超稠油区块

2024-11-23

超稠油区块（共5篇）

超稠油区块篇1

稠油一般是指油层条件下粘度大于50m P a·s, 相对密度大于0.920的原油, 国外亦称重油, 可细分为普稠油、特稠油和超稠油 (天然沥青) 三大类。其中超稠油主要指标为粘度大于50000m Pa·s, 辅助指标相对密度大于0.980, 随着原油粘度的不断升高, 开发难度加大。单56块位于单家寺油田西区, 区块油藏为水下冲积扇沉积沉积, 自上而下钻遇的地层有馆陶组下部、ES3等层系, 其中馆陶组下部为区块的主力含油地层。馆下段主要岩性为粉砂岩、细砂岩和含砾砂岩夹薄层灰质砂岩和暗色泥岩。储层空气渗透率为1~5μm2, 故按渗透性分类, 油藏属高渗透油藏。综合计算并借鉴相类似地区情况, 本区渗透率变化范围为1~5μm2, 孔隙度为30%~33%。

1 流体性质

1.1 原油性质

根据单5 6块生产井原油性质分析资料, 50℃时地面脱气原油密度一般0.9820~0.9960g/c m3, 地面脱气原油粘度一般变化范围在5.0-10x104m Pa·s之间。本区馆下段原油烷烃平均含量为22%左右, 非烃加沥青质平均含量达40%以上。另外还看出单130井3砂体的烷烃含量最低, 仅为17.39%。这说明原油具有烷烃含量低、非烃加沥青质含量高的特征, 反映了本区块馆下段油质差和成熟度较低。据单56块馆下段原油性质分析, 50℃时地面脱气原油粘度为5~10万m Pa·s, 故按稠油分类标准, 单56块馆下段油藏属于超稠油油藏。

1.2 地层水性质

依据单56块部分见地层水的生产井水性资料分析, 地层水性质如下:

总矿化度mg/l:10300~15200;

氯离子mg/l:6030~9200;

水型:Ca Cl2。

1.3 油藏压力和温度系统

区块原始地层压力11.5 MPa, 压力系数1.0, 饱和压力8.0 MPa, 原始油层温度55度, 为常温常压系统。油藏埋深1080~1150 m。

2 开发概况

该区块油井有132口, 其中冷采井0口, 蒸汽吞吐井128口, 蒸汽驱井4口。优化稠油工艺配套, 提高蒸汽利用率, 改善开发效果, 该区块属于超稠油, 注汽质量差, 主要矛盾为:

(1) 随吞吐轮次, 汽窜现象严重, 蒸汽利用率降低, 开发效果变差, 对稠油吞吐生产和安全带来严重隐患;

(2) 由于蒸汽超覆作用和层间差异, 笼统注汽致使层间动用不均衡, 也造成蒸汽利用率降低, 不利于采收率的提高;

(3) 稠油老区油井套损严重, 井网完善程度差;

(4) 由于边底水水侵等原因造成油井高含水, 开发效果变差, 单家寺稠油老区经过近20多年高轮次吞吐开发, 边底水水侵加剧。

2.1 汽窜现象严重, 蒸汽利用率低

由于井网加密及水平井开发, 使得单家寺稠油区块汽窜不断加剧, 汽窜井对由最初的单对汽窜发展成目前的多方向交叉汽窜, 原来的同层汽窜发展为目前的不同层之间汽窜, 直井与水平井之间的交叉汽窜, 严重影响油井生产效果。

单56块井距近、地层能量低, 汽窜逐年加剧, 目前中部井区全部汽窜。地层亏空严重与汽窜频繁双重因素造成蒸汽热利用率低, 油井回采水率增大, 周期效益变差。表现在单井上注汽压力逐周降低, 低于10兆帕, 下泵开抽后低液高温状态生产, 排水期延长, 见油后迅速出现供液能力不足现象而停产, 剩余油动用难度大。

单56块Ng组合采, 从吸汽剖面测试结果看, 由于蒸汽超覆的影响, 基本都是上部N g2组吸汽好, 动用较好;由于井距近, 经过多轮次吞吐后, Ng2组容易汽窜通道, 从而影响了下部Ng3组动用。下步可通过筛选高强度堵剂或采用分层注汽管柱对Ng2组进行封堵, 单独对下部Ng3注汽, 减少汽窜的发生, 同时加强对Ng3的动用, 改善单56块开发效果。

