层内自生CO2提高采收率技术在海上油田的研究及应用

针对海上某油田储层非均质性强、注水强度大,注水突进严重导致储量动用程度低,而常规调剖措施无法有效开展的问题,通过物模驱替实验考察了层内自生CO_2提高采收率技术在该油田的可行性,并对注入量、注入方式、注入速度和稳定剂用量等参数进行优化研究。实验结果表明,层内自生CO_2技术提高采收率的效果显著,储层渗透率在(200～10 000)×10~(-3)μm~2范围内,采收率可在常规水驱基础上提升28.70%～32.29%,原油黏度在10～500 mPa·s范围内,对层内自生CO_2驱油效果基本无影响。技术的最优工艺参数为:注入量1.0 PV,8段塞注入,生气剂和释气剂注入速度比为1∶1,稳定剂用量为0.10 PV。现场试验表明,层内生成CO_2提高采收率技术对渤海油田稳油控水起到了显著效果,措施后井组日产油量最高增加100 m~3,含水率下降12%,有效期内净增油3826 m~3。     

pH值响应性液流转向剂对自生CO2调驱效果优化研究与应用

针对渤海油田多轮次自生CO_2调驱效果逐渐递减的问题,通过室内物理模拟实验分析了原因,并提出一种利用pH值响应性深部液流转向剂优化自生CO_2调驱效果的方法。岩心驱替实验表明:一轮常规自生CO_2调驱采收率可在水驱基础上提高25.61%,二轮调驱已无增油效果;二轮调驱时加入0.1 PV凝胶,采收率可在一轮常规调驱基础上提高6.11%,但驱替压力由0.07 MPa增至0.7 MPa,表明凝胶体系能够改善调驱效果,但注入性差;二轮调驱时加入0.1 PV的pH值响应性堵剂,注入压力在0.05～0.35 MPa波动,最终采收率可在一轮常规调驱基础上增加12.33%,且调驱后注入压力无明显增加,表明堵剂具有良好的注入性,不影响后续注水。2015年和2018年,分别在渤海油田A区块开展了两轮次现场试验,一轮为常规自生CO_2调驱,措施后累计增油1 371 m~3;二轮为自生CO_2优化调驱,措施后累计增油2 317 m~3,较第一轮增油效果明显改善。     

层内自生CO2提高采收率技术现状*

自生CO_2提高采收率技术是通过化学药剂的相互作用,在储层内自发产生CO_2或者泡沫进行调驱的一种新技术,该技术不需要天然CO_2资源、能控制产气量、注入工艺简便、与地层配伍性好,是一种极具潜力的提高采收率技术。在深入调研的基础上,本文综述了近年来自生CO_2产气体系的研究进展以及自生CO_2提高采收率技术的作用机理,为后续进一步深入研究该技术提供参考和借鉴。图2参57     

CO2泡沫驱体系筛选与评价

吉林油田CO₂驱油藏物性差,渗透率差异较大,裂缝相对发育,注入CO₂过程中出现气窜,严重影响气驱效果。为此开展CO₂泡沫体系研究,扩大气驱波及体积,提高气驱开发效果。室内建立泡沫体系的性能评价手段,优选一种由阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂复配而成的CYL泡沫体系,确定现场CYL泡沫体系的最佳加量为0.3%、气液比1:1。物模试验结果表明：裂缝性低渗透岩心中CO₂泡沫驱采收率最高53.67%,CO₂气驱采收率次之（35.74%）,水驱采收率最低（23.42%）。CO₂泡沫驱的效果明显好于水驱、CO₂驱,现场开展CO₂泡沫驱试验,注气压力由措施前的6.0 MPa上升到措施后的8.1 MPa,井组日产油由措施前的7.7 m³增至措施后的10.8 m³,措施效果明显,有效提高气驱开发效果。     

