注热水开发潍北高凝油藏

潍北低渗高凝油藏的原油含蜡量高达30%左右,其流动性对温度极其敏感.当温度低于析蜡点时,蜡逐渐结晶析出;当温度低于反常点时,原油黏度急剧增加,且储层具有较为严重的水敏效应.油藏在注水开发过程中,存在有机堵塞、水敏堵塞、冷伤害堵塞以及固体颗粒堵塞问题;注热水保持油层温度和压力,可达到储层解堵和提高储层吸水能力的目的,而且注入水温度优化后,还可以节能降耗,降低注水开发成本.     

潍北油田高凝油流变性研究

针对潍北油田高凝油井因原油凝固、井筒结蜡等导致的抽油杆卡死、断脱、油井停产等不能正常生产的现象,通过气相、液相色谱分析了潍北油田4组油样的组成,运用液体流变性测量仪研究了其粘温特征、流变特性,利用原油凝固点测定仪测定了其在不同含水(乳化水)率下的凝固点,进而对4组油样的流变模式进行了分析研究.通过分析实验数据和流变模式发现,4组油样的碳数最大值均出现在C25附近,平均碳数为22左右,其含蜡量高达28.83%～30.06%,胶质含量为4%左右,沥青质含量约为1%,凝固点高达31～39.5 ℃;高凝油对温度十分敏感,其粘温关系呈三折线式;高凝油的凝固点随含水率的增加先增大后减小,在含水率为70%左右出现峰值;在高凝油的凝固点附近剪切时,高凝油的粘度大幅降低,高凝油温度低于凝固点时,4组油样均为非牛顿流体,具有剪切稀释性.采取井筒加热、原油破乳、螺杆泵实时高速剪切等措施,可以有效改善高凝油的开采效果.     

高凝油井筒温度场计算及流态转变分析

高凝油含蜡量高,凝固点高,在沿井筒向上流动的过程中,当油流温度低于所含蜡的初始结晶温度时,蜡容易析出并聚集,使原油逐渐失去流动性,最终阻塞管线,严重影响开采效果。为解 决这一问题,根据传热学基本原理,建立了适合高凝油井的井筒温度场数学模型,通过实验得到了高凝油的黏温曲线,进而对潍北油田的高凝油井筒温度场及流态转变进行了研究,指出了解决该油田油 井结蜡问题的途径,对实现高凝油的正常生产具有一定的指导意义。     

高凝原油井筒温度场影响因素研究

高凝原油由于含蜡量高、凝固点高,井筒结蜡严重,开采效果差。根据传热学基本原理,建立了高凝原油井筒温度场数学模型,并选取了潍北油田的4口生产井,对影响井筒温度场的因素进行了分析。结果表明,油井产液量、体积含水率、油管导热系数和电热杆加热功率对井筒温度影响较大,生产时间对井筒温度的影响较小;油井产液量、油管导热热阻和电热杆加热功率的增加对改善井筒结蜡状况有利,而体积含水率(乳化水)的增加对井筒结蜡具有恶化作用,井筒电热杆加热存在最优的加热参数;采取增产(如提液、压裂、注水等)、原油破乳、保温油管以及井筒电热杆加热等措施,可有效改善高凝原油的流动性,实现高凝原油的正常举升。      

剪切作用对高凝油凝固特性的影响

高凝油井因原油凝固、井筒结蜡等原因导致油井不能正常生产,利用高凝油在凝固点附近的剪切稀释效应改善高凝油的流动性,分别设计适用于螺杆泵抽油井的旋转剪切实验和适用于往复式抽油井的孔板剪切实验,研究剪切作用对高凝油凝固特性的影响.研究表明,剪切作用可以使高凝油的凝固温度降低5～6℃,凝固时间延长8～17 min.随着剪切速率增大,变化趋势先陡后缓,逐步达到稳定状态.旋转剪切对高凝油的降凝效果略优于孔板剪切.     