2.2 层间动用不均匀, 蒸汽利用率低

由于受蒸汽超覆和层间差异的影响, 笼统注汽导致层间动用不均衡, 蒸汽利用率低、采收率低。

单家寺油田单56区块采用1套层系开发, 部分井层间差异大。统计该区块井内无防砂管、生产多层的井76.5%, 层间渗透率级差在4倍以上的井有20多口。由于层间差异的存在, 经过多轮次吞吐后必然造成层间动用不均匀, 影响开发效果。

通过改进注汽管柱结构, 提高吸汽剖面测试的成功率和准确率。对无防砂管柱的井, 热敏封以下接打孔筛管到油层底界;有防砂管柱的井, 采取插管式结构, 在隔热管底部结活动式插管直接插入防砂管内注汽, 防止测试仪从隔热管进入套管后, 由于流速降低测不出流量而导致测试失败, 从而提高测试成功率。

2.3 单家寺油田停产井多, 动态井网不完善, 失控储量大

加大停产井治理力度, 提高油井利用率、恢复损失储量。根据套管状况、构造位置以及剩余油的初步分析, 预计在单家寺油田采用侧钻、下小套等工艺治理套损停产井。

2.4 低效水平井治理技术有待进一步完善

(1) 出砂停产水平井悬挂滤砂管恢复生产。

2010年以来针对部分稠油出砂停产井采用了悬挂大通径滤砂管二次完井工艺, 管柱结构采用筛管+盲管的方式下入, 既能保证全水平段注汽, 又能节约成本。

(2) 探索物性差、注汽压力高的稠油低效水平井治理工艺:

针对部分油层薄 (3-4米) 、物性差 (平均渗透率200毫达西) 、注汽压力高 (19MPa以上) 的低效水平井, 通过化学辅助吞吐改善注汽质量。

(3) 探索稠油高含水水平井治理工艺。

根据对水平井出水层位的分析判断及测试, 探索温敏凝胶+热固化剂封口治理稠油高含水水平井。

2.5 继续扩大蒸汽驱规模, 不断提高稠油油藏最终采收率

蒸汽驱是继蒸汽吞吐开发后进一步提高采收率的重要手段。单56蒸汽驱先导试验也取得了初步认识, 下步将通过对转驱时机的优化, 在单56块有利部位继续开展蒸汽驱先导试验, 为全面开展汽驱奠定基础。

摘要：单家寺区块油藏为稠油油藏, 利用水平井开发特超稠油油藏具有吸汽能力强、注汽质量高, 产液能力强, 热损失小、周期油汽比高的特点, 最终提高油藏最终采收率。根据所钻井的施工难点, 形成了一套钻井施工方案, 为后续该区块安全施工提供了一定技术保障, 为稠油油藏水平井施工提供依据。

关键词：单家寺,超稠油,蒸汽吞吐,注汽参数

参考文献

[1]时庚戌.辽河油田开发实例[M].北京:石油工业出版社, 2008.06

[2]岳清山.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京:石油工业出版社, 2009.10

超稠油区块篇2

杜813块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡, 开发目的层为兴隆台油层, 含油面积4.2k m2, 上报石油地质储量2200×104t。自2002年开始, 采油厂相继对该块投入规模型开采。杜813块具有储量大、动用程度低、开发成本高的特点。杜813兴隆台油层原油流体性质具有“四高一低”的特点:高原油密度, 20℃时原油密度为1.0098g/cm3;高原油粘度, 50℃时原油粘度为108880m p a.s;高凝固点为26.1℃;高沥青+胶质为51%;低含蜡为2.3%。为此我们通过长期的生产实际情况, 总结经验, 科学分析, 有效制定合理的管理制度和开发模式, 以可持续发展为目标, 实现经济利益最大化。[2]

1 开发过程中的主要矛盾

1.1 原油粘度大、吞吐周期短

根据杜813块油井资料统计, 20℃地面原油密度1.0098g/cm3, 50℃时脱气原油粘度108880m P a·s, 凝固点26.1℃, 含蜡量2.3%, 胶质+沥青质含量51%, 属于典型的超稠油油层。由于该块原油粘度大, 油井平均年吞吐达到了3.2个轮次, 相对稠油其它区块高出一倍多, 周期生产时间也就相对缩短, 作业工作量, 生产成本相对增加, 严重地制约着区块产量, 从而影响着油藏整体开发效果。

