稠油油藏水平井多元热流体吞吐高效开采技术

水平井多元热流体吞吐高效开采技术是一项综合利用水平井、二氧化碳、氮气和蒸汽进行稠油开发的提高采收率新技术。根据稠油油藏的特点,对其进行了水平井多元热流体吞吐实验及数值模拟研究,揭示了其提高采收率机理。与常规蒸汽吞吐相比,水平井多元热流体吞吐高效开采技术具有3大优势:水平井可以提高注入能力与生产能力,且吞吐有效期长;二氧化碳能有效降低稠油粘度和残余油饱和度,提高驱油效率;氮气可以扩大注入蒸汽波及范围,降低注入蒸汽热损失。现场应用证实,该技术可有效提高蒸汽的利用效率,降低注入压力,提高油井产能,延长吞吐有效期,能够大幅度提高海上稠油产量。     

提高陈家庄南区薄层稠油油藏开采效果的技术及应用

胜利油田河口采油厂陈家庄薄层稠油油藏蒸汽吞吐开发中存在的主要问题有：热采防砂有效期短,层薄、净总比低,热损失严重。针对以上问题,采油厂进行了提高薄层稠油热采效果配套工艺技术研究,取得了显著效果。开展了薄层稠油热采防砂新工艺模式的研究及应用,有效延长了防砂有效期;开展了油溶性降黏剂＋CO2＋蒸汽的复合吞吐工艺的研究及应用,优化了CO2注入强度以及油溶性降黏剂的注入量和浓度,有效提高了蒸汽在薄层稠油油藏的波及体积,同时也有效补充了地层能量;开展了薄层稠油水平井配套技术的研究,优化了水平井注汽参数,研究应用了均匀注汽管柱,现场应用取得了显著效果。     

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。     

超稠油HDCS高效开采技术研究

HDCS高效开采技术是一种采用油溶性复合降粘剂及CO2辅助水平井蒸汽吞吐的超稠油开采技术,它由水平井、油溶性复合降黏剂、CO2和蒸汽四个关键部分构成。研究表明超稠油HDCS高效开采技术针对超稠油油藏有诸多优势：数值模拟研究表明水平井能增强注汽能力,增大油汽比,对于薄油层能够相当大程度上减少蒸汽的热损失;实验研究表明通过注入高效油溶性降黏剂和CO2能减小油水界面张力,破碎沥青质的层状结构,降低原油粘度,降低剩余油饱和度,增强地层弹性能量,减缓油藏压力衰竭。矿场统计和分析表明该技术可有效地提高蒸汽利用率,降低注汽压力,提高油汽比,增加产量和生产周期。该技术的应用使黏度大于300000mPa·s（500C） 、埋深大于1300m、油层平均厚度小于8m的超稠油藏实现了动用,目前已在胜利油田建成4×10^4t的产能。     

超稠油水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术

为了改善超稠油油藏蒸汽吞吐开采效果,通过室内驱油实验研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率,利用数值模拟方法研究水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐的降黏机理。研究表明：CO2与降黏剂辅助蒸汽驱驱油效率(80.8%)明显高于常规蒸汽驱驱油效率(65.4%);水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术实现了降黏剂、CO2与蒸汽协同降黏作用的滚动接替,从而有效降低了注汽压力,扩大了蒸汽波及范围即扩大了降黏区域,提高了产油速度。根据温度分布和降黏机理的不同可将降黏区分成4个复合降黏区,即蒸汽复合降黏区、热水复合降黏区、低温水复合降黏区和CO2-降黏剂复合降黏区。矿场应用表明,水平井CO2与降黏剂辅助蒸汽吞吐技术在深部薄层超稠油油藏、深部厚层超稠油油藏和浅部薄层超稠油油藏开发过程中取得了显著的降黏增油效果。图6表5参15     

海上深薄层稠油油田多元热流体吞吐研究

按照稠油注蒸汽开采筛选标准,很多埋藏深、储层薄的稠油油藏难以投入注蒸汽开发。为改善开发效果,提出多元热流体（蒸汽、热水、N₂和CO₂的高温混合物）吞吐技术,利用注入气体溶解降黏等复合机理开采原油。通过驱替实验研究多元热流体吞吐有别于蒸汽吞吐的主要作用机理,采用数模方法对比研究多元热流体吞吐与蒸汽吞吐生产规律和开发指标的异同。研究表明,与常规蒸汽吞吐相比,多元热流体吞吐周期内平均日产油、累计产油、采油速度均提高30%,周期间平均日产油递减率为蒸汽吞吐的60%,采出1%石油地质储量压降幅度仅为蒸汽吞吐的80%。矿场实践表明,南堡35-2油田南区注多元热流体吞吐后,单井高峰日产油可达到127 t/d,平均热采有效期达到300 d,有效期内平均日产油达到50 t/d,为冷采产能的1.6倍,预测采收率可在冷采基础上提高8.5个百分点。研究结果可为“深、薄、稠”油藏开发方案设计提供借鉴。     

