稠油油藏热活性水驱数值模拟

基于室内实验和矿场试验结果，对在稠油油藏热水驱中加入低质量分数表面活性剂时的驱替机理及所涉及的物理化学现象进行了研究，建立了三维三相的热活性水驱数学模型，并运用自行开发的软件对辽河油田－实际区块进行了模拟计算，对稠油油藏热活性水驱的渗流机理及加入表面活性剂时影响热活性水驱驱油效果的因素（加入表面活性剂的用量、时机、方式）进行了分析研究，得出了一些有益的认识。     

化学驱油方法提高稠油油藏采收率实验研究

通过对表面活性剂品种、碱剂与表面活性剂(AS)二元复合体系、表面活性剂与聚合物(SO)二元复合体系的筛选,选出适合NB35-2油田原油性质的最佳化学驱油体系:1.5%表面活性剂17#的一元表面活性剂驱油体系;1.0%Na2CO3+0.3%表面活性剂25#的AS二元复合驱油体系;1.2%表面活性剂17#+0.1%聚合物的...     

重质稠油油藏碱/表面活性剂二元复合驱室内实验

针对渤海某稠油油田储层非均质性、储层物性和流体性质等特点,利用室内实验方法,对碱/表面活性剂二元体系中表面活性剂与原油的界面活性、碱对表面活性剂/原油间界面活性的影响、碱/表面活性剂之间的协同效应进行了实验研究,对碱/表面活性剂驱油效果进行评价.结果表明,碱/表面活性剂二元驱油体系,具有降低界面张力,提高驱油效率的作用...     

低渗透油藏表面活性剂驱油体系的室内研究

通过对降低界面张力能力、乳化能力、改变岩石润湿性能力、吸附量以及驱油效率的评价,研究了SHSA-03-JS表面活性剂用于江苏油田沙七断块油藏表面活性剂驱的性能,并对低渗透油藏表面活性剂驱油机理进行了探究。结果表明,SHSA-03-JS表面活性剂溶液用于江苏油田沙七断块油藏原油时,在0.05%～0.6%浓度范围内油水界面张力均可达到10-2 mN/m的数量级,在0.1%～0.3%浓度范围内可达到10-3 mN/m的超低数量级;同时,该表面活性剂能使油湿石英片向水湿方向转变;在初始浓度0.3%时,表面活性剂在油砂的吸附量为4.78mg/g,能够满足江苏油田沙七断块表面活性剂驱的要求。室内岩心模拟驱油实验结果表明,当SHSA-03-JS表面活性剂浓度为0.3%时,表面活性剂驱可比水驱提高采收率11.47%。SHSA-03-JS表面活性剂能够满足江苏油田沙七断块进行表面活性剂驱的要求。     

提高稠油油藏水驱开发效果研究

针对陈家庄油田陈25块原油粘度较大、水驱效率低的特点,室内实验优选了一种降黏体系。通过仪器测试和模拟油藏条件,开展了流度比和岩心水驱实验。实验结果表明,降黏体系浓度600 mg/L,水溶液黏度提高8.2倍;降黏体系浓度400 mg/L,地层条件下原油降黏率达到53.6%。体系浓度600 mg/L,水驱后注入降黏体系0.5PV,可提高驱油效率18.7%。注入降黏体系后,驱替压力明显上升。注入时机越早,提高水驱效果越明显。     

二连油田吉32断块稠油化学驱油效率比较

为确定二连油田吉３２断块的开发方式，采用该块具有代表性的油层岩芯及该块２０３井地面原油在单管模型中进行了不同条件下的驱油模拟比较实验，主要结果如下：（１）６０℃、１２０℃、２００℃温度下的水驱，最终采收率分别为４７．０７％、５９．１６％和６９．１５％；（２）２００℃水蒸汽驱，最终采收率为７１．６３％；（３）由最终采收率和累积驱出油量与驱替化学剂量之比确定，较好的化学剂为阴离子表面活性剂ＴＲ９４１，其最经济浓度为１２００ｐｐｍ；（４）１２０℃、２００℃温度下１２００ＴＲ９４１驱的最终采收率分别为６８．３４％和７６．４１％     

