海上稠油地热水驱提高采收率矿场实践--以珠江口盆地EP油田HJ油藏为例

南海EP油田为低品位稠油油田,开采过程中面临地层天然能量不足、原油流动性差、平台有限空间布置地面人工注水设施困难等问题。为有效开发EP油田,提出了一种利用深部高温含水砂层在井下人工注水的闭式地热水驱技术。从深部巨厚水层加热效应、自源闭式注水方式适应性、井筒流动性改善的“拐点”效应、井筒再造技术释放油井产能等4个方面,分析了EP油田地热驱油的可行性。运用油藏工程方法、物理模拟实验和数值模拟法,评价和预测了该油田地热水驱采收率。物模结果表明,地热驱油可以使地层温度提高40℃,最终驱油效率提高14.72个百分点;数模方法预测地热水驱可提高采收率13.09个百分点。选取EP油田A14井组进行了现场试验,实施地热水驱后,井区压力得到恢复,水井对应的3口油井产量上升,首口见效井日产油由30 m 3提高到102 m 3,地热水驱效果显著;目前已实施2口地热注水井。     

海上稠油油藏同井采注热水驱完井设计与应用

南海X油田为普通稠油油藏,属于边水驱动,储层面积大但厚度薄,投产后存在地层能量快速衰竭、产液量迅速递减的问题。海上油田具有油井投资高、平台面积受限、井槽数量少的特点,不适宜采用地面注水工艺。为解决地层能量补充难题,在调研国内外同井采注技术和经验的基础上,优化设计了一套适合稠油油藏的同井采注热水驱完井管柱,可以将深部高温地层水加压注入至油层,补充油层驱动能量,提高储层温度,降低油水流度比,提高波及系数和驱油效率。现场试验结果表明,该同井采注水完井管柱稳定可靠,以较低成本解决了稠油油藏地层能量补充的难题,邻近油井增产效果明显,为类似油田高效开发提供经验。     

海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术研究

渤海油田稠油资源丰富,多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采技术试验效果较好,但需采用注采两趟管柱予以实现,导致热采开发成本较高。鉴于此,通过举升工艺优选、管柱设计、井下关键工具设计、专用井口装置设计及地面配套工艺优选等研究,形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术,实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。现场试验结果表明:该技术所用工具耐温性好,工作筒与机械式安全阀配合良好,打开灵活;工作筒下入顺利,内泵筒插入密封耐压20 MPa,符合技术要求。一体化工艺技术实施的总费用相比目前工艺降低幅度达60%,有助于实现海上稠油油田的规模化热采开发,经济效益与社会效益显著。     

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。     

海相砂岩薄层稠油油藏地热水驱效果评价

南海东部薄层边水稠油油藏注地热水开发效果好,鲜有针对地热水驱提高采收率机理及开采效果方面的研究。本文从稠油注热实验、考虑围岩热损失的数值模拟以及矿场实践三个维度研究地热水驱提高稠油采收率机理及效果。研究结果表明,注地热水可以大幅降低原油黏度,残余油饱和度降低7.24%～8.22%,驱油效率提高8.85%～9.11%;注地热水油藏早期水驱前沿与周围地层发生热交换,温度迅速降低,地热水驱影响范围在50～150 m,以低速均匀注水保压驱油为主;后期通过大液量提高温度的波及范围,提高注热采收率。E油藏注地热水后采油井产量快速上升,注水井吸水指数因近井地带黏度降低、水相渗透率提高而逐步增大。通过完善注采井网,油藏压力系数逐年上升,产量持续增加,预测采收率达到40.0%,注热提高采收率4.8%。     

海上油田同井注采技术开发与应用

针对海上油田开发生产中出现的油田注水水源不足,采油井多层系开发调整要求分层段、分阶段转注及采油井伴生气回注等技术问题,开发了同井采注工艺技术。将有水层注水井的水层打开提供水源,同时保持原注水井正常注水,与平行双管相比,单管大排量同井采水注水技术使同井采水量从800 m3/d提高到2 500 m3/d;对不同目标层位可分别进行采出或注入,即同井采油注气或同井采油注水,相当于把原来的1口井变成2口井使用,提高了单井利用率,实现了一定范围的井网优化。该技术在渤海湾SZ36-1J、Z9-3、LD10-1等油田成功应用8口井,已成为老油田稳产增产的重要技术手段,为新开发油田生产完井开辟了一个新的完井模式。     