利用核磁共振对稠油水热催化裂解降粘反应的研究

通过元素分析仪、分子量测定仪及核磁共振波谱仪对水热催化裂解反应前后的稠油进行了分析,并采用改进的Brown-Ladner（B-L）法计算反应前后沥青质及胶质的平均结构参数。结果表明,沥青质的裂解对稠油粘度的降低起到了非常重要的作用;反应的过程中发生了系列加氢,开环,成环,链的断裂等反应,反应后,沥青质及胶质氢碳原子比均增大,芳碳率降低,环烷碳率及烷基碳率增加,沥青质及胶质芳香环系的缩合程度变小,平均分子中含的结构单元数及其中的总环数减小。     

孔喉尺度弹性微球调驱体系的流变性质

孔喉尺度弹性微球的流变性质不同于其他驱油剂,为适应实际油藏的复杂条件,利用激光粒度分析仪研究了孔喉尺度弹性微球的粒径大小及分布,利用RheoStress600型旋转流变仪和M5600型流变仪分别测试了弹性微球的蠕变—恢复特性和不同频率、温度下粘性和弹性模量的变化规律,借助LVDV-II+Pro型旋转粘度计研究了质量分数、温度、剪切速率、矿化度对弹性微球溶液粘度的影响。结果表明,实验合成的弹性微球具有与油藏岩石匹配的微米级孔喉尺度特征,服从威布尔分布;具有良好的蠕变—恢复特性和粘弹性;在低温、低剪切速率下,弹性微球溶液为假塑性流体;在中剪切速率及高温、低剪切速率下,为膨胀性流体;在高剪切速率下,为近似牛顿流体。弹性微球溶液粘度较低,具有良好的流动性和调驱注入性,同时具有较好的稳定性,可用于高温、高盐油藏的深部调驱。     

适应页岩气藏的压裂增产技术

页岩气藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的非常规天然气藏,并且在全世界资源分布广泛.页岩气作为一种新兴能源,其资源潜力是巨大的,但由于其特殊的地质条件,常规的开发技术无法直接适用于页岩气藏的生产.页岩气藏能够成功开发的关键在于压裂技术的进步,在页岩气开采过程中,水平井分段压裂和清水压裂、重复压裂、同步压裂等技术的应用,大大提高了页岩气藏的产气量.此外分析了我国页岩气的资源现状及研究前景,建议应在借鉴国外先进经验的基础上大力加强理论研究和技术创新.     

三维各向异性油藏水平井产能新公式

目前常用的水平井产能预测公式未考虑实际油藏的三维各向异性特点及水平井渗流中典型的平面线性流特征,因此,产能预测结果往往过于乐观。针对此问题,通过坐标变换将三维各向异性油藏转换为等效的各向同性油藏,在此基础上,从水平井典型渗流特征出发,将油藏内流动区域划分为外部平面径向流、中间平面线性流以及内部垂向径向流3个区域,利用水电相似原理和等值渗流阻力方法,推导出三维各向异性油藏综合形式水平井产能新公式。与常规水平井产能公式对比发现:随着水平井长度的增加,平面线性流的渗流阻力及对产能的影响逐渐增大;平面各向异性对水平井产能影响显著,其变化规律受水平井与油藏主渗透率方向夹角的控制;水平井产能随着油藏垂直渗透率与平面渗透率比值的增大而增加,随着水平井与油藏主渗透率方向夹角的增加而增加。实例应用表明新公式预测精度大幅提高,误差仅为3%,可以用于指导水平井产能预测、水平井长度和方位优化。     

孔喉尺度弹性微球调驱影响因素

为了进一步表征孔喉尺度弹性微球的调驱效果,通过填砂管驱替实验,研究了微球粒径与岩心孔喉直径之比、驱替速度、微球质量浓度对调驱效果的影响。结果表明:微球封堵率和最大变形运移压力梯度随微球粒径与孔喉直径之比的增加先增大后减小,随驱替速度的增加而减小,随注入微球质量浓度的增加而增大。当微球粒径与孔喉直径之比为1.4～1.5时,调驱效果较好;当微球粒径与孔喉直径之比为1.42时,微球封堵率和最大变形运移压力梯度均达到最大,分别为90.4%和0.1MPa/m;当驱替速度大于5m/d时,驱替速度对微球封堵率和最大变形运移压力梯度的影响变小。在矿场条件下,近井地带驱替速度大,远井地带驱替速度小,微球可以顺利运移至远井地带,到达油藏深部并形成有效封堵,实现深部调驱。当微球质量浓度大于1500mg/L后,随微球质量浓度增加,封堵率的增加幅度变小。