排6南微生物吞吐应用研究

排6南位于春风油田西南部,采用热采注蒸汽吞吐开发,年油汽比0.58,属低效热采开发油藏。油藏温度下脱气原度19683mPa·s左右,油层厚度4～10m,油藏温度33℃,为边底水浅薄层特稠油油藏,针对排6南油藏原油粘度高、含水高,热采效率低等开发矛盾,采取功能性激活剂延长微生物激活时间的基础上,调整渗流通道;常规激活剂及菌液降低原油粘度,提高原油流动性,达到控水稳油,从而提高油井产量。室内通过激活剂配方的优化和高效润湿降粘细菌的筛选获得4号常规激活剂以及功能性激活剂配方和一株外源润湿降粘菌WJ-21,将内外源复合进行性能评价,乳化指数达到100%,降粘率达到97%,润湿性改变效率70%。2015年-2018年在排6南实施微生物吞吐9口经井16轮次,增油9308吨,平均单井增油1034吨,平均每轮次吞吐增油582吨,具有广泛的应用前景。     

井筒掺活性水降粘技术室内试验及现场应用

富拉尔基油田稠油油藏在蒸汽吞吐开采中、后期阶段,由于地层温度下降,造成原油粘度增大,恢复到原始脱气粘度2000mPa.s左右,产液量小于5m3/d。电加热或电加热加地面掺水输送开采效果不理想。针对现场情况,在实验室研究的基础上进行了稠油井筒掺活性剂水溶液的井筒化学降粘工艺试验,应用结果表明,该技术不仅可降低原油粘度解决稠油井筒举升的难题,同时可解决地面集输困难的问题,且开采成本低。     

烟道气驱提高气顶油藏采收率研究

M块为带气顶的普通稠油油藏,50℃地面脱气原油粘度2800~3500mPa·s。M块于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过二十多年的降压开采,地层压力降至2MPa,单井日产油降为0.6t/d,经济效益差,亟需转变开发方式改善开发效果。运用数值模拟方法对CO2驱、天然气驱、烟道气驱进行对比,综合考虑气源问题,优选烟道气驱为M块吞吐末期的接替方式,并对关键注采参数进行优化。该研究为同类油藏吞吐末期转换方式提供了新的思路。     

深层特超稠油冷采技术研究

针对罗家深层特稠油研制高效降粘体系GXJN.实验室内GXJN用量1.5‰可将特超稠油粘度降低至300mPa·s以下.罗家区块罗904井采用GXJN体系冷采吞吐,日液、日油均大幅提高,含水明显下降,效果远好于上周期热采吞吐.     

用原油乳化降粘剂改进稠油采出液流动性的试验研究

针对塔河油田所产稠油粘度、密度大造成井筒举升和地面集输困难的问题,评价了原油乳化降粘剂TXL-1对该油田含水原油的降粘和凝油粘壁抑制效果,确认了投加原油乳化降粘剂TXL-1改善塔河油田稠油采出液流动性的可行性。在含水率为20％和51％的塔河油田稠油采出液中投加1000mg／kg原油乳化降粘剂TXL-1,降粘率可分别达到69．1％和76．6％。     

超稠油油藏二氧化碳辅助蒸汽吞吐技术研究与应用

杜813块兴隆台油层为超稠油油藏,原油粘度高,50℃时脱气原油粘度50000~246000mPa.s,20℃地面原油密度1.011 g/cm~3。蒸汽吞吐开采的加热半径一般仅为30~40m,个别较好的油层可以到50m左右。而杜813块超稠油吞吐动用半径仅为20~30m,开采难度较大。杜813南块兴隆台油层自2003年开始陆续投入开发,目前已进入吞吐开发后期,油井生产轮次高,排水期延长,吞吐效果变差。1-7周期排水期较短,为0-6天,8周期以上,排水期上升到20-30天,地层中大量冷凝水无法采出,含油饱和度下降,部分原油吸附在岩石孔隙表面,注入高温蒸汽无法有效加热剥离这部分剩余油,致使这部分原油浪费了大量热能,却无法采出。针对上述问题,研究应用CO_2辅助蒸汽吞吐技术,截止目前,累计实施CO_2辅助稠油蒸汽吞吐技术105井次,措施增油14832.2t,效果显著。     

