海上稠油动起来

<正>渤海油田以独具特色的海上稠油热采开发技术体系,实现了海上稠油的高效开发。2022年,中国第一大原油生产基地渤海油田稠油热采产量再创新高,首次突破50万吨产量规模。我国海上稠油热采迎来了新的里程碑。为攻克海上稠油热采难关,渤海油田致力技术攻关,逐渐完善具有中国海油特色的海上稠油热采高效开发技术体系,逐渐具备了助力渤海湾盆地上亿吨稠油资源高效开发的过硬技术。     

稠油开采技术现状及展望

我国现阶段陆上常规油气田大多数处于开采后期,随着常规原油受到储量增长的限制,开采稠油油藏显得更加重要.稠油粘度高,密度大,在地层中流动阻力大,所以稠油油藏开采时驱替效率低,采用常规开采方式开采效率低.介绍了现有的稠油冷采技术、稠油热采技术和复合开采技术,并指出稠油开采技术也要因地制宜,不同的油藏特点和开发阶段要选择不同的开采技术,这样才能取得比较好的开发效果.     

孤岛油田低品位稠油热采工艺

对孤岛油田低品位稠油热采工艺进行了适应性分析,包括油层保护、注汽工艺、低频油管加热工艺的适应性评价.提出了如下改进措施:添加热采助剂,优化防砂工艺,低频油管电加热工艺,推广稠油冷采技术.由此得出低品位稠油区块开发过程中,必须针对低品位稠油区块的油藏特点,加强区块的工艺适应性研究,提高工艺措施的针对性.孤南4断块低频油管电加热工艺、孤南214块螺杆泵工艺的稠油冷采工艺已经显示了对低品位稠油区块的适应性.     

胜利油田稠油开发技术新进展及发展方向

经过近40 a的开发实践,胜利油田稠油开发形成了一套较为完善的具有胜利特色的开发技术系列,取得了显著的开发效果,截至2020年11月稠油累积产量达到1×108 t。“十二五”以来,面对低油价、高注汽成本等严峻形势,形成了浅薄层超稠油HDNS开发技术、深层普通稠油化学蒸汽驱提高采收率技术、热采稠油提质增效技术和稠油化学剂降黏冷采开发技术,支撑了稠油产量稳定和效益提升,推动了稠油开发理论和技术的发展。目前,胜利油田稠油开发面临未动用储量品位差、老区采收率低、热采排放量大等问题和挑战,在新区提高动用率、老区提高采收率和绿色低碳开发方面,提出了相应的技术对策和攻关方向,为胜利油田稠油效益开发、绿色开发提供技术支撑。     

中国稠油蒸汽吞吐后提高采收率接替技术前景

针对中国稠油资源特征和蒸汽吞吐开发现状,探索了稠油蒸汽吞吐后接替性技术的研究进展与发展前景。中国稠油普遍埋藏深、黏度大,主要以蒸汽吞吐方式开发。蒸汽吞吐波及半径仅为30～40 m,效益开采为8～12个周期,平均采收率约为20%。蒸汽吞吐转蒸汽驱是国际主流选择,解决了热波及受限问题,但需要克服稠油埋藏深带来的热损失难题。火烧油层作为稠油开发后期的极限接替开发技术,能够解决波及受限、无效热耗等问题,有望成为目前有技术、无经济效益的废弃/半废弃稠油油田的最终提高采收率方法。长远看,由快速热采开发转向低成本持续冷采是稠油开发后期的必然选择。化学复合驱冷采能够大幅度降低成本、扩大波及体积,下一步需要提高低水动力条件下稠油乳化能力。     

通过激励出砂提高稠油产量

应用稠油出砂冷采技术开采加拿大稠油，许多稠油油藏的产油量奇迹般增加了，这些油藏储层为疏松砂岩， 孔隐度约３０％，＿原油粘度一般在５００－１２０００ＣＰ之间。而目，矿场实践已经证明，这些油藏中的相当一部分，不管是采用水平井生产还是采用热采，都几乎不可能有经济效益。位于萨斯喀彻温的洛斯兰德（Ｌｕｓｅｌａｎｄ）油田稠油开发就是一个典型例子。该油田在一个小区域范围内尝试常规开采、水平井开采和出破冷采等多种开采方式．结果表明，激励出砂后，日产油量提高了４倍以上＿，＿平均采出程度超过１１％。稠油出砂冷采之前，该油田进行了多年的常规开采，并开展了一个６口水平井的生产项目。事实上，常规开采处于边际经济状态，水平共开采是失败的。     

我国海上低品位稠油开采技术

我国海上低品位稠油的开发性能不足,受井距大、井网不完善、平台空间小和作业能力有限等因素的影响,制约海上低品位稠油开采技术的发展,使海上低品位稠油的开采面临着巨大的挑战,提升开采技术,提高海上低品位稠油的开采量是石油企业面临的首要问题,本文分析了海上低品位稠油开采的现状,并提出了自己的建议,改善低品位稠油的开采效果。     

多元热流体吞吐技术在渤海油田老井挖潜中的应用

自2008年,海上油田首次进行热采作业,经过近13年的不断试验、摸索,累计在渤海油田开展多元热流体吞吐施工近20井次,取得了良好的增产效果;同时逐步完善了多元热流体吞吐工艺技术,为海上非常规稠油油田的有效、高效开发提供了技术支持.对于在生产稠油油田,目前主要采用冷采方式开发,单井投产初期产能较高,但随着油田的开发,由于...     