超稠油三元复合吞吐物理模拟实验研究

在稠油热采中，随着老井吞吐伦次的增加，吞吐效果变得越来越差，为了实现油田的稳产，改善开采效益，我们提出超稠油三元复合吞吐采油技术。物理模拟实验研究表明：超稠油三元复合吞吐采油技术可以达到较理想的驱油效果。其采油机理包括：调剖机理；CO2溶解驱机理；CO2萃取、降粘机理。其中，蒸汽的注入，使地层超稠油温度升高，原油粘度大幅下降，这是超稠油开采的根本原理，也是三元复合吞吐最主要的机理。三元复合吞吐工艺中注入CO2和表面活性剂助剂，是对蒸汽吞吐的一种辅助作用，起到改善吞吐效果的作用。     

CO_2改善单56超稠油油藏蒸汽吞吐效果实验

为了解决单56超稠油油藏单纯蒸汽吞吐开采效果差的问题,开展了CO2辅助蒸汽吞吐工艺研究。结果表明:单56超稠油60℃单纯热水驱油效率仅26.5%,当温度达到150℃时才会有理想的吞吐效果;当CO2在原油中的溶解气油比达到23.9 sm3/m3时,60℃热水驱替效率达到了37.2%,大幅度改善了蒸汽的驱替效果;核磁在线扫描CO2在岩心中稠油的溶解扩散情况表明CO2的自发扩散速度很慢。实验得出单56超稠油CO2辅助蒸汽吞吐工艺参数:注汽前注入CO2焖井时间为5 d以上,蒸汽波及范围内CO2的溶解气油比为标况下23.9 m3/m3,水平井的最优注汽强度为10~12 t/m。     

稠油油藏蒸汽吞吐产能预测新模型

针对稠油非达西流动特征,引入稠油油藏有效动用理论,根据蒸汽吞吐开发时井筒周围流体的流动状态进行分区,采用等值渗流阻力法,考虑拟启动压力梯度,分别推导直井和水平井蒸汽吞吐开发方式下的产能预测公式。通过数值计算,分析生产压差、拟启动压力梯度、开发方式以及开发井型等因素对稠油油藏有效动用范围和产能的影响。分析结果认为:生产压差越大,油藏有效动用半径先增加,后趋于平缓,日产油量增加;拟启动压力梯度越大,有效动用半径逐渐变小,且递减幅度逐渐变缓,日产油量逐渐降低;拟启动压力梯度对天然能量和蒸汽吞吐开采的影响均不能忽略,且对蒸汽吞吐开采影响较大;直井和水平井产能均随拟启动压力梯度增加而减小,且水平井产能降低幅度较大。该研究为现场准确评估油井产能,选择合理开发方案提供了理论依据。     

复合蒸汽吞吐提高稠油采收率试验

为提高新疆油田稠油热采开发效果,寻求更全面、更有效的油井增产措施,针对克拉玛依油田九₇₊₈区上侏罗统齐古组稠油油藏地质特征,开展了用复合蒸汽吞吐技术改善稠油热采开发效果的试验。采用物理模型和数模相结合的方法,进行了复合蒸汽吞吐技术机理研究,对不同原油粘度下复合蒸汽吞吐增效剂进行了筛选,对复合蒸汽吞吐岩心驱油实验结果进行了评价,并对复合蒸汽吞吐注入方式及注入参数进行了优化,为提高蒸汽驱油效率和油藏采收率提供了新的技术。     