电加热配合油溶性降粘复合工艺在塔河油田的应用

塔河油田稠油油藏具有埋藏深、地层温度高的特点,地面原油粘度高达2000000mPa.s(50℃)。超稠油在地层条件下流动性好,在井筒举升过程中随着温度的降低在3000m左右逐渐失去流动性,需要井筒降粘措施才能采出地面。在前期开展的化学降粘和电加热降粘工艺等研究基础上,开展了电加热配合油溶性降粘复合工艺研究,利用电加热杆与油溶性降粘工艺有效组合,提高井筒温度场,进而提升降粘剂性能。累计开展现场试验3井次,平均节约稀油率达到50.92%,取得了较好的效果。     

聚合物作为稠油降粘剂的实验研究

绥中36-1油田稠油蜡含量低,而胶质和沥青质含量高,40℃下脱气原油粘度高达56 200 mPa.s。为解决绥中36-1油田稠油开采中的问题,室内用苯乙烯、(甲基)丙烯酸高碳醇酯、丙烯酰胺/马来酸酐合成了三元共聚物降粘剂,并在稠油中进行了降粘性能评价。实验结果表明,合成的HOT-RP聚合物降粘剂对绥中36-1稠油具有良好的降粘效果,在加量为500~800 mg/L时,其降粘率大于85%。     

海上稠油化学吞吐室内实验研究与现场应用

针对稠油开采过程中,原油黏度高、流动性困难等问题,优选出了用于化学吞吐的乳化降黏体系JN-1,并对该体系进行了室内评价和现场试验。研究结果表明,该体系与原油的界面张力为10~(-2) mN·m~(-1),相对于原油与水的界面张力降低了99.8%,在油水比为7:3下该体系形成的乳状液黏度32.35 mPa·s,降黏率94.11%,具有较强的乳化能力和静态洗油能力,动态驱油实验表明,该乳化降黏体系比单独水驱采收率提高10.4%。通过在南海某稠油油井的现场施工,取得了较好的应用效果。     

多元化蒸汽吞吐采油技术

多元化蒸汽吞吐技术是利用高温泡沫调剖技术、化学滴注乳化降粘技术、声波解堵技术相互配合,通过化学、物理多元作用疏通低渗透油层、控制高渗透油层,使各类油层在蒸汽吞吐过程中均匀动用,同时可降低原油粘度,达到提高油藏动用程度,提高单井产量的目的。本文介绍了该工艺的技术原理和施工工艺。2007年多元化蒸汽吞吐采油技术在锦45块、锦25块应用21井次,措施成功率100％,有效率75％,周期对比增产原油6714t,延长生产周期25d,平均单井增油320t,总油气比比上周期高出0．13,投入产出比1：2．7。     

稠油油藏多轮次吞吐中后期改善开发效果研究

针对稠油多轮次吞吐中后期油藏渗流能力差、剩余原油黏度高、含水高的特点,研制出新型高效稠油分散降黏体系FSJN。考察了体系的溶解沥青能力、耐温性、降黏率。稠油分散降黏体系能够溶解分散沥青,可耐温160℃。50℃稠油分散降黏体系用量0．6％可将原油黏度降低至300mPa·s以下。60℃、0．6％稠油分散降黏体系可提高纯热水...     

鲁克沁稠油井筒乳化降粘的实验室研究

为了实现鲁克沁特稠油的井筒降粘,用实验室合成的非/阴离子表面活性剂及其他助剂和稳定剂的混和物,将酸值2.00 mg KOH/g,沥青质:1.32%,胶质:33.88%,20℃密度0.958 5 g/cm3,凝点6℃,50℃粘度17 460 mPa.s的鲁克沁特稠油乳化成水包油乳状液。通过正交设计实验,优选出乳化药剂组成(%,以油相质量计)如下:乳化剂LRH-1,0.4;助剂LRH-2,0.3;稳定剂LRW,0.1。当地层水矿化度分别为80 000 mg/mL,100 000 mg/mL时,用该组乳化药剂制备的油水质量比70∶30水包油乳状液,50℃粘度分别为93 mPa.s和121 mPa.s,且具有良好的稳定性。     

多元流体热吞吐技术在红河油田泾河9井的应用研究

泾河9井是彬长地区泾河油田的一口预探井,由于原油粘度高,流动性差,导致地层出水而不出油,该井45℃时脱水脱气原油粘度为5130mPa·s,密度0.9237g/cm3(20℃),按国内分类标准属普通稠油,且目前该井采出程度极低,剩余油量大,采用多元热流体技术单井吞吐提高采收率技术将会收到较好的效果。     