1.2 油井注汽干扰现象逐步加剧

汽窜是超稠油蒸汽吞吐开采方式下, 制约生产的主要矛盾之一。由于杜813块油层物性纵向差异大, 层内非均质现象突出, 再加之开发井距小, 汽窜现象较为严重, 且随着区块开发规模的不断扩大, 老井周边新井投产即与老井发生严重汽窜, 严重影响区块开发效果。

1.3 出砂问题严重

杜813块油井均有不同程度的出砂现象, 目前有冲砂记录的油井12口, 最多冲砂4次, 冲出砂柱达到78.6m, 砂埋油层现象突出, 并且随着吞吐开发的深入, 这个现象也在逐渐加剧, 油井生产管理的难度越来越大。

1.4 井下技术状况差

杜813块目前有套坏记录井18口, 占总井数的32%, 基本都是射孔段内部。随着吞吐轮次的增加, 套坏井逐渐增加, 且套坏程度逐渐加剧。

1.5 低周期开发效果较差, 制约区域整

体开发水平提高

杜813块油井1-5周期累积采注比只有0.36, 累积油汽比为0.27。由于注采状况的失衡, 导致后期的注汽压力升高、注汽干度降低, 单井生产效果差等一系列问题的恶性循环。

2 超稠油区块管理模式的技术创新点与具体做法

2.1 以可持续发展为指导, 完善管理模式

针对超稠油油藏地层易垮塌、井漏等不稳定特点, 从储层分布预测、井眼轨迹优化设计、井身结构优化设计、完井方式优选等方面, 对单井地质工程设计精细研究, 并现场实时动态跟踪, 实现安全钻井。

2.2 认真分析规律, 研究相应的解决方案

2.2.1 优化注采参数

根据超稠油生产特点, 1~3周期注入蒸汽主要用于加热地层, 建立温场, 直井合理注汽强度为50~70t/m, 水平井合理注汽强度6~8t/m;4~8周期为稳产期, 地层温场逐步建立, 油井周期产油量较高, 直井合理注汽强度为70~90t/m, 水平井合理注汽强度8~10t/m;9周期后根据油井返水率情况调整注汽强度, 返水率大于100%的油井增大注汽量, 扩大油井动用半径, 返水率较低的油井, 降低注汽强度, 采用助排等措施提高油井返水率。

2.2.2 利用组合注汽技术, 抑制汽窜影响

为降低汽窜造成的热量损失及对周围生产井的影响, 合理选择注汽井组, 进行组合注汽。通过组合注汽, 集中建立温场, 避免汽窜和单井孤立注汽造成的热量损失, 提高注入蒸汽的热利用率, 提高汽窜井的吞吐效果, 提高油井的周期产油量。

2.2.3 利用化学添加剂组合, 改善开发效果

针对汽窜问题, 除了采用组合注汽方法外, 还实施了高温化学封窜技术。鉴于当前的药剂种类, 我们采用了两种药剂, 一种是颗料型堵剂, 一种是三相泡沫型堵剂。针对这两种堵剂的技术特点和油井汽窜程度进行了有针对性实施, 对于层间差异大、吞吐轮次高、产量低、汽窜严重井, 选用颗粒型堵剂, 对于层间差异小、产量高、汽窜轻微井实施高温三相泡沫型堵剂。此外为保证封窜措施效果, 考虑到杜813块油藏的实际情况, 加大堵剂处理量, 颗料型堵剂在其它稠油区块用量为10t左右, 在杜813块用量增加到12t, 三相泡沫堵剂在其它稠油区块用量为100t, 在杜813块用量增加到120t, 以保证封堵效果。截止目前, 共实施稠油井封窜技术20井次, 实施后对应井未发生汽窜现象, 措施有效率100%, 措施井增油1469t, 取得了显著的调剖封窜效果。实践证明, 无论是颗粒型堵剂还是三相泡沫堵剂均能够较好封堵杜813块汽窜层。