高温复合泡沫体系提高胜利油田稠油热采开发效果

地层非均质性使得稠油油藏注蒸汽多轮次吞吐开采后期开发效果变差.伴蒸汽注入氮气和泡沫剂可有效提高蒸汽的波及效率和驱替效率,改善稠油热采的开发效果.针对胜利油田稠油油藏特点,研制了一种新型高温复合泡沫剂FCY（该泡沫剂在310℃、气液比1：1条件下阻力因子达到20以上）,并研究了温度、矿化度、剩余油饱和度对其封堵效率的影响.FCY体系提高稠油油藏采收率实验表明：FCY泡沫剂可有效降低油水界面张力,提高注入蒸汽的驱替效率;伴蒸汽注入FCY体系可以提高稠油油藏采收率,降低含水率;氮气和泡沫剂合注为最佳注入方式.胜利油田现场应用证明,高温复合泡沫体系FCY可有效改善热采稠油油藏吞吐开发效果,封堵大孔道,防止汽窜.图8表1参10     

河南油田超稠油油藏动用实践与效果

河南油田高粘度超稠油油藏储量1088.19×104t,目前采用常规的注蒸汽吞吐试采,试采效果很不理想,达不到热采产能要求。通过注氮气隔热、注降粘剂的措施虽然可以提高试采效果,但仍然突破不了产能关,导致超稠油储量难以动用。通过调研国内超稠油油田稠油开采的先进技术,分析适宜河南油田超稠油油藏特征的开采技术,优选了采用高干度、高强度、高速度、辅助氮气、溶剂降粘的蒸汽吞吐开采技术,单水平井蒸汽吞吐方式,大井眼(95/8″套管,双油管)开采方式,过热蒸汽技术等,有效提高了超稠油难采储量动用程度。     

浅薄层特稠油油藏 HDNS 开采数值模拟研究

浅薄层特稠油油藏原油黏度高、埋藏浅、地层温度低、天然能量不足、油藏流体不具有流动性,采用HDNS技术(N2和降黏剂辅助水平井蒸汽吞吐)可提高该类油藏的采收率。通过数值模拟方法分析了 N2和降黏剂的注入参数对开采效果的影响,结果表明：随着 N2和降黏剂的注入均可有效提高原油产量并且各注入参数均存在较优值;利用正交设计和方差分析进行了 HDNS 技术多因素敏感性分析,结果显示：显著影响 HDNS 技术开采效果的因素有降黏剂注入量、N2与降黏剂注入顺序、降黏剂注入速度、N2注入量等。     

稠油油藏蒸汽吞吐后转注CO2吞吐开采研究

利用物理模拟技术,对蒸汽吞吐后期的稠油油藏转注CO₂吞吐技术以改善其开采效果的机理进行了研究,结果表明,蒸汽吞吐后期油藏转注CO₂吞吐开采:1增加了弹性驱能量;2CO₂溶解于稠油中,使原油粘度降低;3乳化液破乳:高轮次吞吐使原油物性变差,粘度大幅度增高;而CO₂溶解于稠油和水中降低了油水界面张力,使原油粘度大幅度下降;4油水相对渗透率曲线特征得到改善,残余油饱和度降低.实验研究及现场试验结果表明,稠油油藏蒸汽吞吐后期转注CO₂吞吐开采在技术上和经济上都是可行的.该技术改善了稠油油藏蒸汽吞吐后期的开发效果.     

边水断块油藏水平井组CO2协同吞吐注入量优化实验研究

针对边水断块油藏单口水平井CO2吞吐过程中气体波及体积小、有效期短等问题,采用室内物理模拟实验方法,研究并优化了水平井组CO2协同吞吐注入量,分析边水断块油藏CO2吞吐控水增油效果。采用自行设计的三维水平井组开发物理模型,进行水平井组CO2吞吐实验,分析不同注入量的吞吐闷井压力变化以及开井的生产动态,并结合CO2气体本身物理性质以及其与原油的高温高压物性分析结果,明确了注入量对边水断块油藏水平井组CO2吞吐的影响机理,优化了实验条件下的注入量。实验结果表明:当CO2注入量由0.07 PV增至0.14 PV时,井组综合含水率降幅由0.72%扩大至5.93%,增油量由31.4 mL增至148.7 mL,增加注入量对水平井组CO2吞吐的控水增油效果促进明显;当CO2注入量增至0.14 PV时,采出程度增幅虽达22.36%,标况下累积产气量却高达8 050 mL,气体利用率降低。CO2控水增油的主要机理为:一定压力条件下,CO2的压缩系数降低,注入过程中能量损失小,促进气体进入地层,增加了气体波及范围;原油中CO2组分增加,原油流动性增强;增加注气量,提高注入气的波及效率。     