深层稠油油藏吞吐末期转换方式研究

M块为深层普通稠油油藏,油藏埋深-1510m~-1690m,50℃地面脱气原油粘度2800~3500m Pa·s。M块于1977年采用蒸汽吞吐方式投入开发,经过二十多年的降压开采,地层压力降至2MPa,是原始地层压力的1/8,地层能量不足使吞吐效果逐渐变差,单井日产油降为0.6t/d,经济效益差,亟需转变开发方式改善开发效果。M块蒸汽驱试验效果较差,不适合蒸汽驱、SAGD,通过开展火驱可行性研究,认为M块适合火驱开发。该研究为深层稠油油藏吞吐末期转换方式提供了新的思路。     

非烃气体对超稠油降粘效果评价实验研究

超稠油油藏原油具有粘度极大,流体不流动的特点,如何降低原油粘度是油田高效开发超稠油油藏的关键出发点。以辽河油田杜84区块为研究目标,分析非烃气体CO_2和N_2对原油粘度的影响效果。通过实验证明:对于超稠油,CO_2和N_2均有降低稠油粘度的特性,N_2的降粘率仅为6%~13%,而CO_2的降粘幅度可达15.8%~25%,相比于N_2,CO_2更易于溶解于原油中,CO_2的降粘效果更加显著;随着温度的增大,N_2和CO_2的降粘作用越来越小。低温条件下,N_2和CO_2降粘幅度较大,而高温条件下,温度成为降粘效果的主控因素;着重考虑降粘效果,对于注入非烃气体提高超稠油采收率,注入CO_2更能提高超稠油油藏的采出程度。     

鲁克沁东区稠油开采试验及效果评价

鲁东稠油油田油藏埋藏深(2100-2200m)、稠油粘度大,英4区块稠油脱气粘度50℃时达到149779mPa.s,该区块储量可观,三级储量已达6300万吨,常规的开发方式不能满足需要,借鉴国内外的开发实践,实施了英4平1水平井蒸汽吞吐试验,为该区快的有效动用探索经验。     

一种抗温耐盐型水溶性两亲聚合物稠油降粘剂的合成及性能研究

以丙烯酰胺、疏水烷基丙烯酰胺、丙烯酰胺基烷基氯化铵季铵盐和非离子聚醚丙烯酸酯四元无规共聚,合成了一种抗温耐盐型水溶性两亲聚合物稠油降粘剂,其降粘稠油的能力优于OP-10小分子表面活性剂降粘剂、普通聚合物以及聚表二元复合体系;在1 500 mg/L低使用浓度,对中低粘度稠油,无掺稀油条件下,降粘率超过98%,可完全替代掺稀油开采;对中高粘度稠油,降低稀油掺稀量70%~85%以上,降粘率超过98%,降粘后稠油体系粘度小于2 000 mPa·s。     

现河稠油乳化降粘剂体系的室内研究

通过对在模拟地层水中的溶解性、降低界面张力以及乳化降粘能力的评价,研究了OP-10、OP-20、双子表面活性剂GA8-4-8以及GA12-4-12用于现河稠油的乳化降粘性能,并对稠油乳化降粘机理进行了探究。结果表明,这4种表面活性剂乳化剂在模拟地层水中均具有良好的溶解性,GA8-4-8用于现河稠油时,能达到超低界面张力,稠油降粘率都在99%以上,使得井筒流体粘度在2 000 mPa.s以内,完全可被举升到地面。因此,GA8-4-8是一种最为有效、最适合于现河稠油井筒乳化降粘的乳化剂。     

稠油降粘技术在朝阳沟油田的应用

朝阳沟油田某区块原油粘度大、含蜡量高,油井负荷高,部分油井频繁卡泵。为此,试验了稠油降粘技术,通过点滴加药装置向油套环空泵入水溶性活性剂,实现乳化降粘。试验井上载荷下降了35%以上,原油粘度下降了40%以上,未发生卡泵现象。     

某底水油藏高注入体积倍数下驱油效率实验研究

我国某些底水油藏原油粘度范围跨度大,从几十到几百mPa·s,此类油藏主要以天然水驱动为主,目前综合含水达到94%以上,主要采用水平井大液量技术进行开发,水平井投产底水突破后含水迅速升高,但达到高含水期后生产井含水长期稳定,利用水驱曲线计算的可采储量逐渐增加,部分井区目前的局部采出程度已经超过预测采收率,常规相渗实验已不能描述特高含水期水驱油规律。因此需要开展高注入体积倍数下的驱油效率实验表征水驱规律,基于这点出发,本文章选取某油A井的典型代表岩心开展了5 0 0、 1 0 0 0、 2 0 0 0注入体积倍数下的水驱实验。