稠油油藏水驱转热采开发经济技术界限

稠油油藏水驱采收率低,因其原油粘度高,不适合转化学驱,但转热采可大幅度提高采收率.以孤岛油田孤六区东3-34井区为例,运用数值模拟手段,分析稠油油藏水驱采收率的主要影响因素和转热采后的效果,论证了转注蒸汽热采的可行性.在此基础上,通过对水驱后转热采影响因素的定量分析,研究了转热采时机、油层有效厚度及原油粘度与转热采提高采收率的关系,结合经济评价,建立了水驱转蒸汽吞吐和蒸汽驱的开发经济技术界限公式.研究表明,低效水驱稠油油藏通过转热采可大幅度提高采收率,符合条件的油藏应及早转热采,仅转蒸汽吞吐就可提高采收率10%左右,转蒸汽驱后还能提高采收率10%以上,转热采可以作为水驱稠油油藏提高采收率的主要接替开发方式.     

热-化学技术提高稠油采收率研究进展

在稠油开采过程中,热力采油法一直是提高稠油采收率的主要方式。针对稠油油藏水驱采收率低及部分油层(如部分薄层、深层、热敏层等)不适宜于热采的特点,在稀油化学驱技术的基础上发展了稠油化学驱技术。近年来研究发现,将稠油热采和稠油化学驱技术相结合使用,可大大提高稠油采收率。在调研大量相关文献的基础上,综述了稠油化学驱以及稠油热(蒸汽)-化学复合采油技术的研究进展,分析了其提高稠油采收率的作用机理和存在的问题,认为热-化学水平井复合采油技术是今后稠油开采的一项重要技术。     

稠油油藏水驱转热采工艺可行性分析

胜利油区水驱稠油油藏经过多年的注水开发，由于原油粘度的增大和剩余油分布的高度分散，导致开发后期采油速度低、产量低，严重限制了油藏采收率的提高，因而必须寻找合适的接替技术。中外水驱转热采的实践经验证明，热采技术的高温蒸汽降粘和超覆作用等手段可大幅度提高水驱后稠油油藏的采收率，解决水驱开发无法解决的降低原油粘度和提高波及体积等问题。水驱转热采适合于埋藏深度小于1400m的普通稠油油藏，可大幅度提高原油采出程度。胜利油区的油藏条件完全符合水驱后转注蒸汽的筛选标准，具有广阔的应用前景。     

中国石化提高采收率技术研究进展与应用

从化学驱油技术、稠油热采技术、注气驱油技术和微生物驱油技术4个方面,对中国石化提高采收率技术的研究进展及应用进行了概述,归纳了各项技术的适用条件、应用结果及存在问题,并讨论了中国石化提高采收率技术规模化应用的方向。研究结果指出：化学驱油技术已成为中国石化提高采收率技术的主体,其中的聚合物驱和二元复合驱已成熟配套,并实现规模化应用。非均相复合驱技术在孤岛中一区聚合物驱后油藏试验成功,预计可提高采收率7.3%。在稠油热采技术中,热化学吞吐、井网加密和普通稠油水驱转热采技术已推广应用,蒸汽驱和热化学蒸汽驱技术仍处于工业化试验阶段。注气驱油技术和微生物采油技术处于现场试验阶段,且均已取得较好的增产效果。中国石化提高采收率技术工业化应用的方向是继续研究适应复杂油藏条件的驱油剂、驱油体系和流度控制技术,并对成熟技术进行组合应用。     

孤岛油田稠油油藏高轮次吞吐后提高采收率技术研究与实践

孤岛油田热采稠油油藏已进入高轮次吞吐后期,面临周期产量递减大、含水上升快和无有效接替技术等难题。为实现孤岛油田稠油油藏大幅度提高采收率及产量稳定,通过数值模拟、油藏工程分析、密闭取心井监测等手段,对200m×283m井网稠油,应用井网一次和二次加密、水平井与直井联合布井、高含水氮气泡沫调剖等技术,继续实施吞吐开发技术,保持孤岛油田稠油热采年产量120×104t规模并稳产。针对井网完善的热采老区,通过储层精细描述、剩余油新认识、蒸汽驱井网优化,在封闭性断块孤气9区块实施转蒸汽驱先导试验成功的基础上,转换开发方式,实施中二北馆5稠油化学蒸汽驱和中二中馆5水驱稠油转蒸汽驱技术,挑战稠油油藏50%~55%的采收率,探索稠油高轮次吞吐后有效接替技术。     