地热水驱温度对稠油采收率影响实验研究

针对J-99块毗邻J1-01井地热水的实际情况,为了提高J-99块稠油开发效果,在对地热水水质及其与该块油层配伍性研究的基础上,室内开展了地热水驱提高稠油采收率实验研究。研究结果表明,60～85℃范围是提高采收率幅度对地热水温度变化最敏感的区域,其间地热水驱采收率的提高幅度由3.39%增大至9.84%;不同温度地热水有一个有效注入量,地热水温度越高,有效注入量越大,实际注入地热水为70～85℃时,累计注入量以1.5PV为宜。该项研究为J-99块普通稠油利用地热水驱提高采收率提供了依据。     

下二门油田普通稠油聚合物驱后水驱技术对策

针对下二门油田核二段Ⅱ油组注聚合物驱油转水驱后原油产量递减快的情况，开展了以注水井及时分注、调配为中心，结合水井调剖、油井堵水及解堵，提高低渗透层储量动用程度，控制综合含水上升速度，减缓产量递减，扩大聚合物驱效果的后续水驱开发技术研究和应用，使单元在转水驱后产量的递减速度得到了有效控制，增油效果远好于预测效果。     

海上稠油油田注采轮换能量补充联作技术运用与分析

近年来海上平台注水能量补充工艺有效解决了油田开发中后期普遍存在产能递减快、压力亏空、增产难的问题。但稠油油藏开发中流动阻力大、采油转注水需动管柱作业,仍是制约油田实现增储上产及降本增效的重要因素。注采轮换能量补充联作技术在实现分层注水或笼统注水的同时,可不动管柱实现注水层、水源层的单独生产及闭式注水,且利用深层地热水资源实现稠油热驱,提高地层及井筒流动性,提高采收率。本文主要介绍其设计原理、关键工具功能及参数优化、技术现场应用情况。     

海上油田聚合物驱平台配注工艺技术

受平台空间、作业环境及吊装能力等限制,海上平台不适合建立专门的大型注聚工作站和摆放庞大的配注设备。为此,开发出了适合于海上油田聚合物驱的平台配注工艺系统,并研制了相应的单井和井组的配注设备。渤海油田现场应用表明,所开发的海上油田聚合物驱平台配注工艺系统由于采用了橇装化设计和PLC自动控制系统,既可以降低劳动强度和人为操作失误产生的风险,减少"鱼眼",降低过滤器堵塞频率,又方便了吊装和安装,节省了平台空间,为聚合物驱在海上油田的推广与应用提供了技术保障。     

海上稠油油田早期聚合物驱见效规律

针对海上稠油油田早期聚合物驱见效时间和见效规律与高含水期聚合物驱有较大差异的问题,运用油藏工程和数值模拟方法,结合生产动态分析,提出了水驱导数曲线法和数值模拟法来判别早期聚合物驱老井和新井的见效时间点。 统计了 ＳＺ 油田 ８３ 口受效井的见聚时间和见效时间,得到单井见聚时间平均为 ２. １ ａ,见效时间平均为 １. ５ ａ。 根据见聚时间和见效时间的不同,将早期聚合物驱的见效规律归纳为先见聚再见效、先见效再见聚、见聚即见效、不见效 ４ 种类型,并通过储层条件、井网形式等静态因素以及水聚干扰状况、注聚总量、井控储量、采液强度等动态因素对见效规律的影响进行了分析。 对海上同类油田开展三次采油有借鉴意 义。     

海上稠油油田除砂工艺技术探讨

在海上稠油开采生产中,通过控制地层的出砂或有限地排砂,能够最大限度地发挥产油潜能,但是,需要将砂携带到地面进行处理.因此,含砂原油除砂和含油砂除油净化是稠油生产需要解决的关键技术之一.通过对某海上稠油油田的原油除砂和含油砂净化的相关试验,分析了温度、含水率和含砂浓度等因素对含砂稠油除砂的影响,以及温度、流量、压力和含油率等因素对油砂除油和净化效果的影响.介绍了目前海上油田正常生产的砂处理流程,对其他油田具有一定的参考意义.     