底水稠油油藏水平井二氧化碳吞吐研究

兴北油田垛一段稠油油藏油层厚度薄,底水活跃,为解决开发过程中底水突进、采收率低的问题,在室内进行降黏剂浓度筛选和水平井CO_2吞吐参数优化的基础上,结合4口水平井的开采现状,开展了CO_2吞吐现场试验。研究表明:提高水平井CO_2吞吐效果的关键是降黏剂筛选、优选CO_2合理的注入量和控制采油强度;在水平井CO_2吞吐试验中先注入降黏剂,后注入CO_2,可降低注CO_2过程中沥青沉淀对油层的伤害;水平井CO_2吞吐转抽后,通过降低抽油泵排量,可控制底水锥进。截至2016年10月,4口井5井次累计注入降黏剂为23 t,累计注入CO_2为5 627.45 t,累计增产原油为2 560.17 t,换油率为0.31~0.85,平均为0.45。该项研究有效降低了CO_2对储层的伤害和CO_2的注入压力,减少了CO_2注入的盲目性,延长了水平井CO_2吞吐的有效期,提高了换油率,对同类薄层稠油底水油藏开展水平井CO_2吞吐具有一定的借鉴意义。     

注汽锅炉的使用及维护措施

针对油田生产过程中,稠油的开采,采用蒸汽锅炉产生高温高压的蒸汽,将其注入到油层中,实现热蒸汽驱油的效果。也可以实现蒸汽吞吐的开采方式,提高稠油井的产能,达到预期的油田生产效率。加强对注汽锅炉的维护保养,才能延长注汽锅炉的使用寿命,降低油田生产的成本,提高油田开发的经济效益。     

海上多元热流体热力开采技术研究与实践

蒸汽吞吐和蒸汽驱技术是稠油开采的一项有效技术。对于条件较好的稠油油藏,这些工艺的采收率可以达到30%以上。然而,海上稠油油藏储层较薄、埋藏较深、热量损失和蒸汽干度低等情况会严重影响热采的经济性。多元热流体热力开采技术针对海上油藏特点,指向油藏注入蒸汽和非凝析气体,注入的气体不仅扩大了热采影响范围,而且与注入的热量协同降黏,从而降低热采温度要求,减少热量损失,提高热采的经济性。在此技术思路下,在南堡35-2油田南区开展了热采室内实验、数值模拟研究及海上先导性试验,显示海上稠油采用多元热流体热力吞吐开采的增产效果显著,单井平均日产量由冷采时的10～20m3提高到50～60m3,有效期达300～400d。现场应用中,多元热流体发生器及配套注入设备运行良好,地面工艺流程满足了海上热采需要。     

水平井蒸汽驱井网形式优化及驱替特征

井网形式对区块的开发效果影响显著,针对水平井蒸汽吞吐后期井间剩余油开采较差和吞吐效果变差等问题,利用物理模拟和数值模拟相结合方法,研究了稠油油藏水平井蒸汽吞吐转驱的合理井网形式,分析了温度场平面和纵向发育特征。模拟结果表明,排状井网蒸汽驱开发效果最佳;温度场平面发育特征分析表明,由注入井至生产井可划分为饱和蒸汽带、冷凝水带、热油带和原始油带,依据4个带抵达生产井的时间,可以将蒸汽驱划分为蒸汽启动阶段、产量快速递增阶段、高产稳产阶段和快速减产衰竭开采阶段等4个阶段,且每个阶段主控机理各不相同;水平井"脚跟"到"脚尖"注入蒸汽的干度和压力逐渐降低,引起沿水平井段温度场发育不均匀;纵向上温度场发育变化特征表明,水平井蒸汽驱以水平驱替为主,纵向泄油为辅。     

砂泥薄互层稠油边际油藏经济开发方式

边际油藏的开发可行性必须将开发方式与经济效益紧密结合来评价。江苏油田的韦5断块属中低渗、砂泥薄互层的普通稠油油藏，可归于边际油田。对该油藏的室内微观驱油机理研究、油藏数值模拟研究表明，注入水温度对其驱油效率和开发效果影响不大，冷、热水驱替及CO2吞吐的启动压力均较高而驱油效率不高，较经济的开发方式为降压开采一段时间后转入注水或蒸汽吞吐或蒸汽吞吐转水驱。结合矿场开发先导性试验结果，韦5断块稠油油藏应采用注改性水方式开发，以降低注水压力，提高注水效果；对条件合适的生产井进行短缝压裂，提高单井产能；选择部分条件具备的井蒸汽吞吐，以提高采油速率，从而提高开发效果和总体经济效益。图1表3参7