储层渗透率对复合热载体吞吐效果的影响

针对萨北过渡带地层条件复杂,注水开发含水上升、产量递减速度较快,依靠单纯的提液和常规堵水调剖等技术挖潜难度大的情况,提出了采用复合热载体吞吐技术来提高采收率.文中结合萨北过渡带地层条件,进行了不同渗透率岩心复合热载体吞吐室内实验,分析了岩石渗透率对复合热载体吞吐效果的影响.结果表明,萨北过渡带采用复合热载体吞吐是可行的,但其效果与岩石渗透率有关.在相同吞吐条件下,岩石渗透率越高,复合热载体吞吐采收率、含水率越高,气油比越低.随着复合热载体吞吐周期增加,采收率、含水率、气油比增加,直到第3周期,采收率、含水率开始降低.对比不同周期的吞吐效果认为,复合热载体吞吐应选择3个周期.     

利用泡沫改善稠油热采油藏多轮次吞吐后开发效果的技术研究

稠油热采油藏伴随着吞吐周期的增加,生产效果变差,表现为周期产油量大幅降低,含水高,油汽比低。为此开展了伴蒸汽注入泡沫体系提高多轮次吞吐后开发效果技术研究。对多孔介质条件下影响泡沫体系封堵调剖性能的因素（温度、矿化度、气液比、浓度）进行了研究;利用一维物模试验和二维物模试验对泡沫体系提高多轮次吞吐后稠油开发效果进行室内研究;对泡沫体系注入时机、注入方式进行研究;对不同方式提高采收率和降低产出液含水率进行对比。室内研究和现场试验表明,高温复合泡沫体系可有效改善多轮次吞吐后稠油油藏开发效果,是进一步提高稠油热采油藏采收率的有效手段。     

特低渗透油田复合热载体吞吐可行性分析

针对海拉尔苏德尔特低渗透油田注水开发困难的实际情况,进行了蒸汽、混合气、复合热载体吞吐室内实验对比研究。结果表明：３ 种介质在吞吐过程中复合热载体的吞吐效果最好,平均每周期的采收率比混合气、蒸汽吞吐分别高０.３７％、１. ９２％,而各周期复合热载体吞吐的含水率平均比蒸汽吞吐低５４.１３％,气油比平均比混合气吞吐低１６６. ７４ ｍ３ ／ ｍ３,注入能力与蒸汽吞吐和混合气吞吐相比平均每周期分别低３０.４６％、１５. ２０％。研究表明,在特低渗透油田进行复合热载体吞吐是可行的,但在实际进行复合热载体吞吐时,应适当增加注入压力或减少注入量,或加入适量耐高温防膨剂或表面活性剂,从而降低水敏和水锁的影响。     

大庆油区芳48断块CO2吞吐室内实验

针对大庆油区芳48断块渗透率低、天然能量不足、注水困难、产量递减速度较快的情况,进行了CO2吞吐室内实验.通过对CO2吞吐的采收率、换油率、生产气油比等指标进行评价,探索了该油藏进行CO2吞吐开采的可行性.结果表明,CO2吞吐对于开采该油藏具有非常好的效果,但其效果与注入压力、吞吐周期有关.第1轮吞吐的采收率、换油率最高,采收率均超过8.05%,平均为12.42%,换油率超过5.33L/m3,平均为14.53L/m3.随着吞吐周期的增加,各周期的采收率、换油率下降,生产气油比增加,采收率的贡献主要在前2个周期.芳48断块CO2吞吐前3个周期当注入压力分别为3,2和4MPa时采收率、换油率最大.     