新型纳米微球调驱技术在海上稠油油田的应用

针对目前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,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。     

海上油田同井注采一体化技术研究与应用

针对海上油田采油平台油井投资高、井间距大、井槽数量少的特点,在充分进行国内外调研的基础上,通过研制适宜的工艺管柱及配套的井下工具,研发了同井注采一体化技术,包括同井注气采油、同井采油注水、同井采水注水和水聚分注技术,可以把原来的1口井变成2口井,在不增加新井的前提下成功缓解了海上油井数量对油田增产的制约,节省了油田钻井和平台建设的开发成本,降低了油田生产投资风险,为油田产量快速增长和节能减排(减排污水、CO2减排)等方面做出了贡献,并在现场应用中获得显著的经济效益。     

海上稠油油田水驱开发时效采出比计算方法及评价

由于海洋钻井平台寿命有限,且海上油田相比陆上油田投资成本巨大,一般海上油田开发追求较短的开发周期和较高的采油速度,因此,在海上油田水驱开发效果评价中提出了体现时效性的新指标——时效采出比。基于不同油水黏度比下的含水率与采出程度关系,并利用收支平衡原理确定不同产量级别下的单井经济极限含水界限,进而建立了时效采出比理论值计算方法。以海上稠油油田某2个典型油藏进行了实例计算,得到典型油藏时效采出比理论值及其评价分级标准。通过评价时效采出比指标,可体现海上油田水驱开发时效性的强弱与水驱效果的好坏。时效采出比计算及评价方法的建立,可作为海上油田水驱开发效果评价指标体系的重要补充。     

稠油水驱注采管柱极限寿命预测与安全管控

国内部分稠油油田长期注水造成管柱存在完整性问题,目前主要使用的N80、J55碳钢材质油管腐蚀后剩余强度难以满足需要,管柱穿孔、断裂时有发生。为了确定注采井管柱更换时机,基于CO₂腐蚀预测与O₂腐蚀预测模型,建立了注采井油套管腐蚀预测方法,选取渤海某油田注采井验证了计算方法的适用性与可靠性;参考API 5C3,建立了管柱考虑腐蚀的强度计算方法,在此基础上得到油套管极限寿命预测方法;最后分别对渤海区域的实例采井开展了实例应用,并提出了管控建议。研究结果显示：注水井腐蚀预测结果试验数据平均误差为5.27%,采油井腐蚀预测结果与实测数据平均误差为11.37%,具备较好的适用性;同时确定了实例注水井安全服役时长和溶解氧质量分数安全控制值。研究成果有效指导了稠油水驱井换管柱时机、注水水质合理控制,可为“老井延寿”、注采井安全高效生产提供理论支撑。     

海上特稠油热采SAGD技术方案设计

辅助重力泄油（SAGD）技术是近年来特稠油高效开发的新技术之一,复杂的海上环境对该技术的应用提出更大挑战。结合国内外SAGD技术的开发经验和渤海旅大特稠油油藏实际情况,从注汽工艺、采油工艺和地面工程进行分析,确定了SAGD开发过程:预热、降压和SAGD操作;优化了不同阶段的注汽和举升工艺,注汽井采用同心双管均匀注汽,降压阶段采用气举,SAGD操作阶段采用高温电泵生产;地面采用小型化、橇装化的热采设备,并对其地面流程进行优化。总体论证了SAGD技术在该油田的可实施性,为海上油田进行SAGD先导性试验提供了理论依据和技术支持。     

浅析改善热采稠油吞吐开发效果的对策

针对热采稠油进入吞吐后期,产量递减快、成本上升、开发矛盾突出等实际问题,对国内稠油油田的技术进行了调研和分析,提出了一系列改善热采稠油吞吐后期开发效果的有效办法,为稠油油藏改善吞吐后期开发效果提供了方向。     

陆上A稠油油藏蒸汽吞吐开发效果评价及海上稠油油田热采面临的挑战

对陆上A稠油油藏采用蒸汽吞吐开采方式的现场试验结果进行了分析,对其开发效果进行了评价,并对其采收率进行了预测,以期为即将进行的海上稠油油田热采提供指导.指出了海上稠油油田热采面临的挑战.