氨基改性吸附剂在低CO2分压下吸附CO2的热力学研究

为了减少温室效应,应采取有效措施减少温室气体CO2的排放。氨基改性吸附剂是捕获烟道气中CO2的重要吸附材料。建立了描述氨基改性MCM-41吸附剂在低CO2压力下吸附等温线的平衡模型,并计算了吸附热力学参数。该模型基于Dual-site Langmuir模型,同时假设CO2吸附具有两种独立的吸附机理,分别是氨基基团的化学吸附和吸附剂表面的物理吸附,提出了一种基于未改性介孔材料吸附容量和比表面积计算改性材料的物理吸附量方法。结果表明,该模型能较好地拟合吸附等温线,计算得到的物理化学吸附热分别为-25.4kJ/mol和-41.9kJ/mol,总吸附热为-67.3kJ/mol,与实验数据一致,且氨基改性MCM-41-TEPA饱和吸附容量可达到7.79mmol/g。     

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在获取大量地质地化资料的基础上，重点对CO₂成因及运聚成藏的主要控制因素进行了深入的剖析与探讨。研究表明，莺歌海盆地壳源型及壳幔混合型CO₂形成及富集成藏，主要受控于泥底辟热流体晚期分层分块多期的局部上侵活动与沉积巨厚的上新统—中新统海相含钙砂泥岩的物理化学综合作用，且其运聚分布规律亦具多期和分层分区的特点；琼东南盆地东部及珠江口盆地火山幔源型成因CO₂则主要受控于幔源型火山活动与沟通深部气源的基底深大断裂的发育展布程度,其运聚富集规律与幔源型火山活动及深大断裂的发育展布密切相关，CO₂气源主要来自地壳深部幔源火山活动所伴生的大量CO₂。因此,根据壳源型岩化成因CO₂与火山幔源型成因CO₂不同成因及成藏条件，可以追踪其气源,分析和预测天然气尤其是CO₂运聚分布规律,为天然气勘探部署及决策提供依据，减少和降低勘探风险。     

CO2气体非常规储存方法

随着《京都议定书》的实施，如何经济有效地控制CO₂的排放量，减缓温室效应对我国已显得越来越迫切。非常规储存是将排放到大气中的CO₂，通过采集回注到地下煤气层、废油气储层或深海盐水储层中储存的方法，主要有CO₂水合物法、煤层气置换法、CO₂驱替甲烷水合物、注CO₂提高原油或凝析油的采收率、深海盐水储层储存法等。从储存的机理方面介绍了各种非常规储存CO₂的方法，并从技术和经济的角度对各种方法进行了评价。指出对于具有相同烃类孔隙体积的油气藏来说，由于气体更容易压缩，地质构造封闭性好，气藏、凝析气藏在储存CO₂方面具有更大的优势。     

油田用于CO2起泡的表面活性剂的研究现状

介绍了油田用CO_2泡沫的发展过程,以及对用作起泡剂的表面活性剂的要求。重点介绍了国内外CO_2泡沫用表面活性剂的发展现状,现场用于CO_2泡沫的水溶性表面活性剂的种类,用于CO_2泡沫的溶于CO_2的表面活性剂的研究现状,并总结了CO_2泡沫在现场的应用情况。     

莺歌海盆地CO2成因及与国内外典型CO2气藏的类比

本文重点阐述了莺歌海盆地浅层CO₂气藏的成因及地质地化特征,并与中国东部、东南亚地区和其它地区典型CO₂气藏进行了类比,找出了其差异性和相同点。在此基础上,指出了本区烃类天然气的勘探方向。     

油田CO2驱受益单井计量装置研究与应用

目的提升延安地区某油田CO₂驱先导试验区受益井生产管理水平,更好地对CO₂驱先导试验实施效果进行系统的评价。 方法采用立式双容积式计量结构,设计了压力平衡管,应用GN704新型疏油疏水材料,并集成CO₂气体和含水分析仪、气体流量计等设备,研发出一套智能化油井计量装置。 结果该计量装置产液计量误差小于4%,含水率计量误差小于4%,伴生气计量误差小于7%。结论该装置结构紧凑,气液分离效果好,可实现油田单井油气水三相计量及伴生气中CO₂含量分析,并能有效解决冬季原油挂壁对计量精度准确度影响的问题,对CO₂-EOR技术应用效果评价和现场推广有重要意义。     