2.2.4 CO2助排技术

在提高回采水率方面从工艺措施角度进行了一些尝试, 结合当前的技术水平, 现场试验首选了C O2助排技术。C O2助排工艺主要有二类, 一是液态CO2辅助吞吐工艺技术, 一是油层自生CO2辅助吞吐工艺技术。根据二种药剂的各种特点, 对这两种药剂进行规模试验, 对于层间差异大的井, 采用自生C O2以达到调剖助排双重目的, 对于纵向上渗透性差异较小的井采用液态C O2助排工艺, 提高助排效果。在现场实施过程中, 为保证措施效果, 对液态CO2配方和施工工艺进行调整。为防止注入压力升高, 注不进药剂问题, 采取先注入一部分蒸汽, 预热油层, 疏通渗流通道, 然后注入药剂, 再注蒸汽的方法。为避免液态C O2单层突进, 添加了发泡类助剂, 调整吸汽剖面, 为了防止胶质、沥青质堵塞, 添加了有机解堵剂, 疏通渗流孔道。

3 结论

(1) 科学化管理的本质是量化管理。经济效益评价填补了超稠油区块开发最基础工作的一项空白, 使我们明确了控制成本的重要, 是油田经营管理的一次突破。

(2) 开展了注汽参数优选、注汽方式、隔热方式等研究, 提高了注汽隔热效果, 实现超稠油油藏均匀受气, 为提高采收率奠定基础。

(3) 通过改善区块管理模式, 已经济利益最大化为目标, 综合地质研究和管理方式, 按单项因素直接测定法 (M T P) 计算区块全年节约开发成本1030万元。

参考文献

[1]王例, 李红昌, 王炬, 等.稠油油藏开发经济评价及风险分析系统的开发[J].特种油气藏, 2002, 9 (4) :6～9, 21.[1]王例, 李红昌, 王炬, 等.稠油油藏开发经济评价及风险分析系统的开发[J].特种油气藏, 2002, 9 (4) :6～9, 21.

[2]金勇, 刘红.小断块边底水油藏开发实践与认识[J].大庆石油地质与开发, 2006, 25 (6) , 53～55.[2]金勇, 刘红.小断块边底水油藏开发实践与认识[J].大庆石油地质与开发, 2006, 25 (6) , 53～55.

[3]刘鹏程, 王晓冬, 邓宏文.现代油藏经营管理[J].特种油气藏, 2003, 10 (4) :90～93.[3]刘鹏程, 王晓冬, 邓宏文.现代油藏经营管理[J].特种油气藏, 2003, 10 (4) :90～93.

超稠油区块篇3

由于影响抽油机耗电量的因素较多, 结合以上抽油机井耗电量现状分析和考虑到现场实际可操作性, 将抽油机——有杆泵抽油系统分为地面、井下、管理三部分, 包括电动机、皮带、盘根盒、流体性质、抽油机平衡度、生产参数共6个主要节点。根据测试资料显示, 251口抽油机井平均日耗电量为140.99k Wh/d;平均吨液耗电为8.28k Wh/d;平均百米吨液耗电为0.98k Wh/ (102m·t) 。为便于评价各节点对于抽油机井耗电量的影响程度, 结合表1、2、3进行综合分析, 由于油井所处区块地质条件差异较小, 举升液量的不同, 导致了单井耗电量的差异较大, 因此, 以百米吨液耗电作为评价标准。根据统计数据, 选取百米吨液耗电为1k Wh (102m·t) 作为标准值。

2 影响耗电量的因素分析和现场试验

2.1 电动机效率

电动机功率因数低、无功损耗大是导致单井耗电量大的主要原因。统计的251口抽油机井中, 功率因数可以分小于0.6的低效区和大于0.6的高效区。可以发现, 这两个部分百米吨液耗电低于1k Wh/ (102m·t) 的井不在少数, 分别为61口和71口。通过对测试资料进行分析, 发现处于该区域的油井有以下2个共同特点:

(1) 平均单井日产液量较高, 22.44t;

(2) 抽油机平衡度情况较好, 平均值趋近于100%

通过上述分析得知, 不同的举升液量会导致单井之间耗电量差异较大, 同时, 电机功率因数低会导致电机的效率降低。因此, 电动机效率对于单井耗电量的影响较大, 约占25%-30%针对此点问题, 结合现场实际可操作性, 有两种方法可使电机功率因数提高:

(1) 使用抽油机节能变频器

通过对30口井更换变频器后, 考虑到更换前后部分井生产参数变化等因素, 平均功率因数提高了0.6052, 达到0.9232, 单井平均日耗电下降了24.74k Wh, 下降幅度达16%, 效果明显。

(2) 更换三相高转差率电机

实验中选取功率因数低于0.4的抽油机井2口, 通过更换三相高转差率电机进行对比, 2口井在更换电机后, 其功率因数分别提高了0.3916和0.4123, 百米吨液耗电分别下降了0.03和0.01k Wh/ (102m·t) 。

2.2 皮带松紧度

结合现场测试, 皮带在最松、适中、最紧三种状态下单井耗电量和百米吨液耗电相差较小。因此, 皮带松紧度对单井耗电量的影响并不大, 约占4%-7%。

2.3 盘根盒松紧度

盘根盒在最松、适中、最紧三种状态下单井耗电量和百米吨液耗电相差较小, 同皮带松紧度一样, 盘根盒松紧度对单井耗电量的影响并不大, 约占3%-6%。

2.4 抽油机平衡度

平衡度的达标与否对单井日耗电量的影响较大, 抽油机平衡度在低于80%和大于110%时单井日耗电量偏高, 其中, 当大于110%时, 单井平均日耗电为164.64k W h, 比平衡度在80%-110%时高出26.76k Wh。

通过对3口平衡度高于110%和2口平衡度低于80%的井进行测试, 在平均百米吨液耗电上, 油井不平衡时都不达标。因此, 抽油机平衡度对于单井日耗电量来说是一个非常重要的影响因素, 约占15%-20%。并且, 抽油机平衡度在高于110%时比低于80%时更费电, 说明了抽油机在过平衡时比欠平衡时费电。

2.5 回压

结合2012年测试资料, 当回压大于0.6M P a时, 单井平均日耗电为159.72k W h, 比回压小于0.4MPa时的单井平均日耗电高出21.24k Wh, 从回压与百米吨液耗电关系曲线上也证明了回压对单井日耗电及百米吨液耗电的影响相对较大, 约占10%-15%。

结合上述分析, 选取6口井利用地下掺油的方法来进行降回压实验, 验证单井回压对抽油机井日耗电量的影响。

6口井在未掺油时与掺油后和其他几次调整掺油后回压对比有明显下降, 其中, 第一次调整掺油量后单井回压与单井日耗电量、百米吨液耗电平均最低, 证明了由于原油粘度导致的单井回压升高会直接增大单井日耗电。

2.6 生产参数

通过对测试资料进行分析, 日耗电会随着冲次的升高而增大, 冲次在低于4.5次/分时, 平均日耗电为118.54k Wh, 冲次大于等于4.5次/分时, 平均日耗电为151.19k Wh, 高出32.65k Wh。由此可见, 冲次在高于4.5次时耗电量会有明显增加。251口抽油机井平均沉没度为129.83m, 沉没度在100-200m所占比例最大, 共122口井, 占统计井数的48.6%, 平均沉没度为134.32m, 平均百米吨液耗电为1.19k Wh/ (102m·t) 。因此, 综合整体情况, 沉没度应该在100-235m最为合适。

从统计数据可以看出, 生产参数对单井日耗电的影响较大, 约占20%-25%。根据分析结果, 选取1口小泵径、高冲次的井, 进行换泵作业, 在不改变泵挂的前提下, 把原先Φ44泵更换为Φ57泵, 冲次由5次降为2次, 实现大泵径、慢冲次。

锦45-21-270在更换Φ57泵后, 日耗电有大幅度下降, 对比前2次测试结果, 平均下降39.22k Wh, 并且百米吨液耗电也有明显下降。

3 实施效果

通过对影响单井耗电量的6个主要节点进行分析, 从影响程度大小来看, 电动机和生产参数是影响单井耗电量的主要原因, 其它依次为抽油机平衡度、回压、盘根盒松紧度、皮带松紧度。

根据以上6点影响因素, 针对具体原因, 主要从调整节能设备、调整抽油机平衡度、降低单井回压、动态调整生产参数四个方面来开展工作。

通过以上四个方面的工作, 共实施各类节电措施234井次, 累节电47.56×104k Wh。结合2012年四季度全区抽油机井测试资料, 与一季度相比, 平均百米吨液耗电下降0.07k Wh/ (102m·t) , 完成值为0.91k Wh/ (102m·t) 。

