及储层非均质性,注采井间易发生窜流,注入蒸汽沿注采井间向前推进,产生明显的主流通道,不利于双水平井SAGD注采井间建立稳定连通关系和剩余油有效动用;注入的氮气泡沫首先进入主流通道并占据大孔道,在喉道的剪切作用下形成大量气泡,泡沫沿窜流通道运移并聚集,起到封堵作用,有利于抑制井间蒸汽或热水的窜通,使得后续注入流体改变流动方向,实现双水平井井间剩余油均匀动用。     

中深层稠油蒸汽驱注采剖面调整工艺技术研究

从1997年开始,辽河油田进行了中深层稠油蒸汽驱先导试验,目前已进入蒸汽驱先导试验的后期调整阶段,先导试验区的稠油采出程度由试验前的24%提高到57%,基本达到方案设计指标,先导试验获得成功。然而,在蒸汽驱先导试验及随后的扩大试验中,存在着纵向动用程度不均、平面动用程度差等问题,影响蒸汽驱先导试验效果。为此,从2004年开始,辽河油田钻采工艺研究院开展了中深层稠油蒸汽驱注采剖面调整工艺技术研究工作,形成了中深层稠油蒸汽驱注采剖面调整系列技术,主要包括耐高温化学调堵技术与机械封堵技术,并应用于现场,有效解决了蒸汽驱层间、层内动用不均的问题,提高了中深层稠油的采收率。下一步仍需加大高温调剖剂的深入研究,研制高效、经济的高温调剖剂;对生产井机械封堵工艺技术的研究重点,是加快对耐高温胶筒的选优,满足现场生产需求。     

超稠油水平井分段注汽配合调剖技术研究与应用

辽河油田超稠油水平井蒸汽吞吐进入中后期开采阶段，逐渐暴露出水平段动用不均、吞吐效果差等开发矛盾。分析认为，由于蒸汽超覆作用，水平段各井段区域储层非均质性差异大，吸汽强度不均，井间汽窜严重；近井地带地层存水增多，含油饱和度下降；油层亏空加大，地层压力下降，油层供液能力不足。依据水平井温度监测资料，合理判断水平段剖面动用状况，采用分段注汽工艺技术，独立分隔水平段注汽腔，灵活分配注汽量，实现对水平段不同区域分段均匀注汽。并通过注入高温复合调剖剂，辅助分段注汽进行蒸汽吞吐，有效封堵水平井段局部大孔道高渗透区域，补充地层能量，抑制汽窜发生，提高蒸汽波及半径，调整水平段动用剖面，实现水平段均匀吸汽，近而起到降黏、驱油助排和提高动用程度的作用，达到改善开采效果的目的，为油田开发持续稳产提供技术依据。     

乳状液体系在油田中的应用综述

乳状液体系凭借其特殊的物理化学性能,在油田开发中得到广泛应用,形成了乳化钻井液、乳化酸、乳化压裂液、乳化稠油堵水剂、多重乳状液延缓交联、微乳液、乳化驱油等体系。其中,乳化钻井液体系具有井壁稳定性强、润滑性好和保护油层等优点。乳化酸适用于低渗透碳酸盐岩油气藏的深度酸化改造和强化增产作业,滤失量小,缓速性能好,能进入地层深部。乳化压裂液分为水包油型和油包水型两种,水包油型乳化压裂液具有比油包水型摩阻小、流变性便于调节、易返排等优点;油包水型乳化压裂液与油基冻胶压裂液相比,性价比高,适合于水敏性、低压、低渗储层的压裂改造,具有增黏能力强、黏度调节便利、高携砂、低滤失、低残渣等优点。乳化稠油堵水剂分为活性稠油堵水剂和水包稠油堵水剂,前者注入油井的堵剂为加有适量油包水乳化剂的高黏度稠油;后者是用水包油型乳化剂将稠油乳化在水中制成。乳状液可有效降低地层中的残余油含量,从而提高采收率。多重乳状液体系一般为W/O/W型,由于破乳时间较长,达到了延缓交联的目的;微乳液是指具有超低界面张力、热力学稳定的乳状液。三次采油中,在水中加入表面活性剂和部分高分子化合物,配成驱油溶液进行驱油,可显著提高原油采收率。     

超稠油蒸汽驱先导试验效果分析

杜229块兴隆台油藏为中厚互层状超稠油油藏,单层厚度薄、储层物性好、原油黏度高,已进入蒸汽吞吐末期,综合含水率快速上升,产量递减严重,亟需实施开发方式转换。针对该区块蒸汽吞吐后期的特点,运用开发机理研究、数值模拟研究等方法,论证了超稠油蒸汽驱的可行性,并于2007年规划了7个70m井距"反九点"井组,开展蒸汽驱先导试验。经过8年的探索与实践,先导试验取得成功,井组年产油由转驱前的4.1×104t上升至5×104t左右,油汽比为0.17,采注比为1.09,采出程度达到53.8%,各项指标达到国际先进水平。通过对历史生产资料及监测资料分析研究,初步形成了超稠油蒸汽驱"先连通、再驱替"的驱油机理,掌握了影响生产效果的各项主要因素,总结了汽驱阶段的动态调控理念及方法。该试验的成功实施,突破了超稠油不能实施蒸汽驱的认识禁区。     

中原油田提高采收率优化技术

中原油田相继开展了CO2吞吐、N2驱、空气驱、合成聚合物驱、交联聚合物驱、微生物采油等项现场试验。鉴于中原油田地层温度高、地层水矿化度高,常规三次采油技术难以适应。对中原油田提高采收率的技术进行优化分析,对油田地质特点、开采特点和不同类型油藏采收率现状进行归纳,并对各技术潜力进行分析,得出结论:从储层条件和原油性质来看,适用中原油田的三次采油方法是CO2混相驱、天然气非混相驱,其次是化学驱。研究预测显示,通过水驱综合调整和气驱,可提高采收率11.1个百分点,达到40.5%,其中水驱综合调整增加可采储量3841×104t,提高采收率7.4个百分点,三次采油提高采收率3.7个百分点。总结出中原油田提高采收率的方向和思路:水驱提高采收率仍是油田当前开发的重点,重组开发层系、强化差层开采、提高油藏水驱采收率,大力发展堵水调剖等配套工艺技术、提高水驱控制程度,气驱仍是今后的主要发展方向。