中深层超稠油注空气辅助蒸汽吞吐试验研究

  辽河油区稠油油藏已进入蒸汽吞吐开发后期,面临地层压力低、周期产油量低、油汽比低等问题。针对该问题,在室内物模实验基础上,模拟了注空气辅助吞吐低温氧化反应过程,初步认识到注空气辅助吞吐补充地层能量、提高地层压力、降低原油黏度等开采机理,并结合D80块超稠油油藏特点,优化了注入方式、注汽（气）量、气汽比、注入速度和蒸汽干度。现场实施后,油井周期产油量增加,地层压力明显提高,取得了显著的开采效果。该研究为中深层稠油蒸汽吞吐后期进一步提高采收率提供了技术借鉴。     

边底水稠油油藏热采吞吐后转弱凝胶驱开发方式

针对边底水稠油油藏热采吞吐含水率上升快,采收率低的问题,利用室内物理模拟和数值模拟,开展了热采吞吐后转弱凝胶驱提高采收率研究。室内实验结果表明：与水驱相比,通过对地层加热降低原油粘度,采收率由11.4%增加到17.7%;在热采基础上,进一步利用弱凝胶驱采收率仍可增加18.3%。建立数值模拟模型确定了注采井最优工艺参数,即周期注入量为4 000 m3,周期注入温度为280 ℃,注入弱凝胶段塞尺寸为0.06倍孔隙体积。在此基础上,结合南堡35-2油田的地质特征和开采现状,提出了海上油藏热采吞吐后转弱凝胶驱先导试验方案。截至2014年6月,共实施3个先导试验井组,已累积注入弱凝胶11.2×104 m3,累积产油量为10.4×104 m3,预测阶段增加采出程度为2.6%,开采效果良好。弱凝胶驱将成为海上边底水稠油油藏热采吞吐后期有效的接替开发方式。     

井下裂解提高稠油油藏蒸汽吞吐采收率

开展了井下裂解就地改质稠油,提高稠油油藏蒸汽吞吐采收率的室内模拟实验和矿场应用试验。研究表明,油藏矿物可催化稠油水热裂解反应,其中黏土矿物的催化效果优于其他矿物,可使稠油黏度降低30%以上,黏土矿物含量越高,越有利于水热裂解反应;注入催化剂硫酸镍和供氢剂四氢萘溶液段塞后,蒸汽吞吐最终采收率大幅度提高,比单纯蒸汽吞吐提高8.8%,产出油降黏率增加51.7%,饱和烃、芳香烃含量分别增加38.0 mg/g 和26.3 mg/g,胶质、沥青质含量分别降低41.9 mg/g 和41.1 mg/g. 矿场试验结果表明,井下裂解就地改质稠油技术可延长蒸汽吞吐周期生产时间、提高日产油量、提高油汽比和回采水率,较大程度地改善蒸汽吞吐开发效果。     

CO2注入方式对芳48油藏开发效果的影响

大庆油田芳48断块为特低渗透油藏,对该油藏进行了水驱、CO₂驱、CO₂吞吐、CO₂转水驱、水驱转CO₂驱等开采方式室内物理模拟研究。实验结果表明,该区块水驱见水早、含水率上升快、注水能力低。在上述5种气驱方式中,CO₂吞吐后气驱的累积采收率最高,然后依次为水驱转CO₂驱、气驱、CO₂驱转水驱,CO₂吞吐的累积采收率最低。从累积气油比来看,CO₂吞吐累积气油比最高,其次为CO₂驱,而水驱转气驱、气驱转水驱、吞吐转气驱的累积气油比较低。从气体注入能力来看,气驱的注入能力最高,而水驱转气驱、气驱转水驱的注入能力比较低。考虑开采效果和气体注入能力,芳48特低渗透油藏开采应优先选择CO₂吞吐后气驱,其次为水驱转CO₂驱。     

高温复合泡沫体系提高胜利油田稠油热采开发效果

地层非均质性使得稠油油藏注蒸汽多轮次吞吐开采后期开发效果变差.伴蒸汽注入氮气和泡沫剂可有效提高蒸汽的波及效率和驱替效率,改善稠油热采的开发效果.针对胜利油田稠油油藏特点,研制了一种新型高温复合泡沫剂FCY（该泡沫剂在310℃、气液比1：1条件下阻力因子达到20以上）,并研究了温度、矿化度、剩余油饱和度对其封堵效率的影响.FCY体系提高稠油油藏采收率实验表明：FCY泡沫剂可有效降低油水界面张力,提高注入蒸汽的驱替效率;伴蒸汽注入FCY体系可以提高稠油油藏采收率,降低含水率;氮气和泡沫剂合注为最佳注入方式.胜利油田现场应用证明,高温复合泡沫体系FCY可有效改善热采稠油油藏吞吐开发效果,封堵大孔道,防止汽窜.图8表1参10     

