深层稠油油藏水锥机理及HDCS实验研究

深层普通稠油油藏桩斜139块由于受储层埋藏深、井斜位移大、边底水活跃等客观因素影响,开发过程中底水水锥严重导致含水居高不下。在区块前期精细地质研究的基础上,深入底水稠油油藏水锥机理研究,建立水平井热采概念模型,在室内实验和数值模拟的基础上开展HDCS开发先导试验研究。研究表明,底水稠油油藏桩斜139块在采油速度低、高含水情况下,后期进行HDCS调整可以有效控制底水锥进,改善井间及纵向上储量动用程度,提高采收率。     

物质平衡法在氮气压水锥技术中的应用

稠油底水油藏经过多轮次蒸汽吞吐所形成的加热范围为受热降黏后的原油提供了流动空间,但同时容易造成底水的快速锥进.基于氮气控制底水锥进以及提高原油采收率的机理分析,把注氮气压水锥的过程简化为气驱油和油驱水两个过程,利用物质平衡法对多轮次蒸汽吞吐后稠油底水油藏的氮气压水锥工艺进行了研究,得到了蒸汽吞吐加热范围内注氮气过程中油气界面、油水界面、注入氮气的启动油量以及原油富集带体积的计算方法.对胜利油田某底水稠油生产井的氮气压水锥过程进行了相应计算,由计算结果可知:以600、900和1 200 m3/h(标准状况)的注氮速度分别注氮20、13和10 d可以将水锥压回原始油水界面,富集油带厚度分别达到12.45、12.14和12.45 m,实现抑制水锥再次锥进和增加原油产量的目的.图4表2参14     

注氮气控制稠油油藏底水水锥技术

针对单家寺稠油油藏主力油层水淹严重,热采油汽比接近蒸汽吞吐经济极限的现状,对注氮气控制底水锥进及热氮混注提高热采采收率技术进行了有益探索。矿场试验结果表明,该技术有效地抑制底水锥进和蒸汽超覆,改善了吞吐井生产效果,成为“十五”期间巨厚块状底水稠油油藏多周期吞吐后控制底水锥进、提高热采采收率的有效手段之一。     

定向射孔在底水稠油油藏开发中的应用

G-Force~(TM)系统是哈里伯顿公司新推出的一项在任何方向精确定向射孔的技术,通过在南美厄瓜多尔奥联特盆地强边底水稠油油藏大斜度定向井的实际应用,定向射孔新技术延缓了底水锥进速度,达到控水稳油的目的,大大提高了底水稠油油藏原油的最终采收率。     

水平井技术在底水稠油油藏开发中的应用

长堤油田桩1块为一底水稠油油藏,主要含油层系为馆陶组上段,储集层为辫状河和曲流河相沉积,成岩作用弱,储集物性好;原油密度和粘度较大,油水粘度比为354,边底水十分活跃.该油藏利用直井开发了16年,由于底水锥进快造成油井含水上升快,产量递减快,而采收率较低.通过研究水锥特点和剩余油分布规律,利用水平井技术整体改造该油藏,控制底水锥进,挖掘剩余油潜力,从而提高了采收率.     

底水气藏气水分层开采技术

底水锥进会造成气藏产量下降,气井水淹,采收率下降。通过双层完井,采用气水分层开采方法,使气水界面上的天然气通过油套环空排出,气水界面下的水则通过油管抽出,此法可以抑制气井水锥,使气井产量不受底水锥进临界产量限制,增加气井产量,提高气藏采收率。对气井排水消锥的原理进行了分析,用数学解析式计算了消除水锥时生产井的合理气水产量比,为底水气藏开发提供理论指导。气水分层开采技术适用于对底水分布认识比较清楚,同时气水界面比较明显的底水气藏。     

林樊家油田林17块边底水稠油油藏水平井开发效果研究

边底水稠油油藏存在边水入侵、底水锥进问题,油藏含水上升速度快,直井水淹严重。以林樊家油田林17块为例,通过数值模拟的方法,研究剩余油分布及边水入侵、底水锥进情况,实施水平井调整,延缓边水入侵、底水锥进速度,改善开发效果,提高油藏采收率。     

稠油油藏控制底水锥进技术研究

高升油田高二、三区属于气顶底水稠油油藏,开发中后期频繁出现底水锥进、管外窜槽等现象,严重影响油藏的开发效果.以高246块底水稠油油藏为例,通过横纵吸水剖面及油水井测井资料对比分析,确定该块底水及隔层的分布状况.利用正交试验对影响区块底水锥进的主要参数进行敏感性研究,应用油藏工程方法和数值模拟法剖析不同情况油层的避射厚度、垂向渗透率大小对底水锥进的影响,通过数值模拟法优选出不同油层厚度、隔层厚度情况下的油井最佳避射厚度、采油速度、生产压差以及临界产量,在确保发挥油井最大潜能的同时,延长了油井的无水采油期,提高了区块采收率,改善了区块开发效果.     