4 结论

(1) 电动机和生产参数是影响单井耗电量的主要原因, 其它依次为抽油机平衡度、回压、盘根盒松紧度、皮带松紧度:

(2) 降低电动机装机功率, 选用节能型电机和抽油机变频调高功率因数, 能有效减少无功损耗, 降低单井耗电量;

(3) 抽油机井平衡度处于80%-110%之间时, 能有效减少无功损耗, 降低单井耗电量。并且, 平衡度在过平衡时比欠平衡时更费电;

(4) 油井回压高于0.5Mpa时, 单井日耗电与百米吨液耗电会有明显提升;

(5) 冲次高于4.5次/分时, 单井耗电量会有明显增加。

摘要：锦州采油厂采油作业四区稠油区块抽油机井约300口, 动力源一般采用三相异步电动机, 耗电量约占作业区全年总用电量的2/3。由于影响抽油机井耗电量的因素较多, 导致同一区块条件下抽油机井耗电量差异较大, 因此, 通过分析抽油机在运转过程中各节点的能耗损失, 针对影响抽油机耗电量的主要因素, 采取积极有效的应对措施, 降低抽油机运转损耗, 提高电能利用率, 对于节约电能和缓和供电紧张有着极其重要的经济意义。

关键词：单井耗电,百米吨液耗电,电动机效率,生产参数

参考文献

[1]习文伟.抽油机井轻载电机接线方式改变对电耗的影响[J].节能, 2008 (04) [1]习文伟.抽油机井轻载电机接线方式改变对电耗的影响[J].节能, 2008 (04)

[2]顾永强, 胡洪浩.抽油机采用功率平衡标准实现节能[J].节能与环保, 2009 (09) [2]顾永强, 胡洪浩.抽油机采用功率平衡标准实现节能[J].节能与环保, 2009 (09)

超稠油区块篇4

锦25块构造上位于辽河断陷盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田上台阶第一断阶带西南部末端。开发目的层为沙一段于楼油层, 层状岩性。油藏埋深760~985m, 有效厚度为18.27m, 原始含油饱和度为65.7%, 原油粘度 (50℃) 10658~122900 m Pa·s。经过多轮次的吞吐开发, 区块目前已经处于蒸汽吞吐开发后期, 油藏面临着原油粘度大, 油汽比持续下降, 采油成本不断攀升等亟待解决的生产难题。为此, 2012年在该块进行微生物采油试验, 通过试验有效的缓解了开发矛盾, 达到了提高单井效益、降低开发成本的目的。

2 技术原理

微生物采油的机理主要有几个方面:

(1) 不论好氧微生物和厌氧微生物在生物代谢作用下所产生的酶类, 都可以裂解原油中的重质烃类和石蜡, 降低原油黏度或凝固点, 从而降低原油的流动阻力, 改善原油的流动性能, 提高原油产量和采收率。

(2) 微生物在地层中生长代谢的过程中, 能产生CO2、N2、H2、CH4等气体, 这些气体能保持和增加油层压力, 并可溶于原油而使其黏度下降, 从而有利于提高原油产量。

(3) 微生物在其代谢过程中产生各种化学物质, 如生物聚合物、生物表面活性剂、小分子有机酸、醇类等, 其中的小分子有机物在地层中可溶于原油, 改善原油的流动性.在地层中产生的生物聚合物能在高渗透地带控制流度比, 调整注水油层的吸水剖面, 增大扫油面积, 增加原油的流动性, 从而提高原油产量和原油采收率。

(4) 细菌代谢过程产生的生物表面活性剂, 比化学表面活性剂更稳定, 且具有较好的地层适应性能。

3 现场应用

3.1 施工井简况

选取锦25块11口处于蒸汽吞吐末期及近期无其他措施的油井进行微生物采油试验。

3.2 施工方案

根据实验室评估结果, 在进行现场施工之前要对施工使用的液量及施工方式进行设计, 主要包括营养液组成、注入量设计和注入后焖井时间等。

3.2.1 营养液组成确定

为了使微生物在油层中更好的生长, 在注入菌种的同时需要配注营养液, 其主要成分应为碳、氮源以及其他微量营养元素。根据实验室及发酵条件优化结果, 选取糖蜜、NH4Cl、KH2PO4、Na2HPO4为营养液主要成分。其浓度分别为 (W/V%) :1%-2%、2kg/m3、3 kg/m3、1.5 kg/m3。施工时模拟接种过程, 采用微生物菌液和营养液混合式注入, 在2-5%营养液浓度的注入液过程中, 均匀加入微生物发酵液 (菌种浓度大于107个/m L) 。