深层超稠油多元热流体开采机理

鲁克沁油田东Ⅱ区属于深层超稠油油藏,多元热流体开采技术在该类油藏中无应用先例,也缺乏室内物理模拟试验的理论性支持。文中针对深层超稠油油藏条件下的相态和流体特性,对多元热流体的开采机理进行研究,完成了超高温高压PVT实验、一维驱替实验及二维三维吞吐实验,认识了超稠油溶解多元热流体体系内单一气体组分和混合气体组分的黏度变化规律、多元热流体温度及稠油含水率对降黏效果的影响情况、多元热流体与其他驱油介质驱油的规律,以及多元热流体最优注入参数确定及水平井吞吐开采特征。该成果适用于深层、超深层超稠油应用多元热流体开采技术的有效开发。     

海上稠油两种热采方式开发效果评价

为了给海上稠油油田选择热采技术提供依据,对多元热流体吞吐和蒸汽吞吐2种热采方式的开发效果进行了评价。根据实际地质油藏参数建立了热采单井地质模型,运用数值模拟方法,设置了注入热焓相同和注入量相同2种方案,并结合现场先导试验对比分析了多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的开发特征和效果。通过数值模拟得出:在注入热焓相同（4.3×1013 J）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为18.3%和12.4%;在注入量相同（227 m3/d）的条件下,多元热流体吞吐和蒸汽吞吐的采收率分别为17.5%和13.3%,多元热流体吞吐的采收率是蒸汽吞吐的1.3~1.5倍。在现场先导试验中,多元热流体井的产能是蒸汽吞吐井的1.5倍。研究结果表明,多元热流体吞吐比蒸汽吞吐提高采收率的幅度大,更适于开发海上稠油油田。      

N2泡沫/CO2复合吞吐提高采收率三维物理模拟试验研究

经CO₂多轮吞吐后,华北某稠油油藏增油效果逐年变差,为进一步改善开发效果,采用N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率。为明确N₂泡沫/CO₂复合吞吐提高原油采收率机理,通过泡沫体系动、静态性能评价试验,评价了N₂泡沫体系的封堵性能;采用自主研制的三维非均质物理模型开展了N₂泡沫/CO₂复合吞吐室内物理模拟试验,分析了N₂泡沫与CO₂复合提高采收率的效果及其相关机理。试验结果表明,质量分数0.3%的α-烯烃磺酸钠（AOS）和质量分数0.3%的聚丙烯酰胺（HPAM）可形成稳定的泡沫体系,其封堵率达到99.57%,可实现对高渗层的有效封堵。三维试验结果表明,N₂泡沫/CO₂复合吞吐可使采收率提高22.74百分点,吞吐过程中含水率最低可降至2.07%,有效作用期是纯CO₂吞吐的2.5～3.0倍。N₂泡沫/CO₂复合吞吐可有效扩大CO₂和后续水的波及体积,为其后续现场应用提供理论支撑。      

带油环凝析气藏注气吞吐采出流体特征

凝析气藏注气吞吐可提高采收率,但凝析气藏注气吞吐实验一般多研究注气量、注气速度及采收率的变化,而缺乏对注气后采出流体组分变化规律的研究.在建立带油环凝析气藏多次注气吞吐室内物理模拟评价方法的基础上,开展了带油环凝析气藏衰竭式开采后注气吞吐开采实验.结果表明:凝析气注气吞吐开采过程中,随注气吞吐次数增多,产出流体N2+C...     