有关稠油油藏驱油效率的讨论

利用油藏工程基本知识和基本方法，对稠油油藏水驱和蒸汽驱的两组驱油效率室内实验结果进行了分析。结果认为：第一组实验结果违背了油藏工程基本事实；第二组实验结果符合油藏工程基本事实。     

齐40块稠油油藏聚合物驱可行性室内实验研究

分别用人造岩心和人造均质平面模型，在实际油层条件下研究了辽河油田齐４０稠油油藏实施水驱及聚合物驱的室内驱油效率及驱替特征。在驱油实验中用核磁共振成象技术研究了稠油油藏水驱和聚合物驱的驱油机理。结果表明，在一定条件下，稠油油藏在蒸汽吞吐后实施聚合物驱是可行的；聚合物驱主要通过扩大波及范围和增加坟差来提高驱油效率，聚合物驱后仍有大量的残余油滞留在孔隙介质中。     

海上稠油油藏水平井多元热流体驱物理模拟实验研究

受海上采油平台的限制,实施注蒸汽热力采油的难度较大,而多元热流体技术发生设备体积小,因此具有非常大的应用潜力。为此,利用一维填砂管模型,研究注入温度和流体组成对多元热流体驱油效果的影响;在此基础上,通过二维比例物理模拟实验,开展水平井多元热流体驱物理模拟研究,通过分析多元热流体驱不同阶段的生产动态特征与温度场发育规律,总结多元热流体驱的驱油机理。研究结果表明:多元热流体驱的最佳注入温度为250℃,最佳气汽比为1∶3;多元热流体驱过程中,蒸汽腔呈三角形推进,整个过程可划分为启动、驱替、突破和剥蚀4个阶段,其中驱替阶段是主要的产油阶段;多元热流体驱主要机理包括:热力降黏是其最主要的机理,二氧化碳溶于原油而促进原油流动,二氧化碳析出时形成类似泡沫油的流体,一方面增大气相的流动阻力,另一方面又能改善原油的流动能力。     

表面活性剂改善稠油油藏水驱开发效果实验研究——以东辛油田深层稠油油藏为例

针对深层稠油油藏原油粘度高、渗流阻力大、常规水驱效果差、水井注入压力高及注入能力低等现状,以东辛油田深层稠油油藏为例,在评价表面活性剂适应性的基础上,通过低界面张力活性体系室内岩心驱替实验,研究了界面张力、渗透率、注入量和注入速度4因素对表面活性剂改善水驱效果的影响。结果表明:使用的表面活性剂与研究区块的注入流体具有很好的配伍性,表现出较好的降低油水界面张力的能力,质量分数为0.01%的表面活性剂溶液与模拟油的界面张力在70℃时最低可达10-2mN/m数量级;一次水驱结束后注入表面活性剂溶液段塞,可降低注入压力,改善水驱开发效果,并且当油水界面张力越低、注入量越大、注入速度越低时,二次水驱降压效果越好,采收率提高幅度越大,降压率最高为18.0%,采收率最大可提高15.7%;在相同实验条件下,当气测渗透率由256.65×10-3μm2降至36.16×10-3μm2,注入0.7倍孔隙体积表面活性剂溶液后,二次水驱降压率由17.1%降至10.0%,采收率提高幅度由15.7%降至11.7%,说明当渗透率较低时,因渗流条件变差,导致表面活性剂改善水驱效果变差。     

薄层稠油提高采收率技术研究

古城油田B1 2 5区Ⅴ 2 -5油组地层能量严重不足 ,热水驱后期开发效果较差的状况 ,急需进行开采方式转换研究与试验 ,为了适应开发需要 ,开展了化学法辅助热水驱的技术研究与先导试验 ,达到提高薄层稠油最终采收率的目的     