3.2.2 注入量的确定

注入液量符合经验公式:

q—微生物用量 (t) ;R—处理半径 (m) ;S—含油饱和度;H—油层厚度 (m) ;φ—油层孔隙度%;D—关井天数;Q—营养液用量;

3.2.3 焖井时间的确定

通过实验得出, 在模拟地层培养条件下, 多数菌株48 h后, 菌落浓度可达到109个以上。其稳定传代为3代, 因此最短关井时间为7-10 d, 为保证效果, 确定焖井时间为10 d。

4 矿场试验结果分析

4.1 微生物采油措施效果统计

通过对现场施工的11井次进行措施效果跟踪, 具体产量情况统计如下:

4.2 效果分析

通过上表数据可以看出, 该技术措施有效率为100%, 措施后日产油量显著提高, 是措施前日产油的1.4倍, 也比上一轮注蒸汽开采单井日产油提高0.5t。单井平均有效期为114d, 共计延长油井生产周期1252d, 节约注汽成本73万元, 投入产出比可达1:8.6。

5 结论

(1) 微生物稠采油技术是一项适合稠油开发后期的增产技术, 微生物可以充分发挥自身的高效性, 能够有效降低原油粘度, 补充地层能量, 取得了较好的增产效果。

(2) 通过现场试验证明, 该技术具有投资少, 见效快, 收益大的特点, 具有良好的推广应用前景。

摘要：锦25块是锦州油田的特稠油区块, 目前已经处于蒸汽吞吐开发后期, 油汽比持续下降, 采油成本不断攀升。研究应用微生物采油技术来提高该区块的开采效果, 通过确定营养液组成、注入量、关井时间等施工参数, 使该技术更适用于锦25块的油藏环境。

关键词：特稠油,微生物,现场应用,增产效果

参考文献

[1]赵寿增.微生物采油技术.油气采收率技术, 1996, (3) :14～22[1]赵寿增.微生物采油技术.油气采收率技术, 1996, (3) :14～22

[2]王修垣.微生物提高油采收率[J].微生物学报, 1999, 26 (5) :384-385[2]王修垣.微生物提高油采收率[J].微生物学报, 1999, 26 (5) :384-385

[3]左良成.微生物提高石油采收率菌种的筛选及其驱油效能研究.西北大学硕士学位论文, 2003[3]左良成.微生物提高石油采收率菌种的筛选及其驱油效能研究.西北大学硕士学位论文, 2003

超稠油区块篇5

由于浅水平井油层埋藏较浅, 一般在出表层套管100m左右开始测斜, 钻深至250m左右为A点, 开始钻水平段。为有效避免油气产层污染, 提高油气采收率, 一般采用套管加筛管完井, 即套管下至A点以下200左右, 筛管完全下在水平井段。筛管完井, 对储层伤害小, 井筒与地层的沟通程度高, 且具有防砂功能, 并为水平井后期的修井等作业提供了安全通道。

2 存在的难点

(1) 由于油层埋藏较浅, 由于井浅, 压实及其成岩作用强度较弱, 渗透性好, 胶结性差, 易破裂。同时是热采井, 因此所选水泥浆体系既要抗高温、防井漏, 又要在低温条件下形成强度快, 防止油气窜槽又要满足在高温条件下开采水泥石强度不衰退和渗透率不增大, 防止出现井口窜汽现象。这给水泥浆体系提出更高的要求。

(2) 由于井眼曲率大、造斜段短, 水平段长, 套管重量轻, 下套管摩阻大, 自重下滑小, 套管下入困难。

(3) 斜井中钻具受力状况导致井眼呈椭圆形状;浅层岩性疏松、钻井循环, 造成井径扩大严重且不规则, 多出为“糖葫芦”井眼, 这给固井顶替效率提高带来较大的困难。

(4) 裸眼封隔器、井口密封装置、油管与套管之间的密封及分级箍等工具优选, 直接影响固井的成败。

3 对策研究

3.1 提高地层的承压能力

当固井环空当量密度大于地层破裂压力时, 就会发生漏失, 造成低返, 严重影响固井质量, 损害油气层, 重则发生环空堵塞等复杂情况。我们做法是对各点的漏层、井底进行压漏校核, 并且要求井队通过加压试验方法来完成, 以满足固井需要。