海上油田在线调剖体系室内研究

针对传统深部调剖体系溶解时间长,无法满足海上油田实时注入的问题,研发了一种适用于海上油田注水井在线调剖用凝胶体系。该体系由乳液聚合物和酚醛树脂交联剂组成,利用黏度法考察了聚合物质量分数、交联剂质量分数、矿化度等因素对体系性能的影响,优化出了冻胶体系配方:BHRY(>1.5%)+BHFQ-1(>0.3%)。该体系耐温70℃,耐盐100 000 mg/L,具有良好的注入性,且封堵率仍90%以上,具有较好的封堵能力。     

多轮次调剖效果逐次递减机理研究

针对注水井多轮次调剖存在的增油效果逐次递减的现象,应用平板物理模型、油藏数值模拟方法研究了多轮次调剖效果逐次递减的机理。结果发现,多轮次调剖效果逐次递减的机理主要有五个,即多轮次调剖影响面部分重叠、调剖效果随径向距离增加而减弱、封堵时机引起调剖效果逐次递减、注入工艺引起调剖效果逐次递减和堵剂部分失效引起调剖效果逐次递减等。通过应用多轮次调剖系列堵剂、适当增加堵剂用量、优化每一轮调剖的封堵时机和注入压力,可以减缓多轮次调剖效果的逐次递减。     

海上油田大孔道识别及调剖调驱技术

海上油田多采用强注强采开采方式,储层非均质性进一步加剧,导致大孔道的形成,水驱效果明显变差,因此开展大孔道识别及相应调剖调驱技术研究是海上油田稳产的关键。大孔道的识别主要有生产动态监测法、试井资料法、示踪剂监测法、测井资料法、综合评价法等,应综合应用各种技术实现大孔道半定量-定量识别。目前海上油田针对大孔道主要有冻、凝胶、聚合物微球、深部液流转向、分级组合等调剖调驱技术,具有各自特点和适用条件,应根据不同的油藏特点及经济效果预测,选择有针对性的体系,实现堵、调、洗、驱有机结合。     

绥中36-1油田调剖效果评价方法及应用

传统调剖效果评价方法存在评价指标片面性、评价结果不确定性及无法定量化等问题。为此,从调剖井、生产井、油藏三方面入手,对各评价指标进行细分,在全面分析动态开发、水驱曲线、动态监测3项指标的基础上,建立二级评价体系。依据海上油田含水上升特征拟合结果,采用抛物型函数建立综合评价方法,并对绥中36–1油田实施调剖的B25井组进行综合评价,井组调剖效果好,证明了其有效性。     

海上稠油油田深部调驱选井决策方法研究

海上油田高强度的合注合采导致优势通道普遍发育,开展深部调驱是油田稳产的关键。提出了一种适用于海上稠油油田的深部调驱选井决策方法,从静态指标、生产动态指标和动态监测指标出发,全面筛选、构建了选井决策的评价指标体系;利用隶属函数实现指标定量计算,利用模糊层次分析法分步确定指标权重,从而计算综合评判因子进行选井。矿场应用表明,调驱井压降变缓,措施区块增油降水效果显著,含水下降1.2%,累计增油6.10×10~4 m~3,提高采收率0.21%,充分证明了该方法的可靠性。     