稠油冷采模拟研究

所谓“冷采” ,是指应用特殊的操作工艺和泵抽设备 ,刺激油层出砂 ,开采稠油油藏。稠油冷采鼓励疏松砂岩稠油油藏大量产砂 ,相当于改变了井眼的几何形态 ,产生“蚯蚓洞”和膨胀带 ,也可能产生洞穴。同时 ,原油呈连续泡沫状产出 ,像巧克力糊 ,说明原油在地下就产生了泡沫溶解气驱。由于溶解气稳定存在于泡沫中而不逸出 ,较好地保持了油藏压力 ,其结果是使原油产量和采收率非常高。S Chugh等人在其最近发表的一篇文章中〔1〕,对稠油冷采之所以高产的机理进行了深入研究 ,并提出了适合冷采的油藏类型。本文中 ,将这些机理有关的基础概念扩展到实际工作中 ,即采用直观的模拟方法 ,应用现有的黑油油藏模型器 ,改换输入数据即可。重要的是 ,这些方法已成功地用来拟合加拿大西部常规稠油油藏的冷采生产动态。通过历史拟合模型 ,可以用这些方法对油井将来的冷采参数进行优化设计 ,并计算出更可靠的最终采收率。同时 ,还可以用这些方法进行敏感性研究 ,包括不同油藏参数和操作参数 (如油藏压力、日产量等 )敏感性研究 ,以及冷采压力消耗后对以后的二次采油和三次采油的影响。     

超浅油藏稠油的开采

讨论了用低成本、改进的水平钻井和完井工艺对超浅油藏稠油进行稳定开采的方法 ,该方法还同时结合使用油藏区域测绘图和油藏特性。在密苏里西南和堪萨斯东南部的浅Pennsylvanian砂岩层内有稠油存在 ,仅密苏里一处原油储量就有大约 2 0〔10 8bbl ,非常可观。事实证明 ,浅层油藏内的稠油开采是困难的。目前现场应用最成功的开采方式是周期注蒸汽方法 (蒸汽与烟道气混合 )。若想经济地开发超浅稠油油藏 ,需要寻找一种成本低、易实施的开采方法。高压水射流钻井方法、微生物提高采收率采油与水平压裂相结合的方法均可满足上述要求。同时讨论了运用地球化学和地球物理学知识绘制浅层稠油油藏测绘图技术     

松砂岩稠油油藏防砂参数优选试验研究

针对渤海海域疏松砂岩稠油油藏放大防砂参数、提高油井产能的现实要求,通过试验的方法对砾石充填及金属网布优质筛管防砂方式不同防砂参数下的出砂规律进行了研究,并进行了适度出砂条件下防砂参数的优选评价.结果表明,当出砂量控制在0.5‰以内时,可放大编织网优质筛管的防砂参数到d50(砂粒粒度中值)的1.32倍;砾石尺寸的设计可适...     

超稠油注空气强化采油实验研究及现场应用——以曙光油田杜80块为例

曙光油田杜80块兴隆台超稠油油层处于高吞吐周期生产阶段,区块地层压力低,油井周期产量低,吞吐效果差。为了改善其开发状况,提出注空气强化采油技术,即注蒸汽前向油井中注入一定量的催化氧化剂和空气,通过催化氧化作用,消除空气中的氧气,保留氮气补充地层能量。目前筛选出了适合杜80兴隆台超稠油的催化氧化剂,并进行安全性评价。现场应用21井次,目前阶段增产原油4 012 t,取得了较好的应用效果。     

水热裂解开采稠油技术

水热裂解降粘开采稠油技术，是在注入蒸汽的条件下，借助于稠油与蒸汽之间发生的化学反应，降低稠油的粘度。从而达到井下降粘开采稠油的目的。从水热裂解反应、催化水热裂解反应、水热裂解反应影响因素、开采技术的可行性以及催化水热裂解反应机理等方面介绍了稠油水热裂解开采技术的研究进展，发现反应时间、反应温度、催化剂、催化剂加量、油层矿物等都影响稠油水热裂解反应；稠油水热裂解开采技术在理论上、油层催化裂化和催化剂选择的广泛性上都是可行的。对该技术的发展进行了探讨，认为水热裂解开采稠油技术具有广泛的发展前景，是未来开采稠油油藏的主要技术之一，指出当前水热裂解开采稠油技术的主要研究方向是研究高温水的特性及其作用以及合适的催化剂．并且设计合理的现场实施技术和工艺。     