3.2 井眼净化

通井循环时, 先用高粘携砂剂循环一周, 能够有效地净化井眼, 携砂剂的性能粘度为滴流, 密度与完钻泥浆密度相当。起钻前倒划眼循环处理钻井液时, 同时上下和旋转活动钻具。

3.3 优选隔离液, 提高顶替效率

为了彻底清洗水平段及大斜度段低边岩屑, 给固井施工提供一个良好的井眼, 保证固井质量, 现场用隔离液4方、冲洗液各2方, 占环空高度150m, 加大紊流接触时间以提高顶替效率

3.4 采用非渗透双凝水泥浆体系

该水泥浆体系具有早期强度高、低失水、零析水、水泥石微膨胀等性能, 满足水平井技术要求。

3.5 套管柱和筛管串采用同提拉预应力及安装热应力补偿装置, 减少热采时套管损坏。

4 现场应用实例

锡14-平1井开发锡14块稠油, 完井方式采用精密滤砂管顶部注水泥免钻塞完井。即水平段下精密滤砂管, 保持地层原始渗透率, 上部采用免钻塞分级注水泥装置进行注水泥固井, 有效封隔产层和非产层。

4.1 下入完井管柱

(1) 确定筛管及配套工具下入深度:根据测井数据和井眼井径数据, 确定筛管、裸眼封隔器、外注水泥分级箍以及配套工具下入深度, 配接管柱, 留足口袋 (裸眼封隔器需放置在井眼较规则的井眼段) 。

(2) 配接完井管柱:按完井管柱结构配接完井管柱, 完井管柱结构 (自下而上) :7in裸眼外充填工具1.57m+51/2in短套管6m+变扣+7in滤砂管管串 (滤砂管串之间加热补偿器) 259m+热补偿器2m+7in套管1根+7in裸眼封隔器 (两级, 加弹性扶正器) +7in套管5.5 m+7in外注水泥分级箍+7in短套管5.5 m+7in套管串 (到井口) 。

4.2 下入内注水泥管柱

(1) 配接内注水泥管柱:内注水泥器总成 (内注水泥器+双层夹壁管) 17m+31/2i n平式油管串顺序配接内注水泥管柱, 要求对油管、内注水泥器总成等进行准确丈量、编号, 同时对31/2in平式油管用通管规进行通管。

(2) 下入内注水泥器:按配接好的内注水泥管柱组合下入完井管柱中, 下入时的技术要求:

(1) 下入内管柱时每小时不大于25根。

(2) 内注水泥器总成在到达外注水泥分级箍和裸眼封位置时要慢慢下入, 并注意观察指重表摩阻信号显示。

(3) 内注水泥管柱下至外注水泥分级箍上部20m时试压15Mpa合格后, 内注水泥器顶部下到外注水泥分级箍遇阻位置时, 井口装半全封+高压自封, 内注水泥管柱用大钩吊住, 上部接阀门, 连接固井水泥车, 井口以上用固井水泥车按规定试压15Mpa。

4.3 坐封封隔器、打开外注水泥分级箍

(1) 坐封封隔器:将内注水泥管柱上提1m, 缓慢打压15MPa坐封裸眼封隔器, 憋压时间20min, 放掉压力。

(2) 打开外注水泥分级箍:将内注水泥管柱下压3t, 打开外注水泥分级箍循环洗井, 观察泵压, 直至泥浆性能满足固井要求。

4.4 固井、关闭外注水泥分级箍

(1) 连接管线、试压:连接固井水泥车与内注水泥管柱, 将反洗管线与井口四通一侧连接。地面管线及固井设备整体试压25MPa, 保证不渗不漏。

(2) 固井、关闭外注水泥分级箍:注水泥固井, 按设计量泵入隔离液8方, 水泥浆23方水泥浆, 当水泥浆完全泵入后, 用清水顶替2方, 顶替完内注水泥管柱容积, 上提管柱20m, 观察外注水泥分级箍关闭情况, 关闭正常。