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渤海稠油油田热化学复合吞吐增效技术研究与应用

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中国海上油气 2024年第2期36卷 141-148页

作者：姜维东罗少锋张伟孙玉豹王少华中海石油(中国)有限公司勘探开发部北京100010 中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300459 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部天津300459

针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明:随温度... 详细信息

针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明:随温度升高,胶质、沥青质扩散系数增大,石英石表面对重质组分的吸附能力减弱,有助于胶质沥青质解离;热气化学复合解堵后,岩心水测渗透率均可恢复到初始岩心水测渗透率的60%~70%;热(80℃)+气(溶解)作用下,与50℃脱气油相比可使原油黏度降低约80%;在热和化学剂作用下,原油形成低黏水包油乳状液,稠油黏度由2000 mPa·s降低至30 mPa·s,降黏率为98.5%;稠油相渗曲线测试实验(100℃)结果显示,化学剂注入后使稠油相渗曲线等渗点右移,两相共渗区域增大,油相渗透率变大,水相渗透率降低,残余油饱和度降低,开发效果改善;在热水驱过程中,注入泡沫堵调后,高渗填砂管和低渗填砂管采收率均有明显提高,低渗管采收率提高约11个百分点,高渗管采收率提高约8个百分点。模拟吞吐实验结果表明:在热+化学+气协同作用下,可至少降低含水20%~30%,采油指数由0.90 mL/(min·MPa)提高至1.95 mL/(min·MPa),可显著改善低产稠油井的开发效果。热化学复合吞吐增效技术已在渤海稠油油田现场取得成功试验,措施井含水最高降低73.4个百分点,有效期150天,平均日产油较措施前提高2.9倍,有效期内累增油4300 m^(3),为渤海稠油冷采井增储上产提供了新的技术思路和方向。

关键词：渤海稠油油田热化学复合吞吐增效采油指数稠油冷采

海上特超稠油油藏小井距蒸汽吞吐汽窜堵调工艺

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石油钻采工艺 2024年第2期46卷 199-207页

作者：张建亮宋宏志张卫行戎凯旋李毓潘玉萍海洋油气高效开发全国重点实验室天津300450 中国海洋石油集团有限公司海上稠油热采重点实验室天津300450 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部天津300450

渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、... 详细信息

渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、井组同注数值模拟及现场试验,井间汽窜得到有效控制。研究结果表明,局部高含水低渗储层经蒸汽冲刷后平均渗透率或高于探井阶段测量值,对于已汽窜井开展井组同注措施,对于未汽窜井及井组边部井采用强化泡沫调剖,该措施不仅可以有效控制和预防汽窜,同时可均匀动用储层,优势层段吸汽剖面级差降低46.8%。泡沫调剖辅助井组同注的工艺策略实施后单井产能提高12%~33%,对海上特超稠油高效开发具有指导意义。

关键词：海上特超稠油蒸汽吞吐井间汽窜井组同注泡沫调剖

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井下热力发生器燃烧仿真模拟

石油化工应用 2024年第8期43卷 8-12页

作者：邹剑庞铭房清超戚亚东安宏鑫章宝玲房娜耿麒中国海洋石油有限公司天津分公司天津300459 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部天津300459

井下热力发生技术原理为将热力发生设备集成后置于井下,向井下输送空气、燃料和水,基于高压燃烧喷射机理,燃料与空气在燃烧室中充分燃烧,依靠产生的高温高压烟气将混合掺入的水汽化,产生复合热流体注入地层。因井筒尺寸受限,相比地面多... 详细信息

井下热力发生技术原理为将热力发生设备集成后置于井下,向井下输送空气、燃料和水,基于高压燃烧喷射机理,燃料与空气在燃烧室中充分燃烧,依靠产生的高温高压烟气将混合掺入的水汽化,产生复合热流体注入地层。因井筒尺寸受限,相比地面多元热流体发生器,井下热力发生器需在外径缩小1倍的情况下,输出排量提升4倍。结构变化后,主要面临燃烧是否充分、换热是否有效、输出温度和排量是否满足设计要求等问题,针对以上问题,本文建立了井下热力发生器流动与传热仿真模型,得到发生器工作时的温度场和流场分布,结果表明,发生器内部燃烧较为充分,最高烟气温度约1600 K,出口烟气温度约1300 K,出水温度370 K,即水温升高近80 K,但随水流量的增大,出口烟气温度有所降低,且当水流量过大,如43.4 t/h时,烟气最高温度、出口烟气温度反而升高,内衬最高温度也略有升高,出水温度降低,出现了冷却性能下降的工作状况。