底水油藏提高采收率方法及其增油效果——以吐哈油田红连油藏为例

底水油藏开发受到底水锥进的影响,具有无水采油期短、见水后含水率上升速度快甚至暴性水淹等特点,给油田开发带来不利影响。本文以新疆吐哈红连油藏地质特征和流体性质为实验平台,开展了底水油藏开发效果及其影响因素实验研究。结果表明,对于底水比较发育油藏,扩大水驱注入速度采收率仅为17.7%,,采用两性离子聚合物凝胶调剖剂封堵底水后采收率增至28.4%。调剖后二元复合驱的驱油效果好于聚合物的驱油效果,在调剖剂用量相同条件下,单井封堵后二元复合驱采收率为25.9%,油水井同时封堵后二元复合驱采收率为29.5%,可见,与单独实施水井封堵相比较,同时对油水井底水实施封堵作业可以获得更好的水驱和化学驱增油效果。     

底水驱油藏单管采水抑锥射孔方案优化

对于底水能量较活跃的油藏，可利用采水抑锥工艺抑制或减缓底水的锥进，从而达到稳油控水的目的。以此为基础，提出了单管采水抑锥工艺，建立了单井径向油藏模型，运用数值模拟方法，对不同射孔位置及射孔厚度油井的生产动态进行预测，优化射孔方案，并分析了水体大小、渗透率各向异性等因素对底水锥进的影响，为底水油藏控水措施的选择提供理论依据，提高油田最终采收率。     

注水井层段细分在“稳油控水”中的应用

通过注水井层段三种类型细分前后注水压力,层段吸水量,吸水有效厚度和周围油井产量,含水、压力及出油厚度的变化分析,总结出层段细分在“稳油控水”中的作用。     

人工隔板抑制"次生"底水锥进影响因素

大庆油田正韵律厚油层在注水过程中,注入水沿底部高渗透层水窜,纵向上的波及系数减小,开发后期形成"次生"底水锥进,渗透性较差的顶部油层未被注入水波及或波及程度低,剩余油相对富集.采用人工隔板技术能够达到抑制"次生"底水锥进,实现有效控制含水,扩大注水波及体积的目的.主要应用数值模拟方法对底部含水饱和度等6个因素对人工隔板效果的影响进行研究.研究结果表明隔板一般在靠近水淹层以上的油层中部效果最好;油藏与隔板渗透率比值大于500以后含水率下降不再明显;油层纵向非均质性越大,含水率下降幅度越小;底部含水饱和度为80%时实施人工隔板效果最好;隔板半径范围应在24～54 m;隔板效果最好的井距为350 m.     

特高含水期水驱“二三结合”挖潜方式

喇嘛甸油田进入特高含水开发期已经十余年,2011年水驱综合含水为94.83％.针对水驱含水不断上升、产油量递减加快、无效低效注采循环严重的形势,利用储层精细解剖研究成果,在搞清剩余油分布特征基础上,利用提前完钻的二类油层三次采油加密井网,通过选择性射孔,建立新的驱动体系,对厚油层内部剩余油富集的结构单元强化水驱二次采油,有效改善了水驱开发效果.总结出在特高含水开发期关于射孔、调整及精细注水等方面的水驱二次开发方法,对类似油层水驱挖潜有指导意义.     

具有底水油藏高含水油井封堵技术探讨

针对新疆油田各区块油井底水上窜使油井含水上升的问题,进行了分析研究,认为:有相当大部分油井既存在管外窜,同时又存在地层窜。在室内研究的基础上,成功的将具有地层封堵性好的KZ高强度封堵剂与新型油水井堵漏封窜剂XP-1(该剂在管外窜槽中能够快速形成网架结构,驻留性强)结合,通过合理的工艺应用于现场,取得了良好的效果,提高了高含水油井封窜的成功率。     