“益生菌”提高难采稠油采收率机理与技术实践

胜利油区大部分稠油油藏已进入中高含水开发阶段,急需转变开发方式。微生物采油技术利用微生物菌体及其生长代谢活动在油藏原位作用原油及储层,针对性解决多轮次热采、低效水驱、深层稠油及敏感稠油等难采稠油油藏开发难题。近5 a在胜利油区针对难采稠油油藏微生物提高采收率技术开展攻关研究,揭示了微生物乳化嗜烃降黏、生物多糖增黏调驱、生物产气助驱、界面改性减阻及改性矿物防膨等5大微生物采油机理,并在此基础上建立了稠油油藏微生物群落基因定量解析、原位嗜烃类驱油功能菌高效激活、生物特征预测生产动态变化及生物场动态调控4项关键技术。研究成果在胜利油区15个低效稠油油藏区块开展现场应用,均取得明显降水增油效果,已提高采收率3%以上。该技术在难采稠油油藏的成功推广证实微生物采油技术在稠油转换开发方式上的巨大应用潜力,是老油田转换开发方式、提质增效的革命性技术,推广前景广阔。     

砂砾岩稠油油藏蒸汽驱先导试验效果分析

方法结合矿场实验，应用油藏工程方法及数值模拟技术，研究砂砾岩稠油油藏蒸汽吞吐后转蒸汽驱的开采规律及其效果。目的改善稠油油藏的热采效果，进一步提高采收率。结果砂砾岩稠油油藏按照优选的注采参数实施蒸汽驱，除遵循一般的蒸汽驱开采规律外，还表现为：蒸汽驱受效过程较温和，反映在采油井上，蒸汽驱有效期长，蒸汽突破晚；转驱后，初期对采油井适时吞吐引效，中期开展蒸汽泡沫调剖，后期关汽窜采油井等一系列配套措施，对改善汽驱效果均是有效的。结论适时转蒸汽驱预计可比一直吞吐到底提高采收率１０％左右，经济上可行；选择合理的转驱时机、井网井距和注采参数是提高汽驱效果的关键；采取一系列的调整措施是改善汽驱效果的保证     

中国石化东部老油田提高采收率技术进展及攻关方向

针对中国石化东部老油田的油藏特点和开发矛盾,介绍了水驱、化学驱、稠油热采、CO2驱等不同开发方式下提高采收率技术的主要进展和矿场应用效果.水驱调整以局部注-采关系完善为主,配套工艺采取智能分注分采技术,特低渗油藏开展了压驱注水试验;化学驱形成了无碱二元复合驱和非均相复合驱技术并已工业化推广应用,研发了耐温、耐盐、抗钙镁...     

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%。     

热采稠油油汽比评价图版的制定与应用——以辽河油田热采稠油油藏为例

在热采稠油注采特征关系曲线的基础上,借鉴水驱油藏地质储量与水驱特征关系曲线系数的统计规律方法,建立了热采稠油油藏不同采收率状况下的油汽比变化曲线评价图版。通过实例验证,建立的油汽比评价图版可有效应用于热采油藏不同阶段注汽开发油汽比和采收率评价,同时,进一步拓宽了注采特征曲线的应用范围。     

提高采收率技术的应用状况及发展趋势

通过对世界提高采收率（EOR）技术应用状况的统计分析,了解了不同国家提高采收率技术应用现状及发展趋势。热采、气驱、化学驱是目前规模化应用的三大提高采收率技术,大规模应用的热采技术主要为蒸汽吞吐、蒸汽驱和SAGD,主要在美国、加拿大、中国、委内瑞拉和印度尼西亚应用,规模化应用的气驱技术主要为CO2混相驱和烃混相/非混相驱,主要在美国、委内瑞拉和加拿大应用,化学驱技术主要在中国应用,聚合物驱已进入工业化应用。世界提高采收率项目主要集中在美国、中国、加拿大、委内瑞拉和印度尼西亚,这5个国家的EOR产量约占世界EOR产量的98.3%。中国已成为世界提高采收率技术应用大国,蒸汽吞吐、聚合物驱和复合驱技术应用规模均居世界前列。为适应温室气体减排的要求,CO2-EOR技术应用规模将不断扩大。     

注气提高采收率技术进展及前景展望

在跟踪调研全球注气提高采收率技术发展及应用的基础上,总结分析了国外气驱提高采收率技术发展历程及CO₂驱、碳捕集利用与封存（CCUS）、烃气驱、顶部注气重力驱、空气驱等矿场成功应用实例和对中国发展气驱的启示。对中国以陆相沉积为主的油藏10余年CO₂驱（CCUS）、顶部注烃气驱、减氧空气驱等注气提高采收率技术领域形成的特色理论、关键技术和矿场试验进行了总结研究。参照美国注气技术发展历程,分析了中国适宜气驱的油藏类型及潜力、气源及注入方式、配套技术发展、试验类型及成效,明确了中国注气技术已处于从工业试验向工业化规模推广应用发展的关键阶段,未来5~10年有望上产至年产油（500~1000）×10⁴t,将发展成为中国继热采、化学驱后最重要的油田提高采收率技术,对中国原油稳产将起到重要保障作用。同时分析了中国注气技术发展尚面临油藏条件、试验类型和规模、气源供给、配套技术及成本、政策支持等方面的问题,从国家和各大石油公司层面给出了加快气驱关键技术攻关试验及有效规模应用的对策建议。     