关键词：渤海稠油井下多元热流体燃烧仿真温度场流场

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缓交联高强度封堵剂研究进展

精细石油化工 2024年第1期41卷 76-78页

作者：徐国瑞郐婧文代磊阳杨航苏程徐谦中海油田服务股份有限公司油田生产事业部天津300459 天津市海洋石油难动用储量开采企业重点实验室天津300459 中海石油(中国)有限公司天津分公司天津300459

综述了目前油田主要应用的封堵剂的发展情况,介绍了含水率较高的油田实施窜流封堵技术,分析了不同类型的深部封堵剂优劣特性及适用情况,总结和展望了未来缓慢交联的封堵剂技术的发展趋势。

关键词：延缓交联高强度封堵剂提高采收率高含水油井

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海上油气田大位移井射孔校深定位技术

国外测井技术 2024年第4期45卷 64-68页

作者：杜永安王朝辉中国海洋石油集团公司中海油田服务股份有限公司油田技术事业部

本文介绍了海上油气田大位移超深井完井射孔校深、定位技术,研究人员通过对LWD随钻校深技术在大位移超深井完井射孔中精确定位的技术论证,形成了一整套针对大位移超深井的射孔校深经验,并取得了良好效果,为进一步完善和发展海上油气田... 详细信息

本文介绍了海上油气田大位移超深井完井射孔校深、定位技术,研究人员通过对LWD随钻校深技术在大位移超深井完井射孔中精确定位的技术论证,形成了一整套针对大位移超深井的射孔校深经验,并取得了良好效果,为进一步完善和发展海上油气田大位移、超深井完井射孔技术奠定了坚实的基础。

关键词：大位移超深井 LWD校深技术射孔技术

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单相缓速酸酸蚀裂缝导流规律

钻井液与完井液 2024年第2期41卷 270-278页

作者：崔波冯浦涌姚二冬荣新明周福建中海油田服务股份有限公司油田生产事业部天津300450 中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院北京102249

低渗碳酸盐岩酸压成功的关键在于酸压后形成可在地层闭合压力下保持高导流能力的酸蚀裂缝。单相缓速酸是一种具有纳米结构、低伤害、低摩阻及高缓速性能的新型酸液体系,应用潜力大,但其酸蚀裂缝导流规律尚不明确。以光滑岩板和粗糙岩板... 详细信息

低渗碳酸盐岩酸压成功的关键在于酸压后形成可在地层闭合压力下保持高导流能力的酸蚀裂缝。单相缓速酸是一种具有纳米结构、低伤害、低摩阻及高缓速性能的新型酸液体系,应用潜力大,但其酸蚀裂缝导流规律尚不明确。以光滑岩板和粗糙岩板为实验对象,以盐酸、胶凝酸和乳化酸为对比,利用酸液刻蚀和酸蚀裂缝导流实验、表面形貌扫描和连续强度测试仪,研究了酸液类型、交替注入级数、注入速度、黏度比、反应时间、岩板类型对导流能力的影响。结果表明:单相缓速酸相对于盐酸、胶凝酸和乳化酸,可形成强沟道型刻蚀形貌,差异化溶蚀程度高,岩板强度损伤减缓,在高闭合压力下可保持较高的导流能力。提高酸液交替注入级数(≥3级)、注入速度、黏度比(黏度差≥50 mPa·s)及岩板初始表面粗糙度,有助于形成优势酸液流通通道。单相缓速酸实现高导流酸蚀裂缝机理为:(1)黏性指进形成差异化刻蚀沟道;(2)主蚓孔滤失形态及“虹吸”效应减缓裂缝表面强度损伤。

关键词：单相缓速酸碳酸盐岩酸蚀裂缝导流差异化酸蚀岩板强度损伤

适用于海上高温高盐油藏深部调驱的超分子复合微球体系制备及性能评价

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大庆石油地质与开发 2024年

作者：李翔郑玉飞刘丰钢徐国瑞鞠野宫汝祥朱彤宇柏溢海洋油气高效开发全国重点实验室天津市海洋石油难动用储量开采重点实验室中海油田服务股份有限公司油田生产事业部

针对常规聚合物微球体系因耐温耐盐性能较差而无法适用于高温高盐油藏的问题，采用乳液聚合法成功制备出一种含有耐温基团硅氧烷和抗盐基团AMPS的超分子复合微球体系。考察了各组分用量、反应时间和反应温度对微球体系性能的影响，通过... 详细信息