注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区

我国油田水驱油效率与采收率的差距很大,以河流相储层为例,对应含水率1.0和0.98的平均驱油效率为0.6664和0.5045,而平均采收率仅0.302,说明由于我国油田大都是陆相沉积,非均质性强,使注入水的波及状况仍较差。利用抽象地质模型及相应的典型油层参数加油藏数值模拟加油藏工程加数理统计的研究方法,研究出了“注水多层油藏小层层内与平面波及评价系统”,利用这个系统的计算,确定出了注水多层油藏“大尺度”未波及剩余油的三大富集区:①注水高粘正韵律油层顶部未波及剩余油;②边角影响未波及剩余油;③层系内由于各小层物性差异开采不均衡形成的未波及剩余油。概述了目前确定未波及剩余油的方法及其开采方法,指出这项研究的难度很大,是当前油田开发的核心技术之一,可以称得上是世界级的世纪难题。     

低渗透无边、底水气水同产气藏产水原因分析

低渗透无边、底水气藏生产井出现气、水同产问题，产水的原因及其对开发的影响受到油藏工程师的关注。为此，分析了两个低渗透碳酸盐岩气、水同产气藏，通过对生产资料统计分析、理论分析和判断方法的研究，解释了无边、底水气藏的产水原因：孔隙毛细管力作用导致的气水同层，存在气水过渡带；在非均质条件下，气水界面并非水平界面或斜面，而是呈不规则起伏的界面，在此界面之下的气水过渡带高度不同，相同含水饱和度对应的高度也不同；处于低渗透气水过渡带的生产井在大生产压差作用下地层水开始流动，生产井产水量与产层部位水的饱和度有关。研究表明，尽管存在气、水同产，但产水规模不会对气田整体开发造成大的影响，应采取合理的措施避免生产井井底积液，以提高该类气藏的开发效果。     

DESTABILIZATION OF WATER IN BITUMEN EMULSION BY WASHING WITH WATER

ABSTRACT

In order to get more information about the mechanism of stabilization of water-in-diluted-bitumen emulsion, bitumen diluted with toluene (10%, 25%, and 50% in volume) was “washed” using different amounts of water (0.20% in volume). The washing water was emulsified and then separated by high-speed ultra-centrifugation. The supernatant was then used to create a second w/o emulsion with the addition of new water. Stability of the new emulsion was measured in terms of the water separation rate under a low centrifugal force

It has been found that a very stable w/o emulsion was obtained in original diluted bitumen. However, after the diluted bitumen was pre-washed with a few per cent of water, the second emulsion became unstable. This indicates a significant effect of pre-washing with water on emulsion stability, possibly through the removal of emulsion stabilizing agents. Based on analytical results such as surface tension, and FTIR spectra, it appears that a small fraction of bitumen, mostly polar compounds such as carbonic acids and other oxygen-containing compounds, are responsible for the emulsion stabilization. Emulsion stability decreases with increasing volume of washing water but increases with the bitumen concentration.     

不同水质的循环冷却水处理方案

研究了以新型高效缓蚀剂和阻垢分散剂为主剂组成的，适用于不同水质（超低硬度、低硬度、中硬度、高硬度和超高硬度）的循环冷却水处理方案。采用旋转挂片腐蚀、静态阻垢和动态模拟试验方法对上述不同水质的处理方案进行评价，测得的碳钢试管腐蚀速率小于０．０２３ｍｍ／ａ，结垢粘附速率绝大多数小于７．０ｍｇ／（ｃｍ２·月），均达到中国石油化工总公司水处理“很好级”的水平。     

DESTABILIZATION OF WATER IN BITUMEN EMULSION BY WASHING WITH WATER

In order to get more information about the mechanism of stabilization of water-in-diluted-bitumen emulsion, bitumen diluted with toluene (10%, 25%, and 50% in volume) was “washed” using different amounts of water (0.20% in volume). The washing water was emulsified and then separated by high-speed ultra-centrifugation. The supernatant was then used to create a second w/o emulsion with the addition of new water. Stability of the new emulsion was measured in terms of the water separation rate under a low centrifugal force

It has been found that a very stable w/o emulsion was obtained in original diluted bitumen. However, after the diluted bitumen was pre-washed with a few per cent of water, the second emulsion became unstable. This indicates a significant effect of pre-washing with water on emulsion stability, possibly through the removal of emulsion stabilizing agents. Based on analytical results such as surface tension, and FTIR spectra, it appears that a small fraction of bitumen, mostly polar compounds such as carbonic acids and other oxygen-containing compounds, are responsible for the emulsion stabilization. Emulsion stability decreases with increasing volume of washing water but increases with the bitumen concentration.