裂缝性致密油藏二氧化碳吞吐基质-裂缝间流体渗流特征研究

为深入探究裂缝性致密油藏CO₂吞吐过程中基质-裂缝间流体渗流机理,采用自主设计的高压无磁岩心夹持器开展脉冲式注CO₂吞吐岩心实验。基于核磁共振T₂谱测试原理,对CO₂吞吐过程中的岩心进行在线扫描,研究CO₂吞吐过程中基质内孔隙中原油的微观动用特征和基质-裂缝间流体的渗流特征。结果表明:CO₂进入裂缝后,沿着裂缝驱替原油,而基质中原油无法动用。闷井初期,基质大孔隙(20.5 ms＜T₂≤716.0 ms)中饱和CO₂后的原油在膨胀作用下进入裂缝;闷井后期,CO₂抽提引起的原油浓度差异扩散和不同孔径孔隙毛管力逐渐成为主导动力,延长闷井时间能够有效提高基质中原油动用程度。原油采收率主要贡献来源于大孔隙,而小孔隙的动用程度较差,随着脉冲注气周期的增加,周期基质采出程度不断降低;矿场实施过程中应减少CO₂的吞吐周期,延长闷井时间,并将衰竭压力下限设定在饱和压力附近,以提高CO₂吞吐过程的总采收率。研究成果为裂缝性致密油藏提高采收率提供了参考和借鉴。     

多元热流体吞吐技术在海上稠油油藏开发中的应用

中国海上已发现原油储量中稠油占70%,稠油粘度高、流动性差,采用常规开发方式油井产能低,采油速度小,采收率低。为了获得更多的石油,将海上稠油、特稠油充分、有效的动用起来,显的越来越重要。多元热流体吞吐技术是近几年来开发海上稠油油藏的新技术,增产效果明显,取得了良好的应用效果。随着多元热流体吞吐技术的不断发展,将大规模应用于海上稠油油藏开发以及海上稠油探井测试,可为我国海上油田开发做出重大贡献,为我国可持续发展提供能源保障。     

提高低效热采吞吐井开发效果的技术发展动向

目前我国稠油开发以蒸汽吞吐为主,但随着蒸汽吞吐轮次的增加,周期产油量、油气比下降,含水率高,开采效果变差,且蒸汽吞吐采收率较低,一般在20％左右。针对这一问题,采取各种措施提高蒸汽吞吐后期的开采效果,主要包括多井整体吞吐、一注多采、复合蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油、火烧油层等热采技术和化学吞吐、CO2吞吐等冷采技术以及各种改善蒸汽吞吐效果的工艺措施。综述各种改善蒸汽吞吐效果的工艺技术及其增产机理,分析各种稠油开采技术存在的问题和不足,指出稠油复合开采及水平井应用是稠油开采的发展方向。     

深层水敏性稠油油藏开发方式评价

深层水敏性稠油油藏衰竭式开发效果较差,选择适用于该类油藏地质开发特点的开发方式,进一步提高区块采收率,是目前亟待解决的技术难题。从油藏实际出发,基于室内注水伤害、添加稳定剂注水和注气膨胀等物理评价实验,通过油藏数值模拟手段,开展了对衰竭式、注水、注天然气和氮气吞吐、吞吐转驱和注气驱等开发方式的优化计算和可行性论证。研究结果表明,注水开发会导致储层渗透率大幅降低,添加防膨稳定剂可在一定程度上改善注水开发效果,比注水开发提高采出程度4.23%,但与注气驱方案相比提高采出程度幅度不大;注气方案中,注天然气吞吐转驱效果最佳,比衰竭式开发增产原油9.82×104m3,提高采出程度19.6%,具有较好的经济效益,可作为深层水敏性稠油油藏的有效开发方式。     

玛湖凹陷致密砾岩油藏CO2异步吞吐提高采收率

CO2具有增能和降黏的特性,CO2异步吞吐是提高致密油藏采收率的有效途径之一,通过注气井组"注—采—焖"相互配合,可提高井间储量动用程度,有望成为准噶尔盆地玛湖凹陷致密砾岩油藏提高采收率的接替技术.综合考虑地层压力、饱和压力及最小混相压力,设计双岩心并联的CO2异步吞吐实验,以明确储集层物性、注采压差和吞吐时机对开发效...