针对常规聚合物微球体系因耐温耐盐性能较差而无法适用于高温高盐油藏的问题，采用乳液聚合法成功制备出一种含有耐温基团硅氧烷和抗盐基团AMPS的超分子复合微球体系。考察了各组分用量、反应时间和反应温度对微球体系性能的影响，通过仪器检测分析对其结构和性能进行了表征及评价，并利用物模驱替实验测试了体系的封堵性能和驱油效果。结果表明：复合微球体系的平均初始粒径约为480 nm，有效物质量分数为25.7%；在170℃、矿化度34 691 mg/L条件下可稳定存在14 d，老化60 d后仍可发挥封堵作用；体系具有良好的注入性与封堵性，质量浓度为1 000～4 000 mg/L的体系在30×10-3～300×10-3μm2渗透率下的初始阻力系数均小于等于5，对渗透率为223.8×10-3～261.0×10-3μm2的岩心封堵率最高可达88.3%；质量浓度为2 000 mg/L的微球体系在渗透率级差为10的岩心驱替实验中的采收率提高幅度最高可达20.69百分点；在高温高盐油藏开展矿场试验，净增油量为4 603.1 m3，措施有效期超过7个月，增油效果显著。该技术对于海上高温高盐油藏的开发具有良好的示范作用。

关键词：超分子微球耐温耐盐乳液聚合性能评价深部调驱

CO咸水封存不同封存机理定量表征与影响因素

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大庆石油地质与开发 2024年

作者：黄子俊宫汝祥薄振宇张雪娜郑玉飞朱彤宇柏溢高亚慧海洋油气高效开发全国重点实验室天津市海洋石油难动用储量开采重点实验室中海油田服务股份有限公司油田生产事业部

CO2咸水封存是碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的重要一环，研究咸水层封存机理对于准确评估CO2咸水封存潜力具有重要意义。针对目前咸水封存机理表征不全面、影响因素不明确的研究现状，开展基本封存机理（构造封存、束缚封存、溶解封... 详细信息

CO2咸水封存是碳捕集、利用与封存（CCUS）技术的重要一环，研究咸水层封存机理对于准确评估CO2咸水封存潜力具有重要意义。针对目前咸水封存机理表征不全面、影响因素不明确的研究现状，开展基本封存机理（构造封存、束缚封存、溶解封存及矿化封存）定量表征，基于CO2水层封存机理定量表征模型研究封存影响因素，分析不同渗透率（0.2～10μm2）和不同温压条件（温度为45～70℃，压力为8～13 MPa）对不同封存潜力的影响。结果表明，模拟CO2咸水封存100 a后构造封存量比例为40.223%，溶解封存量比例为41.225%，束缚封存量比例为18.551%，矿化封存量比例为0.001%，其中渗透率对封存比例的影响较大。现场试验表明，以9 t/h的注入速度向目标咸水层注入CO2，初期注入速度可达9 t/h，高峰期的日注气量可达21×10～4 m3，目前已累计注入CO2超过4 000×10～4 m3，现场的成功应用为后续岸碳入海等相关工作提供了技术支撑和现实条件。

关键词：碳捕集、利用与封存(CCUS) CO 咸水封存封存机理封存潜力

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一种单步解除有机沉积及无机垢的单相酸体系

钻井液与完井液 2024年

作者：崔波荣新明冯浦涌姚二冬周福建王顺中海油田服务股份有限公司油田生产事业部中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院

近井地带有机垢和无机垢的沉积严重影响了油气正常生产，常规解堵体系无法同时解除有机、无机及其混合垢。针对上述问题，开发了一种新型多功能解堵体系—单相酸体系，该体系由2种不相溶的液体（溶有机垢的芳烃溶剂和溶无机垢的酸液）... 详细信息

近井地带有机垢和无机垢的沉积严重影响了油气正常生产，常规解堵体系无法同时解除有机、无机及其混合垢。针对上述问题，开发了一种新型多功能解堵体系—单相酸体系，该体系由2种不相溶的液体（溶有机垢的芳烃溶剂和溶无机垢的酸液）、表面活性剂、助表面活性剂及功能型添加剂组成。采用电导率仪、粒度分析仪、旋转岩盘仪、界面张力仪、润湿角测定仪、摩阻仪、岩心流动仪、CT扫描等实验仪器对单相酸体系的性能进行了系统分析评价。实验结果表明，单相酸体系是一种外相为油、内相为酸的纳米均相分散体系，粒径分布为7～50nm；界面张力为0；具有解除储层乳化（破乳率大于90%）、水锁、润湿改性的性能（油湿改性为水湿）；可同时溶解有机垢、无机垢及其混合垢（溶解率100%），岩心伤害渗透率恢复率大于100%；具有低摩阻性能（降阻率大于80%），可实现大排量解堵作业；具有高缓速率性能（缓速率大于99%），可实现储层深部解堵。单相酸体系利用油、酸互溶原理，实现了有机垢、无机垢及其混合垢单步同时溶解，对油气井及转注井近井地带混合垢污染物的高效解除具有重要意义。单相酸体系在伊拉克米桑油田进行了现场试验，增产效果显著。

关键词：单相酸有机沉积无机垢纳米分散体系单步