吉林油田:高效防气举升工艺增油

<正>吉林油田自主研发的一体化高效防气举升工艺,截至2016年12月已在大情字井油田应用88口井,标志着吉林油田低渗透油藏二氧化碳驱低产液、高气油比油井举升难题被成功攻克。大情字井油田属于低渗透油藏,2008年开展二氧化碳驱矿场试验以来,采油井见到较好增油效果,但同时出现了气油比高、套压高等现象,影响举升效率。吉林油田二氧化碳驱项目人员通过理     

二氧化碳驱油地面工程技术探析

本文就二氧化碳驱油地面工程技术的发展、管道输送二氧化碳工艺、液态二氧化碳注入工艺和防腐、返排等相关配套等工程工艺技术,以及对低渗透油田二氧化碳注入地面工程工艺技术和特点进行了综合性阐述。     

注二氧化碳井综合找漏测井方法研究与应用

二氧化碳驱油具有适用范围广、驱油成本低、提高采收率效果显著等优点,一方面满足了油田开发中提高采收率的需求,另一方面有利于解决二氧化碳的封存问题,环保意义重大。但是二氧化碳溶解于油田水介质中会引起金属设备腐蚀破坏,尤其是在油藏采出液含水率较高的情况下,采出流体中二氧化碳的含量不断增加,二氧化碳对油套管的腐蚀日趋严重。姬塬油田黄3井区长8油藏二氧化碳驱国家重大专项试验区自2017年建成投产以来,先后出现多口采油井气窜现象,严重影响了二氧化碳驱油效果。本文基于姬塬油田黄3井区开发现状,从目前多种井下油套管窜漏点测井方法的原理入手,采用脉冲中子氧活化、多参数、噪声测井等综合测井方式,检测注二氧化碳井的可疑窜漏点,结合实际测井资料及应用效果,最终总结形成一套准确、高效、可行的综合找漏测井方法。     

美国，二氧化碳驱油成油田提高采收率的主导技术

从1970年代开始,美国就在得克萨斯州把二氧化碳注入油田作为提高石油采收率（EOR）的一种技术手段,至今还在进行。美国是应用二氧化碳驱油研究试验最早、最广泛的国家,已成为油田提高采收率的主导技术之一。截至2008年,全世界二氧化碳驱油项目达到124个年耗二氧化碳量2500万吨．每天产油27．4万桶,其中美国实施二氧化碳驱油项目108个,每天产油25万桶。     

高含水油田CO_2混相驱室内实验研究及应用

针对油田高含水的情况,提出了注二氧化碳提高采收率的方法,采用室内岩心驱替实验和矿场试验对二氧化碳驱油效果进行评价。通过对56块岩心样品的分析表明:岩心高含水阶段采用注二氧化碳驱油提高采收率效果明显,驱油效率提高了12.8%¹5.3%,原油黏度和水气体积比对驱替效率的影响存在最佳区域。M断块CO2驱油矿场试验表明:单井日产油量由注气前的0.38 t提高到8.7 t,含水率由注气前的96.9%下降到72.9%,阶段累积增油4721.2 t,CO2驱增油效果明显。     

超稠油化学助排增油剂研究与应用

原油粘度高、回采水率低是制约曙光油田超稠油油藏开发的主要问题。为了改善周期蒸汽吞吐效果,优选了化学助排增油剂,并对其洗油性、乳化性、耐温性和配伍性等进行室内试验评价。该助排剂82井次的现场应用表明,措施成功率100％,累计增油3.1441×104t,平均周期生产时间延长37.3d,周期回采水率增加了31.6％,改善了曙光油田超稠油油藏的开发效果。     

递减率计算新方法及在调驱评价中的应用——以渤海Q油田为例

油田调驱措施与其他增油措施同时实施时,调驱增油与其他措施增油难以准确判断。为此,基于乙型水驱曲线推导出适用于稳定水驱阶段的定液量条件下的理论递减率计算方法,并通过Q油田两口井实例应用分析,说明该方法具备较好适用性,同时可为调驱增油和其他措施增油进一步量化劈分提供借鉴。     

增油助排剂（HR8902、HR8903）在扩大试验中获得好效果

增油助排剂（ＨＲ８９０２、ＨＲ８９０３）在扩大试验中获得好效果为提高稠油蒸汽吞吐的开采效果，在“八五”期间，石油勘探开发科学研究院油田化学所、热采所与辽河油田合作，研究开发了一种耐高温合成磺酸盐增油助排剂（ＨＲ８９０２、ＨＲ８９０３）。该剂可抗３００...     