海上石油热采平台锅炉海水淡化处理工艺设计

中国稠油资源丰富,目前陆上油田如辽河、新疆等已进入大规模开采,主要采用热采方法。中国海上稠油开采目前主要采用冷采方法,采收率及采油速度均不理想。渤海地区蕴藏着大量稠油资源,初步探明储量达30亿m3。为有效开采海上稠油资源,中国海油拟在渤海湾建设国内海上首座热采试验平台,配备大型锅炉等热采设备,以海水作为水源,配备相关水处理设备净化锅炉水质。本文介绍了以海水作为水源的水处理工艺及设备,满足热采锅炉进水水质要求。     

海上稠油蒸汽吞吐开采技术实践及认识

渤海油田稠油资源丰富,地层内粘度高于350 mPa·s的稠油冷采开发产能低、采收率低,难以满足海上高效开发要求。为探索海上规模化高效热采技术,以LD油田明化镇组稠油为靶区,开辟首个海上蒸汽吞吐先导试验区。与陆地不同,试验区具有以下特点:天然能量开发有一定产能(20 m~3/d)、井距大(400 m)、井控大(45×10~4 m~3)、水平井开发等。根据开发难易程度,进行了储量品质分类研究,建立了底水和边水油藏均质模型,研究了蒸汽吞吐的布井界限,设计了12口热采井整体方案,并从2014年分步实施。目前有两口井已分别进入第二轮和第三轮吞吐。由于海上开发的经济性要求、开采特点等与陆地不同,在现行蒸汽吞吐效果评价标准基础上,增加了热采有效期等具有海上特色的评价指标,总结了海上多轮次蒸汽吞吐开发规律,并积累了降低稠油乳化风险的经验。试验区取得的认识及成果对海上稠油后续规模化高效开发具有重要指导意义。     

稠油油藏冷采技术

前言对于油层薄、埋藏深、地层渗透率低而不允许高速注入以及含油饱和度低或孔隙度低的稠油油藏，不适合用热采法开采，但可采用冷采的方法开采。本文介绍了如下几种冷采方法。带砂冷采技术[1，2，3]1．开采机理稠油油藏的显著特点之一是油层胶结疏松，容易出砂。稠油带砂冷采技术是希望将地层中的砂子和稠油一起采至地面，随着砂子从地层中产出，油层孔隙度将增加，渗透率也将增加，原油产量也将随之增加。国外学者认为，随着砂子从油层中产出，油层中将形成蚯蚓洞，使出砂量大大降低。2．关键技术螺杆泵技术是稠油带砂冷采的关键。近年来…     

海上多元热流体吞吐先导试验井生产规律研究

针对渤海湾某稠油油田常规开发单井产能低、采油速度低、预测采收率低的问题,提出采用多元热流体吞吐改善海上稠油开发效果同时,借助小型化热采设备研究的新突破,开展了海上稠油多元热流体吞吐的先导试验对先导试验井不同阶段的生产特点进行了分析,探讨了周期内产量递减规律和含水变化规律,并借助数值模拟软件研究了其合理生产压差实践表明,多元热流体吞吐产能是常规开采产能的1．5～3．0倍,开创了国内外海上稠油热采的先例。     

海上平台稠油热采处理工艺

中国渤海地区蕴藏着丰富的稠油资源,探明储量约30亿m~3。目前主要采用冷采方法开采,采收率较低。为充分开发海上稠油资源,中国海油建设了中国海域第一座海上稠油热采试验平台,对海上稠油进行注热开采,为此,平台需要对稠油的总体开发设计了相关的处理工艺,本文主要对海上稠油处理工艺做相关的介绍。     

国外稠油开发技术新进展

目前 ,世界上的稠油生产大国主要是美国、加拿大、委内瑞拉和中国。近几年来 ,国外围绕热力采油的稠油开发技术发展较快 ,稠油开采技术中水平井的应用也越来越广 ,其它开采技术 ,如出砂冷采等也有一定的应用 ,但其采收率较低 ,后期仍然要依靠注蒸汽来采出大量剩余油。在美国 ,稠油蒸汽驱热采技术属国际领先。由于采用了天然气热电联供及污水处理再利用技术 ,稠油蒸汽驱的成本大幅度降低。美国稠油开发区主要集中在加州 ,并于上世纪 70至 80年代初由蒸汽吞吐开采转入蒸汽驱开采。KernRiver及SanArdo油田最下面的 2个油层组已结束蒸汽驱 ,其…     