一种低渗稠油油藏储层改造技术

针对低渗稠油储层物性差、原油黏度高,常规压裂改造效果差的难题,形成了以“储层改造+流体改质”为核心的储层改造技术。通过降黏剂评价实验,优选出阴离子型表面活性剂作为原油的降黏剂,优化降黏剂用量为3%。物模实验表明,降黏剂发挥最优降黏效果所需时间1～3 d。优化形成超低浓度（0.18%）低伤害压裂液体系,60℃、170 s-1剪切120 min压裂液黏度保持在100 mPa×s,形成以端部脱砂为主体的高导流压裂改造技术。该技术在华北油田X井进行现场应用,压后初期产油量为10.06 t/d,产水量为1.54 m3/d,是邻井产量的3倍以上,压后3个月累积增油量达518 t,取得了好的改造效果,该技术的成功应用为同类型储层改造提供了很好的借鉴思路。      

浅层稠油热坑道内开采技术

坑道采油技术是稠油开发的一项新技术，主要利用蒸汽辅助重力泄油（SAGD）的原理，通过油砂层下面的巷道系统向油砂层中钻水平井进行热力采油，对开采特浅层、超稠油油藏和进一步提高稠油采收率（可达50％以上）有较好的应用前景。简要介绍了坑道采油技术在国外稠油油田的应用情况，并重点介绍了加拿大阿尔伯达油砂技术研究局利用竖井和坑道进行的UTF采油工艺以及水平井蒸汽辅助重力泄油开采技术，并介绍了与常规稠油开采方法不同的坑道内钻井施工，为国内开发稠油油藏提供了技术借鉴。     

哥伦比亚圣湖油田稠油油藏增产技术

针对哥伦比亚圣湖油田稠油油藏开发进入中后期,存在老井产量递减率大、新井产能不足、热采效果变差、高含水率井增多、增产措施效果不明显等问题,在通过室内试验优选发泡剂和氮气与蒸汽注入比的基础上,对泡沫调剖工艺和氮气辅助蒸汽吞吐工艺进行了优化;通过分析生产情况,制定了适应不同区块的稠油注汽转周最优时机图版;进行了高含水率水平井堵水试验。泡沫调剖8井次,平均单井日增油4.4 t,累计增油4 575 t,预计增油超8 000 t;氮气辅助蒸汽吞吐井11井次,平均单井日增油2.4 t,累计增油3 124 t,预计增油超5 000 t;Girasol区块实施优化转周后,周期递减率由18.5%降至15.0%,三个月累计增油5 680 t;A9井堵水后,含水率由100%降至65%,增油303 t。现场应用结果表明,以上增产技术措施适用于圣湖油田稠油油藏,应用以后存在的问题得到了解决,且增产效果显著。      

辽河油田稠油油藏氮气泡沫驱适应性研究

目前辽河油 田大多数普通稠油油藏都已经历了蒸汽吞吐开采个别原油粘度较低的稠油油藏.在经历了短暂的常规干抽后转入了水驱开发。由 于大多数稠油油藏非均质性较强,经过吞吐开采。其剖面及平面动用矛盾十分突出,加之压力大幅度下降、原油脱气粘度升高.使开发效果明显变差。在这种条件下,开展了氮气泡沫驱提高采收率的机理研究,研究结果认为.采用氮气泡沫驱可以改善上述油藏的开发效果。应用数 值模拟及物理模拟方法首次较为系统地对氮气泡沫驱的适应性进行了研究总结出适合氮气泡沫驱开采的油藏条件.并在此基础上筛选出辽河油田6个适合实施氮气泡沫驱的稠油区块