底水稠油油藏水平井复合增产技术

针对桩西油田强底水稠油油藏水平井单井产液量高、含水率高、开发效果差、剩余油动用难度大的问题,进行了底水稠油油藏复合增产技术研究。利用水平井二氧化碳吞吐可视化试验,分析了底水油藏水平井二氧化碳吞吐提高采收率的机理,同时针对单一二氧化碳驱易指进的问题,优选发泡剂和稳泡剂,研制了增黏型泡沫体系,并配制了乳化沥青堵水剂以封堵高渗透通道,形成了包括二氧化碳吞吐、增黏型泡沫体系和乳化沥青堵水剂的水平井复合增产技术。复合增产技术在桩1块底水稠油油藏应用7井次,平均含水率降低27.5百分点,累计增油量3 205 t,取得了明显的降水增油效果。现场应用表明,复合增产技术可以解决底水稠油油藏水平井含水率高、剩余油动用难度大的问题。      

宝浪油田低渗储层欠注井增注技术研究与应用

宝浪油田属于低孔、低渗-特低渗油藏,焉2区块、宝中Ⅱ油组、宝北Ⅰ+Ⅱ油组注水井欠注严重,常规酸化增注效果不理想。针对这一问题,在进行了注水井欠注原因及酸化技术难点分析的基础上,优化研究了酸液配方和不排酸酸化工艺技术,并配套了憎水剂增注、活性水增注等酸化后处理技术。通过7口井的现场应用,累计增注25 173 m~3,取得了较好的增注效果。     

陈家庄油田陈373 块蒸汽吞吐后转CO2—化学剂复合吞吐研究

针对胜利油区陈家庄油田陈373块油层有效厚度小、纯总比低、蒸汽吞吐生产效果差的问题,实验研究了CO2—化学剂复合对该区块原油物性的作用效果,并利用CMG油藏数值模拟软件,研究了蒸汽吞吐后转CO2—化学剂复合吞吐的生产效果。结果表明,在化学剂实现有效降粘的基础上,气体溶解有一定的降粘辅助作用,两者复合对原油有良好的协同降粘效果,在油藏温度和压力条件下,对原油的降粘率达到98.97%,原油粘度为化学剂单独作用时的18.4%;CO2—化学剂复合吞吐能补充地层能量,扩大原油粘度的降低范围,提高生产效果,蒸汽吞吐6周期后转复合吞吐4个周期的平均周期产油量为480.5 t,比蒸汽吞吐高252.4 t,总产出投入比为1.64。该结果为陈373块薄层特稠油油藏蒸汽吞吐后转换开发方式提供了依据。     

苏丹Palogue油田CO2吞吐效果影响因素分析

针对苏丹Palogue油田3/7区Samaa 组高孔高渗稠油油藏,进行CO₂吞吐开采方式研究。通过实验,研究了CO₂注入量、浸泡时间、井底流压等因素对CO₂吞吐开采方式的影响。研究结果表明,浸泡时间对吞吐效果影响不大,井底流压对吞吐效果影响较大,存在最佳注入量,多次降压及吞吐前3 周期效果较好。通过注入适当的气量、合理控制井底流压、采用多次降压的方式,可以在较少的吞吐轮次中取得较好的吞吐效果。该研究对CO₂吞吐现场应用的设计具有一定的参考价值。     

利用CO2改善韦5稠油油藏开采效果

针对江苏油田韦5中低渗复杂小断块薄层稠油油藏进行CO2开采方式研究，为同类型稠油油藏利用CO2开采提供有益的借鉴。用数值模拟方法研究了CO2吞吐的敏感因素，结果认为，周期注气量、注气速度和生产过程的井底流压是影响吞吐效果的重要因素，浸泡时间对效果影响不大。以增产油量和换油率作为评价依据的计算结果表明，在大注气量、高注气速度和合理控制的生产井底流压下存在最优吞吐轮次，可以得到较好的CO2吞吐效果。     

CO2吞吐法在低渗透油藏的试验

针对江苏油田低渗透复杂小断块油田，其油藏分散、储量少，形不成常规注采对应井网的特点，进行ＣＯ２吞吐，在保证气源的条件下，可与压裂增产法相媲美。通过ＣＯ２对江苏油田典型原油的作用研究，分析了ＣＯ２与原油的最小混相压力；提出了在长岩心物理模型上进行的吞吐试验，明确了ＣＯ２吞吐的主要机理。同时给出了用组分模型进行吞吐数值模拟研究的结果，确定了各影响因素的敏感性。结果表明，在具有丰富ＣＯ２资源的江苏油田，进行ＣＯ２单井吞吐来提高原油采收率是可行的。     

稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后注CO2的可行性

针对我国稠油油田的许多区块或油藏已进入多轮次蒸汽吞后期，开发效果逐渐变差的实际情况，运用数值模拟及油藏工程的方法，以辽河冷家堡油田的几个典型的稠油区块为例，进行了蒸汽吞吐之后注CO2开采的可行性研究，并对数模和矿场先导试验的结果进行了经济评价，给出了不同原油粘度的稠油油藏在注蒸汽吞吐之后注CO2吞吐的可行性。对于前期进行过多软次蒸汽吞吐的普通稠油，随原油粘度增大，注CO2吞吐的换油率增大，可行性增加；对于特稠油和超稠油，前期必须进行1～3轮次以上的蒸汽吞吐，之后实施CO2吞吐工艺才能获得良好的效益，所得的结论对现场生产具有一定的指导意义。     

稠油油藏水平井多元热流体吞吐高效开采技术

水平井多元热流体吞吐高效开采技术是一项综合利用水平井、二氧化碳、氮气和蒸汽进行稠油开发的提高采收率新技术。根据稠油油藏的特点,对其进行了水平井多元热流体吞吐实验及数值模拟研究,揭示了其提高采收率机理。与常规蒸汽吞吐相比,水平井多元热流体吞吐高效开采技术具有3大优势:水平井可以提高注入能力与生产能力,且吞吐有效期长;二氧化碳能有效降低稠油粘度和残余油饱和度,提高驱油效率;氮气可以扩大注入蒸汽波及范围,降低注入蒸汽热损失。现场应用证实,该技术可有效提高蒸汽的利用效率,降低注入压力,提高油井产能,延长吞吐有效期,能够大幅度提高海上稠油产量。     

稠油油藏多轮次蒸汽吞吐后注co2的可行性

针对我国稠油油田的许多区块或油藏已进入多轮次蒸汽吞吐后期。开发效果逐渐变差的实际情况,运用数值模拟及油藏工程的方法,以辽河冷家堡油田的几个典型的稠油区块为例.进行了蒸汽吞吐之后注co,开采的可行性研究,并对数模和矿场先导试验的结果进行了经济评价给出了不同原油粘度的稠油油藏在注蒸汽吞吐之后注CO,吞吐的可行性。对 于前期进行过多轮次蒸汽吞吐的普通稠油随原油粘度增大。注co,吞吐的换油率增大、可行性增加.对于特稠油和超稠油,前期必须进行1~3轮次以上的蒸汽吞吐,之后实施co,吞吐工艺才能获得良好的效益。所得的结论对现场生产具有一定的指导意义。     

深层稠油油藏CO2吞吐采油工艺试验

研究以室内试验和数值模拟结论为基础,利用CO2的压缩性提高油层压力,提高油井的驱动能量,同时利用CO2的溶解降粘和萃取作用降低地下原油粘度,改善原油流动性,为稠油开发方式的转换提供理论和试验依据。2001年先后在辽河油田冷42块、高3624块和锦45块进行6井次先导试验,通过现场试验和经济分析认为,该技术是一种经济可行的稠油开采方法。     

二氧化碳无水压裂增产机理研究

单井控制范围有限和地层能量补充困难一直是困扰致密油储层开发的关键问题。压裂过程井下微地震数据监测表明,二氧化碳无水压裂改造体积是同等液量常规水基压裂的2.5倍,并能显著增加裂缝的复杂程度。室内实验和压后原油取样分析证实,二氧化碳能够有效降低原油黏度,通过无水压裂施工实现了原油混相,提高了驱油效率。压后地层静压测试显示,压后地层压力较压前有显著提高,具有单井超前补充地层能量的效果。二氧化碳无水压裂技术已在吉林油田成功应用5口致密油井进行了应用,这些井压裂后产油量均较压前有显著提高,平均单井日增油量2.31 t,且施工后邻井产油、产液量均有不同程度的提高。说明了二氧化碳无水压裂增产效果良好,该技术在致密油藏开发中具有广阔的前景。      

葡萄花油田二氧化碳吞吐采油现场试验

葡萄花油田利用CO2吞吐进行采油研究结果表明，在油层条件下，液态的CO2能够快速汽化并溶于原油中使储集层孔隙压力增高，局部地区油层的弹性能量增加，从而提高现井网注采关系无法完善的孤立砂体中的剩余油藏的采收率。根据大庆葡萄花油田地质条件及开发现状，在现场试验2口井，见到了较好的增油效果。