注气提高采收率技术进展及前景展望

在跟踪调研全球注气提高采收率技术发展及应用的基础上,总结分析了国外气驱提高采收率技术发展历程及CO₂驱、碳捕集利用与封存（CCUS）、烃气驱、顶部注气重力驱、空气驱等矿场成功应用实例和对中国发展气驱的启示。对中国以陆相沉积为主的油藏10余年CO₂驱（CCUS）、顶部注烃气驱、减氧空气驱等注气提高采收率技术领域形成的特色理论、关键技术和矿场试验进行了总结研究。参照美国注气技术发展历程,分析了中国适宜气驱的油藏类型及潜力、气源及注入方式、配套技术发展、试验类型及成效,明确了中国注气技术已处于从工业试验向工业化规模推广应用发展的关键阶段,未来5~10年有望上产至年产油（500~1000）×10⁴t,将发展成为中国继热采、化学驱后最重要的油田提高采收率技术,对中国原油稳产将起到重要保障作用。同时分析了中国注气技术发展尚面临油藏条件、试验类型和规模、气源供给、配套技术及成本、政策支持等方面的问题,从国家和各大石油公司层面给出了加快气驱关键技术攻关试验及有效规模应用的对策建议。     

蒸汽驱及化学辅助蒸汽驱提高稠油采收率实验

蒸汽驱及化学辅助蒸汽驱是提高稠油油藏采收率的重要方法。为了对比两种开发方式提高稠油采收率的效果,以新疆塔河油田稠油为研究对象,采用蒸汽驱油模拟实验装置,对比评价了不同开发方式下注汽参数对提高稠油采收率的影响。实验结果表明,蒸汽驱提高稠油采收率与注汽温度正相关,对注入压力不敏感;与蒸汽驱相比,加入一定助剂正戊烷、正己烷、正庚烷,对提高稠油采收率有明显效果;同时发现,蒸汽驱稠油采收率随着注汽压力的增加而趋于降低,化学辅助蒸汽驱稠油采收率随着注汽压力的增大而有所增加。     

烟道气强化蒸汽驱提高稠油油藏采收率实验

为了搞清烟道气与蒸汽混合注入稠油油藏进一步提高采收率机理,进行了烟道气强化蒸汽驱模拟实验研究。利用PVT装置研究了不同温度、压力条件下,烟道气在原油中的溶解特性及原油物性变化特征,开展了烟道气强化蒸汽驱一维管式驱替实验与三维物理模拟实验。通过一维驱替实验,可确定不同温度条件下烟道气强化蒸汽驱比单纯蒸汽驱的驱油效率增加值,并优选了最佳注入温度;利用三维物理模拟实验,对比了蒸汽驱转烟道气强化蒸汽驱的生产动态变化规律及温度场扩展特征,分析了厚层油藏内热采过程中不同流体组分的分布特征。基于三维物理模拟实验结果,利用数值模拟方法优化设计了厚层稠油油藏水平井热采开发的布井模式。结果表明:高温降黏助驱、CO_2溶解降黏和N_2分压增容是稠油油藏烟道气强化蒸汽驱提高稠油采收率的机理。     

塔河油田缝洞型油藏水驱后气驱提高采收率可视化实验

塔河油田缝洞型油藏注水开发后,开展单井注气提高采收率实验,注气效果显著,但油藏开发中后期逐渐出现注水、单井注气效果变差,大量水驱后剩余油未能动用。为了提高此类油藏的注气开发效果,需要针对性地开展多井单元注气提高采收率机理研究。通过设计、制作物理可视化模型进行气驱模拟实验,探讨缝洞型油藏气驱后剩余油的分布情况及其影响因素。实验结果表明,水驱后氮气驱,能有效提高驱油效率,注气方式、注入位置和模型充填等因素对气驱效果有影响,采用连续稳定注气方式,在构造高部位注气,低部位采油,可有效提高气驱效果,为类似油藏单元水驱后剩余油的开采提供借鉴。     

胜利油田微生物采油技术研究与应用进展

胜利油田微生物采油技术历经二十多年的室内研究和现场试验,机理研究取得深入认识,技术体系日趋完善,已进入工业化应用阶段.微生物界面趋向性、嗜烃乳化、界面润湿改性等主导驱油机理认识更加深入,并实现了量化表征,为菌种(群)改造和调控指明了方向;建立系统的油藏菌群结构分子生物学分析、采油功能菌激活调控、三维物理模拟驱油等微生物...