通过激励出砂提高稠油产量

加拿大许多稠油油藏的产油量奇迹般增加了。这些油藏储层为疏松砂岩，孔隙度约30％，原油粘度一般在500－12000CP之间。而且，矿场实践已经证明，这些油藏中的相当一部分，不管是采用水平井生产还是采用热采方式，都几乎不可能有经济效益。回顾稠油出砂冷采机理及典型油田生产历史后，我们就会明白稠油产量为什么会这样大幅度提高。位于萨斯喀彻温的洛斯兰德（Luseland）油田稠油开发就是一个典型例子。该油田在一个小区域范围内尝试过常规开采、水平井开采和出砂冷采等多种开采方式。结果表明，激励出砂后，日产油量提高了4倍以上，平均采出程度超过11％。稠油出砂冷采之前，该油田进行了多年的常规开采，并开展了一个6口水平井的生产项目。事实上，常规开采处于边际经济状态，水平井开采是失败的。通过对其它几个项目的开采动态分析结果表明，这些稠油油藏出砂冷采井产量与费用昂贵的水平井相当。我们坚信，对油藏条件和岩石物性合适的稠油油藏来说，相对于蒸汽吞吐和水平井开采等方式，出砂冷采技术是最佳选择。     

唤醒海上稠油

正我国海上首座规模化稠油热采平台正式进入热采生产近日,从中国海油渤海油田传来令人振奋的消息:随着旅大21-2油田WHPB平台开始注热,我国海上首座规模化稠油热采平台正式进入热采生产状态。WHPB平台肩负着单项热采技术优化、系统热采技术集成创新应用、热采新技术试验等示范性任务。此举翻开了我国海上稠油开发的新篇章,标志着我国海上稠油开发由先导试验向规模化经济有效开发迈出了关键一步。     

海上热采井注采一体化井口技术研究与应用

针对中国海上首个规模化稠油热采先导试验项目,旅大21-2油田开发中面临着目标区块浅层气气窜风险大、冷热采转换和热采平台空间限制等因素对井口装置要求高的问题,通过防浅层气套管头设计、注采一体化专用通孔堵塞器设计、采油树结构优化以及井口密封设计,形成了海上稠油热采井注采一体化井口关键技术,实现了注热和冷采切换不需更换井口,解决了热采井后期生产中井口装置抬升的问题,提高了井口空间利用率,满足了安全生产的需要。现场应用结果表明：海上稠油热采井注采一体化井口装置整体耐压21 MPa,符合技术要求,已完成6井次第一轮高温蒸汽吞吐,井口装置密封性能安全、可靠,取得了较好的应用效果。海上热采井注采一体化井口技术的成功开发为海上稠油规模化热采高效开发提供了重要的技术支撑。     

辽河月东油田试采工程方案研究

辽河月东油田是海上稠油油田海域水深5 8 m 构造含油面积19.2 km 2 探明储量6 280 10 4 t 通过海上试采进一步落实单井生产能力取得储层流体等各项资料为地质开发方案的编制和总体开发建设方式的选择提供依据介绍适应滩海稠油开发的海工工程方案包括井组平台结构集输工艺冷采和热采工艺及其配套工程等     

南堡35-2海上稠油油田热采初探

南堡35-2油田是迄今为止中海油在已开发油田中所面临的最具挑战性的稠油油田。该油田常规开发,油井产能低,采油速度小,预测采收率低。根据南堡35-2油田地质特点,结合海上开发及目前热采工艺新的突破,提出多元热流体吞吐热采思路,对开发层系、井型、井距、热采参数等进行优化,提出了推荐方案,并预测实施多元热流体吞吐后较依靠天然能量常规开发采出程度有效提高。矿场先导试验证实单井热采高峰日产油相比冷采邻井产能提高三倍。该研究探索出了一条适合海上稠油高效开发的新模式,开创了国内海上稠油热采的先例。     

稠油出砂冷采技术在河南油田的应用

稠油出砂冷采是使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量,通过稠油出砂冷采领域的攻关研究,河南油田形成了普通稠油出砂冷采开采技术,成功地将稠油难采储量投入开发,第一口稠油出砂冷采先导试验井日产油量是常规试油产量的8倍以上,是蒸汽吴吐产量的4倍以上,开采成本比蒸汽吞吐降低47%,已成功地将出砂冷采技术应用于普通稠油低周期蒸汽吞吐井中,日产油提高1～3倍。