海水基弹性微球深部调驱工艺在埕岛油田的应用

埕岛油田主力含油层系馆陶组发育高孔、高渗透砂岩油藏,因高速开发,导致油井含水上升速度快。采用海水配制弹性微球,其初始粒径按照1/7~1/3倍孔喉直径的架桥准则进行选择,确定了微米级海水基弹性微球,并对海水基弹性微球的粒径与孔喉的匹配关系、粘度和双管驱替效果等进行了实验。结果表明,海水基弹性微球膨胀10~15 d后粒径达到1.4~1.5倍孔喉直径时,可产生有效封堵;其初始粘度约为1 mPa·s,易于进入油层深部。在埕北25A试验区,采用计量泵向高压注水管线中注入0.01倍孔隙体积的海水基弹性微球后,水井注入压力上升了1~2 MPa,充满度提高了0.22~0.57,对应11口油井有9口井见效,平均含水率下降了7.6%,恢复水驱4 a后仍有效,表明海水基弹性微球深部调驱工艺对海上油田稳油控水具有长效性。     

泡沫体系改善早期聚合物驱效果实验研究

为探索海上油田早期聚合物驱后进一步提高采收率的途径,开展了注入泡沫体系改善早期聚合物驱效果实验研究。采用双管并联岩心实验,研究聚合物驱注入不同尺寸泡沫体系以及不同含水率时注入泡沫体系对岩心采收率的影响。实验结果表明:注入泡沫体系的聚合物驱比纯聚合物驱可进一步提高采收率9.9%;随着泡沫体系注入量的增加,提高采收率幅度也增大,注入0.5 PV泡沫体系比0.3 PV泡沫体系的聚合物驱可提高采收率6.9%,相比纯聚合物驱可提高16.3%。在早期聚合物驱后的高含水率阶段注入泡沫体系,注入时机越晚,提高采收率幅度越大,在注入相同尺寸泡沫体系条件下(0.3 PV),含水率为98%时注入泡沫体系的聚合物驱比含水率为85%时注入采收率可提高9.9%。说明含水率阶段对于泡沫体系的稳定性有重要影响,泡沫体系注入时机越晚,泡沫体系越稳定且强度越大,泡沫体系聚合物驱建立阻力的有效时间越长,对于低渗透层的动用效果越好,采收率提高幅度越大。     

海上Q油田聚合物微球在线深部调剖技术研究与应用

本文针对目前渤海海上稠油油田经过长期注水开发,指进现象严重,窜流通道导致注入水低效循环的现状,油田的主要矛盾及对策:由于地层非均质性、油水黏度差异导致主力层注水水窜,波及体积小,油藏采出程度低,注水调驱(扩大水驱波及体积)势在必行。在弱凝胶调驱、氮气泡沫驱和可动凝胶调驱技术的基础上,运用新型纳米微球具有良好注入性和选择性的封堵特性,开展了聚合物微球技术的室内研究和矿场先导试验。结果表明:新型纳米微球技术能有效封堵稠油油田开发中后期疏松砂岩形成的大孔道,改变液流方向,提高注入水利用率,扩大注入水波及体积,显著改善水驱开发效果。新型纳米微球技术的推广应用对海上稠油油田的控水稳油工作的深入开展具有重要意义。     

海上油田深部调驱用冻胶体系强度调控机制及运移特性

针对海上油田储层非均质性较强、油层厚和井距大等特点,研制了一种适合于深部调驱的强度可控冻胶体系,即在常规有机酚醛冻胶基础上,加入强度调节剂叔丁基过氧化氢,调控冻胶强度。研究了叔丁基过氧化氢对冻胶体系成胶时间和强度的影响,利用扫描电镜分析不同老化时间下冻胶的微观结构和强度变化机理,研究多孔介质中静态成胶后水驱压力随老化时间的变化,分析其在多孔介质中的运移特性。结果表明,强度调节剂对成胶时间影响不大,随着老化时间延长和强度调节剂质量浓度的增加,在强度调节剂和油藏温度作用下,冻胶强度逐渐降低。常规有机酚醛冻胶加入强度调节剂叔丁基过氧化氢,使其老化30 d后,冻胶的三维空间网络结构被破坏程度较高,能够在多孔介质中发生运移。     

油田增产调剖技术研究

概述了油田调剖技术,结合影响调剖措施效果的主要因素,对常见的几种油田增产调剖技术做了有关论述。